魏荊線混輸原油固相沉積實驗研究

＊萬軍 王軻 賈文龍

（1.國家管網(wǎng)集團華東管道設計研究院 江蘇 221008 2.西南石油大學石油與天然氣工程學院 四川 610500）

引言

原油管道采用多油源摻混輸送方式可顯著提高輸送能力和運行效率。但同時也會造成原油濁點升高，固相沉積增多，甚至還有堵塞管道的風險[1-3]。魏荊線運行初期主要輸送膠質和瀝青質含量較少的雙江油，沒有固相沉積和管道堵塞事故發(fā)生。自河南油田將南陽精蠟廠開（關）丙烷流程加工后含有較多膠質、瀝青質等重質組分的脫蠟油與雙江油按照1:1.5的比例混合輸往魏荊線魏崗首站，再通過魏荊線外輸。魏崗首站儲罐及過濾器經(jīng)常發(fā)生周期性堵塞問題，導致儲罐出油不暢。同時，在魏荊線外管道底部也發(fā)現(xiàn)了沉積的重質組分，在管道中還會出現(xiàn)停輸再啟動的安全風險，會對管道的安全運行產(chǎn)生較大的影響。

國內(nèi)外諸多研究者進行了相關的原油固相沉積實驗研究。趙琳等[4]對原油瀝青質評價方法進行了總結，目前對沉機理研究方法主要集中在組分分析，亟待從分子尺度研究瀝青質的締合作用機理。李愛英等[5]研究發(fā)現(xiàn)胺基堿性基團能通過酸堿作用，輔以氫鍵和偶極作用抑制瀝青質沉淀。曹松等[6]采用元素分析、紅外光譜、凝膠滲透色譜以及核磁共振等分析手段對瀝青質沉積趨勢進行了預測和分析。然而，上述有關瀝青質沉積的理論研究大多針對單相管道，不同比例油源摻混輸送的瀝青質沉積研究鮮見于文獻報道。

本研究以脫蠟油、雙江油及其摻混原油為研究對象，分析了魏荊線摻混原油固相沉積機理，為合理制定魏荊線摻混原油輸送方案提供依據(jù)。

1.魏荊線工藝流程

魏荊線管道原油混合示意圖如圖1所示，南陽精蠟廠將脫蠟油與雙江油按1:1.5的比例在計量站混合后輸送到魏荊線魏崗首站。魏荊線原設計輸量為350×104t/a，隨著河南油田產(chǎn)量逐漸減少，目前魏荊線的年輸量僅70×104t左右，遠低于其最低設計輸量180×104t/a，故每2個月需反輸3次，每次反輸量約為1.2×104t。河南油田輸來的混合油必須先進魏崗首站儲罐儲存，魏荊線外輸時混合原油出罐進入輸油泵，最后進入加熱爐（先泵后爐）。此外，南陽精蠟廠有時會在打開丙烷裝置，此時減壓渣油分離出來的半瀝青未進入下游管道發(fā)生摻混，因此，在丙烷裝置開啟和關閉條件下，脫蠟油的組分與性質不同。

圖1 魏荊線管道原油混合示意圖

2.實驗方法

采用氣相質譜—色譜儀測試了混合原油中C1～C30全組分。由于氣相質譜—色譜儀只能加熱到290℃，不能分析C33+的重組分，因此采用棒狀薄層色譜儀對魏荊線混合原油進行了四組分測試[7]。

采用世界先進水平的Anton Paar MCR302流變儀，在剪切速率為10/s、50/s、溫度范圍為35～75℃時，對混合原油的黏溫特性進行了測試。

對脫蠟油和雙江油開展混合實驗，實驗首先將脫蠟油和雙江油按1:2、1:1.75以及1:1.5混合，攪拌均勻后進入差示掃描量熱儀（DSC）中進行測試，同時對未混合原油進行測試，通過DSC熱譜圖分析混合原油沉積物析出溫度以及析出量[8]。

3.實驗結果與分析

(1)原油組分分析

如圖2所示為脫蠟油、雙江油、儲罐前混合原油以及過濾器前（后）混合原油全組分分析結果。脫蠟油中輕組分和重組分都比雙江油高，中間組分（C13～C22）的含量較低，這是脫蠟油中脫除了組成蠟的中間組分導致的。

圖2 原油樣品的全組分分析結果

對比混合原油全組分實驗數(shù)據(jù)，結果表明儲罐前混合原油中C23+重組分含量最高，過濾器前混合原油次之，過濾器后混合原油中C23+重組分含量最低。這是由于混合原油在儲罐內(nèi)發(fā)生了重質組分沉積，同時泵前過濾器也過濾了部分重質組分。

如表1所示為各油樣四組分分析結果。雙江油中膠質以及瀝青質重組分含量比脫蠟油低10.21%，脫蠟油更容易在輸送過程中發(fā)生沉積。在開丙烷工況下，減壓渣油分離出來的半瀝青從脫蠟油中去除未進入計量站發(fā)生摻混，導致沉積物中瀝青質含量比關丙烷工況下少17.01%，開丙烷工況有助于減少重質組分中瀝青質的含量。

表1 各油樣各組分的質量分數(shù)

(2)原油黏度實驗

混合原油（摻混比為1:1.5）黏溫曲線如圖3所示。溫度從75℃降低至35℃時，摻混原油黏度從39.8mPa·s增長至1310mPa·s，摻混原油反常點為42℃左右。采用相同方法測試了脫蠟油和雙江油黏溫曲線，脫蠟油的黏度略高于雙江油，混合原油的黏度介于脫蠟油和雙江油之間。

圖3 混合原油黏溫曲線

(3)原油重質組分沉積實驗

通過差示掃描量熱儀分析了混合原油的DSC曲線，其中雙江油DSC曲線如圖4所示。表2對各油樣沉積物的析出溫度進行了總結，重組分初次析出溫度在53.5～62.6℃之間，當溫度低于40℃后差示熱流增大顯著，表明40℃后會析出大量的沉積物。由于首站儲罐、過濾器溫度約為46℃，略低于重質組分析出的溫度并且高于40℃，因此，儲罐和過濾器中會沉積出現(xiàn)少量重質組分。

圖4 雙江油DSC曲線

表2 各油樣沉積物析出溫度

以脫蠟油為例，根據(jù)脫蠟油DSC曲線并通過標準SY/T 0545-2012《差示掃描量熱法》計算重組分的析出量。由于降溫速率恒定，在常壓下脫蠟油的重組分析出量隨溫度的變化關系如圖5所示。

圖5 脫蠟油沉積物析出量與溫度關系（關丙烷工況）

如圖5所示，脫蠟油從63℃降至40℃時，僅有少量的沉積物析出；當溫度低于40℃，脫蠟油沉積物析出量迅速增加。采用同樣方法分析了雙江油、不同比例摻混原油沉積量隨溫度的變化關系，當溫度高于40℃，原油沉積物析出量很少。因此將40℃以上溫度區(qū)間稱為少量析出階段?？紤]到首站儲罐、過濾器溫度約為46℃，因此計算了各樣品分別在40℃、46℃和-20℃的析出量，沉積物的析出量和析蠟峰值如表3所示。

表3 沉積物的析出量和析蠟峰值

通過對比不同工況下?lián)交煸统练e物析出量，可以發(fā)現(xiàn)原油從析蠟點到40℃溫度區(qū)間只有少量重質組分沉積，占原油的0.67%～2.01%，其中雙江油重質組分沉積占0.80%，析出量最少。原油開始析出的溫度最低為53.45℃；關丙烷工況下的脫蠟油析出量較多，約占2.01%，并且析出的初始溫度為62.61℃。即脫蠟油（關丙烷工況下）中重質組分的沉積量約為雙江油的2.5倍。在40～46℃，開丙烷工況下的脫蠟油析出量只有關丙烷工況的48%～63%。隨摻混原油中雙江油比例增加，沉積物的沉積量和首次析出的溫度會逐漸降低。

在開丙烷工況下，脫蠟油的重質組分首次沉積溫度為58.72℃，從60～40℃的重質組分析出量為1.28%，比關丙烷時降低了0.73%。不同摻混比下，重質組分析出溫度介于55.62～58.72℃，也高于儲罐溫度和過濾前溫度。改變摻混比可以減少重質組分的沉積，但是無法避免重質組分在儲罐和過濾器中的沉積。

當原油輸量為3000t/d時，通過計算摻混原油（摻混比為1:1.5）溫降至46℃大約有27.3kg固相沉積物。在魏荊線的實際運行過程中，過濾器每天可清理出6.67～13.33kg沉積物。因此，儲罐中也有部分沉積物。

4.結論

（1）雙江油中膠質以及瀝青質含量比脫蠟油低10.21%，而飽和烴含量偏高12.47%，脫蠟油更容易在輸送過程中發(fā)生沉積；在開丙烷工況下，減壓渣油分離出來的半瀝青從脫蠟油中去除未進入管道發(fā)生摻混，導致沉積物中瀝青質含量比關丙烷工況下少17.01%。

（2）在40～46℃，開丙烷工況的脫蠟油的重質組分沉積明顯低于關丙烷工況，為了減少魏崗首站出罐和進泵過濾器前堵塞，建議盡量增加開丙烷工況，減少半瀝青進入魏荊線。

（3）當摻混原油中脫蠟油與雙江油比例達到1:2時，46℃和40℃沉積量分別為0.62%和0.95%，能明顯降低重組分沉積，建議增加摻混原油中雙江油比例。