国内长原油管道实现大混输

国内长原油管道实现大混输

到2月24日，中国石油西部管道原油输送方式从顺序输送变为混合输送后,已平稳运行66天。实施这一工艺技术改进措施,不但有效化解西部原油管道冬季运行风险，而且管道运行效率显著提高，管输成本降低。大混输以来，管道工况适应能力大大增强，下游炼化企业的库容综合利用率也明显提高。

西部原油管道是目前国内运距长的大落差原油管道。投运一年多来，一直以顺序输送的方式将塔里木、新疆、吐哈3个油田的原油和阿独管道哈国来油输送到下游兰州炼厂和玉门炼厂。由于油源和下游转运能力限制，这条管道长期在低输量状态下运行，加上哈国来油物性不稳定，使得这条管道冬季凝管风险高、运行难度大。北京油气调控中心和西部管道公司联手开展低输量运行研究，通过加剂综合热处理工业实验指导编制冬季运行工艺技术方案，努力保证管道冬季安全运行。

去年4季度，受国际金融危机影响，国内成品油需求大幅度萎缩，原油成品油产运销形势严峻，使西部原油管道的低输量问题愈加突出，给安全运行带来重大挑战。

在中国石油总部相关部门和专业公司的大力支持下，北京油气调控中心组织对西部原油管道工艺运行方案进行调整，协调实施西部原油大混输。在上下游相关单位的积极配合下，调控中心编制出混合输送试验实施方案，确定掺混比例，安排鄯善油库掺混投运。去年12月17日开始掺混作业，3天后，首批次掺混原油外输。今年1月22日，第一批混合油顺利到达兰州。目前，西部原油管道已有三个比例的混油投入输送，运行压力、流量正常。

西部原油管道混合输送及相关试验取得成功，有效降低了管道小输量限值，延长管道允许停输时间，可有效缓解库容紧张的局面。同时，管道输量弹性大大提高，冬季间歇输送适应市场能力增强，满足上下游需要。实行掺混输送后，管输原油凝点降低，解决顺序输送时任务输量不足和易造成管道凝管等隐患，使冬季运行安全有了保障。

大混输也带来明显的经济效益。今年1月，这条管道完成相同输量的管输能耗与去年同期对比，加热炉总运行时间降低53％，燃油消耗大幅减少。同时，凝点降低后，无需再填加降凝剂，也降低了材料费用，减轻了站场人员的工作量。此外，混输后，也减少了兰州炼厂和兰州末站分输分储油品的库容占用，过去炼厂自行掺混油品要在等批次上费时间，现在所有来油直接进罐，并且油品酸性较以前大大改善，更有利于装置的安全稳定运行。