稠油掺稀管道输送工艺特性

万宇飞，邓道明，刘霞，曾德春，李洪福，李立婉，薛君昭

（1中国石油大学（北京）油气管道输送安全国家工程实验室，城市油气输配技术北京市重点实验室，北京 102249；2新疆油田油气储运分公司，新疆 克拉玛依 834002）

随着稀油资源逐渐减少，稠油产量开始在全世界范围内上升。我国稠油资源丰富，主要分布于辽河油田、塔河油田、新疆油田以及一些海上油区 等[1]，据据相关资料表明，我国已经发现了70多个稠油区块，已探明地质储量达到世界总石油探明量的15%～20%[2]，同时我国稠油年产量已达到全国原油总产量的14%[3]。随着我国及世界稠油年产量不断增加，稠油的开采和安全输送问题也逐渐显现出来。稠油由于高黏度使得输送成为难题，经过几十年的发展，国内外形成的稠油输送工艺有：加热、掺稀、加剂、水环、乳化降黏、改质等管道输送方法[4]，各方法均有一定的适用范围和特点。其中国内外应用较多的稠油外输工艺是掺稀输送法和改质输送法[5]。国内某稠油油田近期产量将升高到400×104t/a，油田脱水站脱水后的稠油掺稀后，通过WK管道长距离外输。本文针对WK稠油管道实际情况，计算分析其输送工艺特性。

WK稠油管道全长约100km，设计压力8.0MPa，末站进站压力0.3kPa，全线采用DN450mm钢管并保温，设泵站一座。输送工艺为加热法和掺稀法，首站出口温度取决于脱水站脱水温度，一般为93℃，受后期其他脱水站来油影响，最低约为82℃。当地四季地温差别较大。

1 管道流动特性

1.1 水力和热力计算

输油管道的水力特性取决于沿程温度分布。该稠油黏度对温度敏感，由于黏度较大，考虑摩擦生热的影响。利用考虑摩擦生热的苏霍夫温降公式[6]计算本管道沿程温度分布。

在计算沿程摩阻系数λ之前，需通过雷诺数Re来确定流动流态。认为当Re＜2100时为层流；当2100＜Re＜3000时为过渡流；当Re＞3000时为紊流[7]。稠油管道流态一般为层流，不会超过水力光滑区，不同流态分别采用不同摩阻系数公式计算水力坡度，见式（1）、式（2）。

层流区

紊流区

若流态处于过渡区，为了保证连续性，按层流和紊流加权平均计算摩阻系数。

1.2 水力特性分析

由于本稠油管道采取控制管道入口温度和压力运行方式，管道的压降随流量变化曲线可能呈现不稳定流动区[6-9]。

随输量从零逐渐增高，加热输送的稠油管道压降，首先表现为急剧增大到极高点后又急剧减小，直到一个极低点（对应的输量称为临界安全输量[10]），在极高点之前和极高点与极低点之间分别称为流动不经济区[11]和流动不稳定区，最后压降随输量提高而缓慢增大（稳定工作区）[12]。当管道工作处于不稳定区时，由于某种原因，导致输量小幅度减小，将引起摩擦阻力急剧增大而可能会出现超压现象[13]，且出口压力变化剧烈。因此为了安全起见，在实际运行中应避免进入不稳定区，即应明确管道的安全输送范围，保证管道在临界安全输量[14-15]和管道最大承压下的最大输量之间运行。

2 WK管道工作特性分析

考虑到脱水站出口油温、管道及其设备承压、承温能力、流态等约束，将该稠油分别掺入质量分数为10%、15%、20%和25%的稀释剂，研究WK管道在不同掺稀比下的输送工艺特性。在实验室条件下，依据《原油黏温曲线的确定 旋转黏度计法》（SY/T 7549—2000），利用德国HAKKE VT550流变仪，在30～95℃的范围内测试其黏度，并绘制成黏温曲线，如图1所示。测试数据显示，稠油及不同配比掺稀稠油在30℃时仍然表现为牛顿性。从测试结果可以看出，稠油掺稀是一种有效的降黏输送方法[16-17]。

以下基于WK管道的实际情况，分别讨论不同掺稀比、不同季节和不同首站出站油温[18-19]对该管道输送特性的影响。

2.1 不同掺稀比

针对不同掺稀比稠油，外部环境按春季、夏季和冬季3种情况考虑（由于秋季和春季地温相近，管道有保温层，可以认为秋季外部环境和春季相同，故这里未考虑秋季工况）。取首站出站温度93℃，依次改变管道输量，得到管道的首站出站压力和末站进站温度随输量的变化情况，如图2所示。

图1 不同掺稀稠油黏温曲线

图2 不同季节、不同掺稀比稠油首站出站压力和末站进站温度与输量关系

从图2可以看出：输送不同掺稀比稠油，首站出站压力随输量变化曲线均存在不稳定区，且当输送掺稀15%～25%稠油时，在稳定区的高输量下会出现曲线斜率增大现象；随掺稀比的增大，曲线斜率增大时对应的流量愈明显且向左偏移。这是由于当输量较大时，随掺稀比增大，黏度减小，油流流态由层流进入过渡流或紊流，而使得压降显著增大，这不利于管道在大输量下经济运行。另外，同一季节，不同掺稀比稠油末站进站油温随掺稀比减小而增大，但相差不大。这主要是因为随掺稀量减小，油品黏度增大，管道输送沿程水力坡度增大，摩擦生热增大。这也说明管道输送黏度较大的稠油，其摩擦生热较大，在实际计算中不宜忽略。

2.2 不同季节

为了确定季节对WK稠油管道工艺特性的影响，分别将输送掺稀10%、15%、20%和25%稠油首站出站压力和末站进站温度随输量变化关系绘于图3中(a)～(d)。

由图3可以看出：①同一种掺稀比稠油在不同季节首站出站压力和末站进站油温相近，说明季节对WK稠油管道工艺参数影响不大，这主要是因为该管道实施了有效保温的缘故；②当输量较小时，末站进站油温为夏季＞春季＞冬季；但当输量增大到某一值后，末站进站温度出现反转而呈现，为冬季＞春季＞夏季，但总体上相差均不大。这是因为摩擦生热和环境共同作用的结果：小输量时油品散热较快，摩擦生热相对不明显，使得环境影响起主导作用，而呈现末站进站油温夏季＞春季＞冬季现象；随着输量增大，摩擦生热效应愈明显，在相同输量下，冬季摩阻大，春季其次，夏季最小，使得水力坡度呈冬季＞春季＞夏季，即摩擦生热冬季＞春季＞夏季，而引起末站进站油温出现反转现象。

2.3 出站油温

随着后期稠油开采进入发展期，部分油品不能及时输送而进入储罐储存和一些稠油区块距离WK管道首站较远，使得进入WK管线的油温有所降低，可能会降低至82℃。为了研究首站进站温度（不考虑站内温降，即认为首站出站和进站油温相同）对输送特性的影响，以夏季掺稀15%稠油为例，分别就82℃、86℃、90℃和93℃这4个进站温度进行计算，得到不同首站出站温度下WK线首站出站压力和末站进站温度与输量之间变化关系（图4）。

由图4可以看出：①随着风城首站出站温度升高，临界流量稍右移，即随首站出站温度升高，不稳定区区间略有增大；②当首站出站温度从90℃变为93℃时，首站出站压力曲线在输量接近最大输量情况下出现斜率增大现象。这主要是因为，随输量增大和首站出站温度升高，混合油黏度减小，使得雷诺数增大，出站一段管线流态由层流进入过渡区或紊流区。而首站出站温度82℃和86℃下整个管段仍处于层流流动。综合以上分析，可以认为在某一首站出站温度温度下（这里约90℃），管道的最大输送能力最大。

图3 不同掺稀比稠油在不同季节首站出站压力和末站进站温度与输量关系

图4 不同首站出站温度下首站出站压力与末站进站温度与输量关系

3 输送能力计算

3.1 临界安全输量

加热输送的WK稠油管道存在不稳定区，这对管道的安全运行是一个不利因素。不稳定区末点对应的输量即为管道运行的临界安全输量，在实际运行中，应保证管道输量大于该临界安全输量。计算得到不同工况下WK稠油管道临界安全输量见 表1。

可以看出：总体上，对于同一季节，掺稀比越小，临界安全输量越大；而对于同一种掺稀稠油在不同季节临界输量呈现为冬季＞春季＞夏季趋势，但相差不大。

3.2 最大输送能力

管道最大输送能力即输送压力达到管道设计压力时的管道输量。计算得到的不同季节、不同首站出站温度下最大输送能力见表2。

从表2可以看出：①同一季节，随掺稀量增大，最大输量并非单调递增，在相同首站出站油温93℃下，掺稀15%和掺稀25%输送能力相近且最大；② 同一掺稀比稠油，在不同季节最大输送能力相差不大；③随着首站出站温度升高，管道最大输送能力并非单调递增，对于同一种油品（掺稀15%稠油），在首站出口温度93℃和86℃时相近，在首站出站温度约90℃时最大。

表1 不同工况下WK稠油管道临界安全输量

表2 不同工况下WK线安全输送的最大输量

4 结 论

稠油加热输送管道的安全运行需要研究管道的工艺操作特性，为此考虑不同稀释比，在不同季节和不同出站油温下，对WK稠油管道的输送特性和安全输送能力进行计算分析，得出如下结论。

（1）加热输送的WK稠油管道存在随输量减小压降急剧增大的不稳定区，实际操作时应避免 进入。

（2）随掺稀比增大，管道输送工艺特性不稳定区右边界左移，安全输送的临界输量略有减小，这有利于管道在低输量下安全输送。

（3）在WK管道的稳定工作区接近最大输量工况，随掺稀比增大或首站出站油温升高，管道压损-流量曲线出现斜率增大现象，使得最大输送能力并非随掺稀比或首站出站油温单调递增。在某一掺稀比和首站出站油温下，管道输送能力最大。

（4）WK线的整体压降受掺稀比、输量的影响较大，但季节对压降的影响很小；WK线的整体温降主要受输量影响，但掺稀比、季节对整体温降的影响不大。

（5）WK管线在不同季节输送同一种掺稀比 稠油时的首站出站压力、末站进站油温、临界安全输量以及最大输送能力相近，即季节对WK线工作特性影响很小。

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