Lanzhou Oil and Gas Transmission Company, PipeChina Gansu Branch
Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline, mixing transportation, capacity increase, blending proportion, restart after shutdown
DOI: 10.6047/j.issn.1000-8241.2024.12.007
兰成（兰州—成都）原油管道于2013年10月建成投产，是中国西部能源战略通道的重要组成部分。该管道全长878 km，管径610 mm，管材为X65（L450）钢管，最大壁厚15.9 mm，设计压力8.0～13.4 MPa，设计输量1 000×104 t/a，启输量550×104 t/a。全线设兰州首站、临洮泵站、陇西减压热站、武山泵站、小川减压站、广元减压站、江油泵站及彭州末站8座工艺站场，并设阀室44座。采用全线密闭输油工艺，输送介质为西部原油管道（鄯兰—兰州）干线来油。油品在鄯善首站掺混完毕，经西部原油管道输送至兰州原油商业储备库，再进入兰成原油管道外输至四川石化，主要输送的是塔里木油、北疆油、哈国油、吐哈油4种油品按不同比例掺混的混合油，统称为兰成原油。
为有效解决长庆原油资源相对富余且满足四川地区对长庆原油的需求，计划通过兰成原油管道输送部分长庆原油。但长庆原油属于易凝高黏原油，兰成原油管道设计建设时未考虑输送高凝油的情况，无法单独输送长庆原油。基于兰成原油与长庆原油的物性，参考国内外多条管道掺混稠油输送经验，提出采用兰成原油掺混长庆原油常温输送方案[1]，并于2014年开始每年4—11月进行两种油品的掺混输送，按照掺混比例（即长庆原油占混合油体积的比例）在5％～25％范围运行。但随着四川对长庆原油需求的成倍增加，计划需求量由（50～100）×104 t/a增至（150～300）×104 t/a，仍采用现有的输送工艺无法满足输送需求。为有效提高长庆原油掺混输送量，确保管道安全运行，系统分析兰成原油管道掺混输送现状及油品凝点增大带来的运行风险，探讨掺混输送的制约因素，以期制订安全、高效的掺混增输优化方案。
兰成原油管道（图1）投产初期主要输送的是哈油、塔里木油、吐哈油3种油品组成的混油，凝点平均为－10～－6 ℃。近年来，为平衡上游各油田资源配送及四川石化对各类油品的需求，兰成原油组成发生了变化，主要以输送哈油、塔里木油、吐哈轻油、北疆油4种油品组成的混油为主，少量批次的哈油与塔里木油、吐哈稠油、北疆油4种油品组成的混油。因油品组成的变化，混合油的凝点范围扩大且整体呈上升趋势。长庆原油凝点为18～20 ℃，超过凝点2～3 ℃时，原油表观黏度大于100 mPa·s，无法单独输送，需按照不同的掺混比λ将其掺混到兰成原油中，降低稠油黏度后再输送[2]（图2）。
图1 兰成原油管道站场及走向示意图Fig. 1 Stations and route of Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline
图2 兰成原油管道掺混输送量统计图Fig. 2 Mixing transportation capacities of Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline
兰成原油每个批次各种油品比例不同，其中北疆油占比为10％～30％，平均密度为875 kg/m3，凝点超过0 ℃，属于高密高凝油。由于北疆油占比不同，导致兰成原油凝点相差较大，一般在－6～2 ℃之间。此外，由于哈油的自身物性也随境外开采区块及处理工艺的变化而波动，加之其他未知因素的共同作用，使得兰成原油凝点始终波动较大，极不稳定，尤其自2019年以来，凝点逐年上升。然而，长庆原油物性较稳定，当兰成原油掺入长庆原油后，其凝点增加较明显，尤其当掺混比例达到20％以上时。近些年来，为了保证掺混外输的可靠性运行，通常将兰成原油与长庆原油按照95∶5、90∶10、85∶15、80∶20、75∶25的体积比例进行掺混外输。
根据2021—2023年兰成原油管道掺混长庆原油前、后油品平均凝点变化（表1）可见：掺混后凝点较掺混前平均升高8 ℃，最低、最高分别升高为5 ℃、13 ℃。其影响因素较多，但主要受油品组成、掺混比例的影响，通常是兰成原油的物性越好，掺混后凝点越低，且掺混凝点随掺混比例的增加而增大。
表1 2021—2023年兰成原油管道掺混长庆原油前、后油品平均凝点统计表Table 1 Average solidification points of oil products before and after mixing Changqing crude oil in Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline from 2021 to 2023
当兰成原油管道掺混长庆原油输送时，因管壁温差较大，导致管道内壁沉积了石蜡沉积物，管道蜡堵风险随之增大[3−4]。同时，由于兰州首站每年需要开展储罐清罐及罐底沉积物搅拌转运工作，油泥及杂质不同程度进入管道内，给平稳输送带来了较大影响，需要格外关注油品质量、凝点。为了降低管道蜡堵风险，主要通过发送清管器来降低运行风险并提高输送效率[5−6]。中国输油管道曾多次发生蜡堵停输事件[7]，尤其是高凝高蜡原油管道，较为典型的是中银线、长呼线原油管道的蜡堵停输事件。
兰成原油管道在2019年4月掺混输送期间，管道沿线各站场开展清管作业，陇西站—武山站清管结束后，从武山站向小川站发送清管器时，由于武山站清管后杂质较多，正输流程恢复过早，导致管道中残留油泥、杂质随原油运行至小川站，造成小川站蜡堵引起压力超高保护紧急停输。此次蜡堵引起武山站出站压力波动达到0.25 MPa，而小川站进站压力波动0.5 MPa，清理出油泥杂质达到1.85 t。武山站—小川站之间管段长度为168 km，是兰成原油管道最大的站间距，也是最易发生管道蜡堵的管段。2020—2023年武山站—小川站管段清管 23次，清出杂质总量达28.75 t，杂质主要成分为油泥。其中，单次清出杂质1 t以上的次数为12次（表2），为防止管段蜡堵造成憋压、停输，增加武山站—小川站管段的清管频次以降低管道沿程摩阻。
表2 2020—2023年武山站—小川站管段清管结果统计表Table 2 Pigging statistics for Wushan station–Xiaochuan station pipeline segment from 2020 to 2023
停输再启动是原油管道安全运行需要解决的核心问题之一，兰成原油管道为大落差管道[8−9]，管道高低点的局部落差高达600～1 200 m（图1），压力差也高达5～10 MPa。特别是在管道启、停输等不稳定流动工况下，油品在管道内始终处于不断加速、减速状态，流体的惯性会与管壁之间产生更大的摩阻损失，尤其当掺混长庆原油输送时，凝点增加了5～13 ℃。由于长庆原油具有易凝高黏特性，停输后管道内油温逐渐下降，如果停输时间过长，混油在管道内出现分层现象，管道内的原油黏度会急剧上升[10]，局部管道会发生粘管现象，管内原油甚至可能会发生胶凝，表现出较强的屈服应力，启动压力增大[11−12]。如果不及时进行管道再启动操作，可能会造成严重的凝管事故。如果掺混比例增大而兰成原油管道首站掺混不均匀，油品输送至下游管道会给管道再启动带来严重安全风险[13]。
针对提高掺混比例给兰成原油管道运行带来的风险，应重点从控制掺混比例、改进搅拌工艺、调整清管作业方式等方面进行优化。
凝点是掺混输送控制的关键指标，为保证干线的安全运行，在大罐掺混前，应当进行两种油品不同比例的配比实验。将配比后的凝点与油温进行对比，一般要求凝点至少低于管道沿线最低油温5 ℃。兰成原油管道沿线油温由兰州首站—小川站逐渐降低；小川站之后，油温逐渐升高。该管道全年各月份最低油温出现在小川站前后，且最低、最高油温分别在每年2月、8月[1]（表3）。
按照油温、凝点控制掺混比例则存在以下问题：①油温受流量、停输时间及沿线温度检测点等不确定因素影响，很难准确控制掺混比例；②凝点至少低于油温5 ℃以上，过于保守，实际掺混输送中掺混后油品凝点与平均油温相差在5～10 ℃，裕量较大。
根据兰成原油管道历史运行数据[1]，全年各月管道沿线油温均高于地温3～5 ℃。由于管道沿线地温相对较为稳定，因此可根据实际情况，以“外输混油凝点不大于当月沿线最低地温”作为确定长庆原油最大允许掺混比例的依据。兰成原油的凝点主要集中在－9～－5 ℃之间，而长庆原油的凝点高达19 ℃，按照该管道全年常温掺混输送考虑，可得到每月掺混比例控制指标（表4）。可见，优化后的掺混比例平均每月高出原掺混比例5％～10％（表1），实际运行中可结合管道输油能力及参数变化，在控制指标范围内稳步提升掺混比例。
表3 兰成原油管道掺混输送原油的凝点控制范围统计表Table 3 Solidification point control ranges of crude oil in mixing transportation through Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline
目前，掺混工艺主要是将兰成原油（西部管道干线来油）与长庆原油（石兰管道干线来油）在兰州商业储备库储罐内按照所需掺混比例进行掺混，经计量后利用外输泵输送至兰成原油管道（图3）。每年掺混期间，兰州储备库将3座外浮顶储罐作为掺混罐，按照储罐静态计量的方式进行掺混。两种来油均经减压再先后进罐，先进油品密度相对较大的兰成原油，后进密度较小的长庆原油，不同的是兰成原油通过储罐正常收油流程进罐，而长庆原油通过旋喷搅拌流程进罐进行搅拌掺混。每次掺混比例以化验室配比实验为准，保证两种油品按照不同比例混合后凝点低于掺混罐内兰成原油油温5 ℃以下进行掺混比例控制。在掺混作业结束后，要求掺混后的油品静置48 h后再进行外输。整个搅拌工艺操作及油品计量化验较为复杂，且工作量较大。
表4 兰成原油管道每年1—12月掺入长庆原油的掺混比例统计表Table 4 Monthly blending proportions of Changqing crude oil in Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline (January to December each year)
图3 兰成原油管道掺混长庆原油输送工艺流程图Fig. 3 Process flow chart of mixing transportation with Changqing crude oil in Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline
兰成原油管道增加长庆原油掺混输送量即需要提高掺混比例，对两种油品的掺混均匀度提出了更高要求。掺混是否均匀也是凝点是否稳定的一个关键因素，掺混的效果与旋喷搅拌压力、搅拌时长及搅拌后静置时间有直接关系。在实际运行中，长庆原油管道来油利用干线余压直接进入掺混罐，由于干线来油排量为500～700 m3/h，平均掺混压力为0.5 MPa，无法满足储罐额定搅拌工艺要求，存在掺混不均的情况，因此，可考虑以下两种搅拌工艺优化方式：①利用额定排量930 m3/h、额定压力1.2 MPa的鄯兰转油泵，将罐内的长庆原油转至掺混罐进行搅拌，可以提高搅拌排量及压力，同时将两种干线来油同时进罐，提高搅拌效果（图4）。优化后的搅拌工艺可以提高混油油品均匀度，防止油品分层，尤其在较大掺混比例时效果更加明显[14]。②采用在线掺混工艺，实现动态掺混[15]，减少人工操作量。
图4 兰成原油管道优化后的掺混工艺流程图Fig. 4 Process flow chart of optimized blending of Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline
对于清管周期的制定，众多学者提出了不同的观点。户凯等[16]通过计算得到经济性清管周期与安全性清管周期，选择两者中周期时间最短的作为管道实际清管周期。田震[17]提出以输量下降3％作为确定管道清管周期的安全极限。李循迹等[18]认为当管输效率低于某一设定的阈值时，就应当进行清管，并应结合现场实际管道运行容易发生蜡沉积卡堵事件的当量直径，确定最终的清管周期。刘扬等[19]提出结合管输过程热力、水力两方面的变化规律及约束条件，当管道沿线压降梯度达到平均极限压降梯度时，应进行清管。丁俊刚等[20]认为每个季度至少清管一次，一旦管道的输量下降3％，就应该进行紧急清蜡。
目前通常根据管道的实际情况确定，尚无明确的标准。部分石油公司规定，当管道内壁蜡层厚度达到2 mm时进行清管或将收集50 bbl（1 bbl＝158.98 L）蜡的运行天数作为清管周期。其中，俄罗斯清管技术标准 РД 153-39.4-056-2000《干线输油管道运行技术规程》规定，应编制输油管道清管年度作业计划。实际清管周期应根据不同原油的物性参数、管道的运行情况来确定，且每个季度至少清管1次，一旦管道输量下降3％，应进行紧急清蜡作业[20]。
依据SY/T 5536—2004《原油管道运行规程》中管道输送效率不应低于95％的规定，国家管网集团油气调控中心结合管道运行排量与压力变化，采用列宾宗公式计算得出管道输送能力与摩阻变化的关系，并给出了兰成原油管道各站间每100 km的摩阻增幅范围及报警设定值（表5）。由此，确定在上次清管作业结束后，当管道输送能力下降超过5％（对应摩阻增大9.37％）时，宜进行清管作业；当摩阻大于高高报警时，应根据现场情况及时开展清管作业。
根据表5可见，武山站—彭州站管段如果按输送能力下降5％计算，管道摩阻将高于清管前最大摩阻值。为确保管道安全运行，将高报、高高报分别定为清管前平均值、最大值；在掺混输送时期，需重点关注临洮站—陇西站、陇西站—武山站、武山站—小川站管段摩阻变化情况。在干线输量稳定（1 000～1 400 m3/h）的情况下，上述3个站间各管段每100 km的摩阻月增幅应分别不大于0.25 MPa、0.30 MPa、0.75 MPa。同时，根据摩阻变化、报警裕量及运行经验，兰成原油管道掺混输送期间，临洮站—陇西站、陇西站—武山站管段每月清管不少于1次，武山站—小川站管段每15天清管不少于1次；兰州首站—临洮站、小川站—彭州站管段因受温度影响，清管效果不明显，可适当降低频次，但为防止杂质沉积、摩阻逐年上升，每年应至少清管4次。
表5 兰成原油管道站间每100 km管道摩阻涨幅及报警设定值统计表Table 5 Friction increases and alarm setting values per 100 km between stations of Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline
兰成原油管道掺混输送油品物性较为复杂，同时考虑到其大落差及站间距设置情况，对现有清管方案进行改进。
1）选择合适的清管器类型。临洮站—小川站是清管作业管控的重点管段，每年按照高密度泡沫清管器（过盈量为0、2％），皮碗清管器（过盈量为2％），2直板＋4皮碗清管器（过盈量为2％～4％）的顺序进行清管，每次根据管道清理出油泥杂质情况，调整清管器的类型。
2）合理安排清管顺序及频次。采用逆序+渐进式清管方式[21]，以每100 km的摩阻作为管道清管次数的依据，但考虑到油品物性、排量、掺混比例的不同，可结合每次清管杂质量及运行参数变化，适当调整清管顺序及频次。当每次清管杂质超过500 kg或远高于清管前平均值时，应继续进行清管。
3）合理切换流程。在清管器到站后，不要过快将收球流程切至正输流程，这不利于清管器后杂质进入收球筒，造成较多杂质进入干线，对下游运行造成影响。可确定清管器进入收球筒2 h后再切至正输流程，尽可能将清管器后续油品的杂质清理出来。
4）清管期间异常情况的及时处置。在清管器运行期间，若发现参数变化符合原油管道堵塞特征，应该分析油泥杂质位置，提前做好杂质进站准备，提前打开备用过滤器；一旦发现进站压力有较大幅度的升高时，可以考虑全线降量输送，兰州站、临洮站、武山站及江油站各停1台泵，提前降低管道运行压力，避免管道停输。
随着掺混量的增加，将会给管道输送带来更大的运行风险。因此，对兰成原油管道加热输送进行探讨，并对不同季节管道掺混输送期间不同停输时长对于再启输的影响进行安全论证。
兰成原油管道在兰州站与陇西站设有加热功能，基于现有的加热能力，即使在夏季地温最高月份，且兰州站、陇西站满负荷加热运行，兰成原油管道沿线油温仍无法满足长庆原油流动安全的最低温度要求。因此，基于现有的加热能力，兰成原油管道单一输送长庆原油是不安全的。假设在不增加新站场的基础上，对现有泵站、热站进行热力升级，保证各站场均具备60 ℃出站的加热能力，但由于各站间距过大，尤其武山站—小川站管段（长度达168 km）仍然是全线热力接力输送的最薄弱环节；同时，在停输过程中，仍有约100 km管段内的油温低于凝点或处于凝点附近的流动性恶化区域，管道凝管风险极高。因此，即使对现有泵站、热站进行热力升级改造，兰成原油管道仍不具备加热输送长庆原油的条件。
取兰成原油LC10、LC7批次油与长庆原油按照不同掺混比λ进行掺混，并将混油分别加热至25 ℃、30 ℃、35 ℃、40 ℃、45 ℃、50 ℃进行凝点检测（表6）。可见，当混油经加热后，凝点普遍上升，其中加热至30～35 ℃后的油样凝点最高，加热对掺混后油品并未起到降凝改性效果，反而导致凝点显著升高，这将大大减弱加热的效果。如果采用加热输送，兰成原油管道沿线最低输送油温Tmin需考虑加热后凝点升高的问题，加热掺混原油在兰成原油管道输送过程中经泵升压、调节阀减压后，可能存在物性变差情况，造成凝点大幅波动，为管道安全运行带来影响。在管道停输后，沿线油温降低较快，在保证高于凝点3～5 ℃情况下，必须严格控制停输时间。兰成原油管道沿线冬季最低地温为3.5 ℃左右，管道停输后若不尽快启输，掺混原油温度将低于地温。由于凝点反弹，与常温输送相比，加热输送的凝管风险更大，这也必然会影响长庆原油掺混输送量。
此外，热油管道安全运行除了需要足够的加热能力，还需要建立稳定的土壤温度场，这通常需要较长周期（半个月或更长）[22]。兰成原油管道运行压力高，投产以来尚未经历过管道高温运行状态，骤然升温可能会影响钢管、阀门等设备的结构安全，且每年夏初都将重复因油温变化带来管道结构安全隐患[23]。因此，兰成原油与长庆原油掺混后不宜采用加热输送。
表6 兰成原油管道掺混长庆原油的混油加热前、后油品凝点变化统计表Table 6 Solidification point variations of oil products before and after heating for mixing transportation with Changqing crude oil in Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline
采用Fluent软件对兰成原油管道停输再启动仿真软件计算精度进行验证，通过对比各泵站现场数据（油温、停输再启动输量）与仿真模拟结果值（表7）可见，满足停输温降平均偏差低于1 ℃/d、再启动流量平均偏差低于15％的技术要求指标。
表7 兰成原油管道掺混长庆原油输送停输再启动仿真结果与现场数据对比表Table 7 Comparison between simulation results and field data for restart after shutdown of mixing transportation with Changqing crude oil in Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline
管道再启动过程是否顺利主要取决于停输过程的温降幅度、油品物性变化及结蜡情况、启动初始时刻的油温分布、原油流变性等因素[24−29]。在常温输送工况下，油温变化较为稳定，地温与季节变化有关，而油品凝点与掺混比例有关。因此，需结合掺混比评估不同季节下停输再启动的管道安全性[30−33]。选取冬季、掺混比10％与夏季、掺混比30％两种情况下不同停输时刻沿线油温、各泵站之间再启动输量（图5、表8）进行对比，可见，随着停输时间增加，管道油温、再启动输量呈下降趋势。在冬季、掺混比10％与夏季、掺混比30％两种条件下，当兰成原油管道停输72 h时，正常输送过程沿线最低油温均高出控制凝点3 ℃（表3）。
兰成原油管道停输72 h再启动2 h后，夏季、冬季各站间最小输量分别为1 043 m3/h、1 117 m3/h，其分别为正常输量（1 163 m3/h）的89.7％、96.0％，均满足最低启输量846 m3/h的要求。由此可见，兰成原油管道在掺混长庆原油输送下，夏季、掺混比30％与冬季、掺混比10％两种工况在最大停输72 h后也可满足安全输送的要求。
图5 兰成原油管道冬季、夏季不同掺混比及停输时刻沿线油温变化曲线Fig. 5 Oil temperature variation curves along Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline at different blending proportions and shutdown durations in winter and summer
表8 兰成原油管道冬季、夏季不同掺混比及停输时刻各站间再启动输量变化表Table 8 Variations in transmission capacities for restart in segments between stations at different blending proportions and shutdown durations in winter and summer along Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline
长庆原油掺混输送量与兰成原油管道全年总输送量、掺混比有关，假设每月输送量及掺混比相同，可预测得到该管道年输量 Q分别为 800×104 t/a、850×104 t/a、900×104 t/a、950×104 t/a、1 000×104 t/a、1 100×104 t/a下的长庆原油掺混总量（表9）。可见，在全年掺混输送下，即使按照掺混后油品最高凝点－5 ℃、最低年输量800×104 t/a计算，也可以完成该管道全年增输至150×104 t/a的目标。但要达到全年300×104 t/a的目标，需要从以下两个方面进行调整：①可以提高年输送量至1 100×104 t/a，且尽量在每年的7—10月大排量掺混运行；②减少兰成原油中北疆油的占比，并降低兰成原油凝点，从而提高掺混比例。
表9 兰成原油管道不同年输量下长庆原油最大年掺混量预测表Table 9 Prediction of maximum annual mixing capacities of Changqing crude oil corresponding to different annual throughputs of Lanzhou-Chengdu crude oil pipeline
1）由于受站场剪切、重复升温的影响，西部原油管道鄯善首站与兰州末站的油品物性有不同程度的改变，因此，在兰成原油管道兰州首站掺混长庆原油时，既要结合西部原油管道鄯善首站油品物性检测情况，也要考虑兰州首站进站油品取样测试情况。
2）对最大掺混比例的指标控制分析是参考了现有掺混输送时兰成原油凝点较为集中的范围进行计算，但由于兰成原油自身凝点频繁、无规律大幅波动，对于掺混后的油品凝点与掺混比例难以得出确定的、可重复对应的关系，不宜机械地、固定地确定掺混比，而应“因油、因时”制宜，根据油温与地温变化合理调节掺混比。3）根据最大掺混量预测情况，目前兰成原油管道掺混长庆原油还有较大的增输空间，建议结合工艺优化措施逐步提高掺混比例，同时随着长庆原油掺混增量输送，掺混输送期间兰成原油管道蜡堵风险将增大，应从管道输送能力变化、清管结果分析管道结蜡情况，随时调整清管方案及输送方案。
4）目前制约长庆原油掺混增输量的决定因素主要是上游长庆原油来油不足、兰成原油凝点不稳定，假定长庆原油按年输量150×104 t，采用大罐掺混工艺可满足输送要求，但当掺混比例超过30％时，大罐掺混均匀性有待进一步验证。同时，大罐掺混带来了大量的工艺流程切换及计量化验操作，从长远考虑，若常年掺混输送，可进行工艺改造，在给油泵与流量计之间增加在线掺混比装置，配套安装在线凝点检测仪，以来油在线掺混取代大罐掺混，实现动态掺混。这既可灵活调整长庆原油外输掺混比，又可消除大罐掺混带来的安全隐患。
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