大澇壩站凝析油外輸管線結蠟因素分析與應對措施

代維（中石化西北油田分公司，新疆輪臺　841600）

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大澇壩站凝析油外輸管線結蠟因素分析與應對措施

代維
（中石化西北油田分公司，新疆輪臺841600）

【摘 要】大澇壩站是綜合集氣處理站，主要產品為天然氣、凝析油、輕烴及液化氣。本文通過對大澇壩站凝析油外輸管線結蠟因素分析，明確其主要受油品含蠟量變化、油品管輸溫度及油壁溫差等因素影響，針對該管線結蠟情況采取熱洗、正反注方式清蠟，合理有效解決該管線結蠟對管輸正常運行的影響，為出現類似管線結蠟現象，提供了可行的原因分析及處理方法。

【關鍵詞】結蠟含蠟量油品溫度油壁溫差熱洗清蠟

1　前言

大澇壩站是集油氣分離、天然氣脫水、輕烴回收和凝析油穩定為一體的綜合集氣處理站，主要產品為天然氣、凝析油、輕烴及液化氣。其中穩定后凝析油經加熱、外輸泵升壓管輸至接入閥室，與上游B站凝析油匯合輸送至裝車末站外銷。大澇壩站至接入閥室凝析油輸送管線，管徑為114×4mm 20#，全長9.2km，設計壓力2.5MPa，設計輸量8×104t/a。大澇壩站凝析油含蠟量較高，正常情況管輸出站壓力0.8-1.2MPa，對應排量為8-12m3/h，溫度55-60℃。2014年1月以來在外輸壓力變化不大的情況下，排量逐漸減小，4月27日出站壓力1.41MPa，排量降至2.5m3/h，采取提高出站溫度措施，將溫度升至74～76℃，但外輸排量呈現繼續下降趨勢，具體運行參數詳見表1。

初步判斷為管線局部縮徑，致使管道內流通面積變小，壓力升高，流量減小。通過有效管徑計算公式得出，大澇壩站至接入閥室凝析油管線末端有效管徑僅為50mm，相比于設計管徑114mm，該管線末端流通面積嚴重減小，直接影響管線油品正常輸送。

表1　2014年大澇壩站—接入閥室凝析油管線運行數據統計

2　機理分析

根據輸油管道運行情況與A氣田凝析油油品物性分析，判斷為結蠟導致管線縮徑影響凝析油輸送。結蠟是指管道內壁上沉積了一定厚度的石蠟、膠質、凝油、砂和其他機械雜質的混合物，其機理主要有分子擴散、剪切彌散、布朗擴散和重力沉降四種機制，目前比較一致的觀點為分子擴散機制。分子擴散機理，當原油溫度低于析蠟點溫度時，油品中流動的石蠟分子和管壁處的石蠟分子之間形成濃度梯度，石蠟分子向管壁附近遷移，進而沉積下來，形成結蠟［1］。通過統計研究分析，造成該管線結蠟嚴重，影響正常運行的原因如下：

2.1油品含蠟量增加

2014年以來，大澇壩站凝析油含蠟量出現明顯上升趨勢，從1月的5%上升至3月的12%，具體變化參數詳見表2所示。

表2　2014年大澇壩站出站凝析油全分析數據統計

凝析油含蠟是管壁結蠟的根本原因，油品含蠟量的大小將直接影響石蠟沉積速率，含蠟量越高，石蠟沉積速率越大。因此，大澇壩站凝析油含蠟量變化，直接影響外輸凝析油結蠟程度。

2.2油溫的影響

含蠟原油在管道輸送過程中，沿線油品溫度對結蠟量有著直接影響。首先管輸油品溫度低于析蠟溫度時，就會出現結蠟現象；其次根據油溫對原油管輸蠟沉積規律，即油品溫度在凝固點與析蠟點之間進行輸送，管輸原油將會出現較嚴重的結蠟現象，減小管線有效管徑、影響管輸能力、威脅安全運行。通過測定大澇壩站凝析油析蠟點為17℃，凝點為12℃，根據4-5月大澇壩站至接入閥室凝析油管線運行數據及管線中油品軸向溫降公式（舒霍夫溫降公式），計算出管線末端油品具體溫度，將計算出管線末端溫度與實測溫度進行對比［2］。

根據油溫與管輸蠟沉積規律得知，大澇壩站凝析油析蠟量較為集中的溫度區間為12～17℃，將計算與實測溫度進行對比，發現實測溫度均低于計算值，其中4月15日后實際測量溫度均在析蠟點溫度17℃以下，并且大澇壩站至接入閥室輸油管線末端溫度集中分布在14～15℃，恰好是析蠟最集中溫度區間，印證4月中旬以后管線外輸量加劇變小，與實際運行情況吻合，上述管輸運行情況造成蠟晶的大量析出，減小管線有效管徑，壓力不斷上升，影響管輸正常運行［3］。計算與實測溫度出現明顯的偏差，原因在于計算中運用舒霍夫溫降公式，使用條件為工況穩定、總傳熱系數K不變、沿線地溫和油品比熱C恒定。而油品運輸實際環境較為復雜，工況僅在一段時間范圍內穩定、沿線地溫隨冬夏兩季變化較大，從而造成計算值與實測值之間存在一定的誤差。

2.3油壁溫差的影響

熱油管道運行中，當管壁溫度下降到析蠟點以下時，管壁處的蠟分子首先結晶析出，導致原油中的蠟分子出現濃度差，由分子擴散原理蠟分子由濃度高的油流中心向管壁處遷移并結晶析出，如此往復循環。結蠟速率隨原油與管壁溫差的增大而加快，這是因為原油與管壁溫差越大，濃度梯度和蠟晶濃度就越大，從而分子擴散和剪切分散作用都加強，當中心油溫一定時，管壁溫度越低，管壁附件的蠟結晶濃度越大，剪切彌散作用增強，布朗運動引起的蠟晶間的互相碰撞也加強，這一系列因素，都會使管壁的結蠟量隨油壁溫差的增大而增多［4-5］。

3　處置過程

目前比較常用的管道清蠟措施有化學藥劑清洗、熱洗、清管器

············

等方式，根據生產運行情況，綜合考慮管道清蠟的安全風險、作業難度及作業成本，該管線采用凝析油熱洗的方式進行清蠟。熱洗清蠟就是把一定溫度和壓力的輕質油品，由地面管線接入口注入管線內，在其不斷沖洗過程中，使蠟逐步被熱洗液高溫熔化并帶出管內，達到清蠟的目的。常用熱洗清蠟方法，易選擇凝點低、析蠟點低、含蠟量低的輕質油品，采用正注、反注方式進行清理，正注是將前段出現的結蠟溶解，反注是將末端出現的結蠟溶解，最后將溶解于熱洗液中的蠟通過再次正注或啟輸帶至裝車末站。

3.1正注

大澇壩站停止外輸，開啟接入閥室-裝車末站的收油流程，用熱油泵車從發球筒的安全閥處注入凝析油，初期注入溫度不低于75℃，注入壓力不超過2.5MPa，后期根據現場情況進行調整。當計算出的當量管徑達到80mm時，停止正注。

3.2反注

開啟接入閥室至大澇壩站的反輸進罐流程，關閉凝析油進雅克拉末站流程，在接入閥室，用熱油泵車從收球筒的安全閥處注入凝析油，控制注入溫度不低于85℃，注入壓力不超過2.5MPa，后期根據現場情況進行調整。當計算出的當量管徑達到90mm時，停止熱洗。

4　結語

（1）凝析油含蠟量變化對管線結蠟程度有直接影響，定期對輸送油品進行含蠟量測定，直觀把握油品品質變化實時調整運行參數，避免嚴重結蠟影響管線運行實效。（2）根據油溫變化對油品結蠟規律，凝析油管輸末端溫度盡量高于析蠟點溫度，避免溫度處于凝固點與析蠟點之間，造成嚴重結蠟。（3）凝析油管輸過程中，減少低排量長時間運行，造成管線中段至末端油壁溫差過大，產生管線中段至末端嚴重結蠟。（4）針對上述結蠟管線，選用凝點低、析蠟點低、含蠟量少的油品作為熱洗溶劑，能安全、經濟、有效的解決管線運行異常問題，為其他類似現象的輸送管線，提供了可行的處置方法。

參考文獻：

［1］蔣華義.輸油管道設計與管理［M］.北京:石油工業出版社，2010.

［2］嚴大凡.輸油管道設計與管理［M］.北京:石油工業出版社，1994.

［3］姜遠征.含蠟原油管道蠟沉積的數據處理與模型研究［D］.河北:華北電力大學，2012:1-35.

［4］王雪亮.含蠟原油管道的結蠟規律研究［J］.遼寧化工，2011（6）: 616-618.

［5］林愛濤.含蠟原油管道結蠟特性研究［M］.北京:中國石油大學，2008.