大澇壩站凝析油外輸管線結(jié)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(jié)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(chǎn)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(jié)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(jié)蠟情況采取熱洗、正反注方式清蠟，合理有效解決該管線結(jié)蠟對管輸正常運行的影響，為出現(xiàn)類似管線結(jié)蠟現(xiàn)象，提供了可行的原因分析及處理方法。

【關鍵詞】結(jié)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(wěn)定為一體的綜合集氣處理站，主要產(chǎn)品為天然氣、凝析油、輕烴及液化氣。其中穩(wěn)定后凝析油經(jīng)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(xiàn)繼續(xù)下降趨勢，具體運行參數(shù)詳見表1。

初步判斷為管線局部縮徑，致使管道內(nèi)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(shù)據(jù)統(tǒng)計

2　機理分析

根據(jù)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(jié)蠟導致管線縮徑影響凝析油輸送。結(jié)蠟是指管道內(nèi)壁上沉積了一定厚度的石蠟、膠質(zhì)、凝油、砂和其他機械雜質(zhì)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(jié)蠟［1］。通過統(tǒng)計研究分析，造成該管線結(jié)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(xiàn)明顯上升趨勢，從1月的5%上升至3月的12%，具體變化參數(shù)詳見表2所示。

表2　2014年大澇壩站出站凝析油全分析數(shù)據(jù)統(tǒng)計

凝析油含蠟是管壁結(jié)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(jié)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(jié)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(xiàn)結(jié)蠟現(xiàn)象；其次根據(jù)油溫對原油管輸蠟沉積規(guī)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(xiàn)較嚴重的結(jié)蠟現(xiàn)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(jù)4-5月大澇壩站至接入閥室凝析油管線運行數(shù)據(jù)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(jù)油溫與管輸蠟沉積規(guī)律得知，大澇壩站凝析油析蠟量較為集中的溫度區(qū)間為12～17℃，將計算與實測溫度進行對比，發(fā)現(xiàn)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(qū)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(xiàn)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(wěn)定、總傳熱系數(shù)K不變、沿線地溫和油品比熱C恒定。而油品運輸實際環(huán)境較為復雜，工況僅在一段時間范圍內(nèi)穩(wěn)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(jié)晶析出，導致原油中的蠟分子出現(xiàn)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(jié)晶析出，如此往復循環(huán)。結(jié)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(jié)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(jié)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(jù)生產(chǎn)運行情況，綜合考慮管道清蠟的安全風險、作業(yè)難度及作業(yè)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(zhì)油品，由地面管線接入口注入管線內(nèi)，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(nèi)，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(zhì)油品，采用正注、反注方式進行清理，正注是將前段出現(xiàn)的結(jié)蠟溶解，反注是將末端出現(xiàn)的結(jié)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(fā)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(jù)現(xiàn)場情況進行調(diào)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(jù)現(xiàn)場情況進行調(diào)整。當計算出的當量管徑達到90mm時，停止熱洗。

4　結(jié)語

（1）凝析油含蠟量變化對管線結(jié)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(zhì)變化實時調(diào)整運行參數(shù)，避免嚴重結(jié)蠟影響管線運行實效。（2）根據(jù)油溫變化對油品結(jié)蠟規(guī)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(jié)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(chǎn)生管線中段至末端嚴重結(jié)蠟。（4）針對上述結(jié)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(jīng)濟、有效的解決管線運行異常問題，為其他類似現(xiàn)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(yè)出版社，2010.

［2］嚴大凡.輸油管道設計與管理［M］.北京:石油工業(yè)出版社，1994.

［3］姜遠征.含蠟原油管道蠟沉積的數(shù)據(jù)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(jié)蠟規(guī)律研究［J］.遼寧化工，2011（6）: 616-618.

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