华北油田荆深线降凝输油现场试验

吴泽美，孙玉民，赵尚柱,付亚荣，梁 璟 (中石油华北油田分公司第五采油厂，河北 辛集 052360)

伟 娜 (中石油华北油田分公司技术监督检验处,河北 任丘 062552)

华北油田荆深线降凝输油现场试验

吴泽美，孙玉民，赵尚柱,付亚荣，梁 璟 (中石油华北油田分公司第五采油厂，河北 辛集 052360)

伟 娜 (中石油华北油田分公司技术监督检验处,河北 任丘 062552)

针对华北油田荆深输油管线存在的问题，通过对间歇反输、掺水输送、降凝输送等方案进行论证，认为降凝输油相对而言具有技术成熟，工艺简单，经济效益明显等优点 ，最终确定采用降凝输油方案。经过室内药剂筛选及现场试验，荆深线降凝输油取得成功，目前输油排量为33m3/h,管线运行平稳。

荆深输油管线；降凝输油方案；现场试验

荆深输油管线(荆二联合站至深一联合站)是华北油田南油北调输油管线的一部分，全长43.8706km，管径159mm,设计压力6.4MPa,设计正常输油能力37.5×104t/a(50m3/h),最小启输量34×104t/a(45m3/h)，随着产量下滑，逐渐不能满足管线最低启输量要求，需要对原油进行降凝处理，增加输送量。

1 降凝剂筛选

表1 降凝剂筛选数据

备注：降凝剂加药温度70℃，黏度测试温度15℃。

荆深输油管线原油50℃时密度为0.8372g/cm3，黏度19.50Pa·s，蜡含量8.18%，胶质沥青含量27.4%，凝点31℃。选取8种降凝剂样品进行室内降凝及降黏试验，试验数据见表1。试验结果表明，BEM-6N降凝幅度达到26℃，原油流动性改善效果好，确定为现场试验药剂。

2 现场试验

2012年12月降凝剂在现场投入使用，降凝剂用原油配制，在荆深输油线的首站荆二联合站加装2具配液罐，一罐配药时另一罐向管线注药，两罐交替使用，配液罐中降凝剂母液配液浓度约4%，通过计量泵打入外输管线，管线中降凝剂设计浓度为50mg/L。在降凝剂现场试验初期存在首末站原油凝点差距大，降凝剂溶解困难等现象。

2.1荆二联、深一联凝点差别大原因分析

降凝剂投运以后，在荆二联、深一联分别配置了凝点测定仪，比较2点的凝点数据，在末站深一联化验荆深线原油凝点在8～12℃，荆二联化验荆深线原油凝点在17～21℃，两者差距较大。

2013年2月18日取荆二联加剂后外输原油，现场测得原油凝点为21℃，取样带回实验室做黏温曲线，黏温曲线取值从50℃到25℃，25℃黏度为80mPa·s，仍然表现出比较好的流动性，继续测该样品的凝点为11℃，与现场数据比较凝点测定值发生很大变化，分析认为经过旋转黏度计的旋转，降凝剂分子才得以充分舒展，降凝剂只有在原油中分散以后才能充分发挥降凝作用[1]。荆二联从降凝剂加药口到原油取样口，管线长度为80m,作用时间短，降凝剂分子不能在原油中实现均匀分布和分子链的完全展开，表现出降凝效果不明显。所以在现场试验中测试降凝剂的降凝效果要选取合适位置，原油和降凝剂的混合时间应该在30min以上[2]。

2.2`降凝剂的溶解性分析

BEM-6N是一种油溶性高分子，这类高分子的溶解先是一个溶胀过程，原油中的轻质组分进入降凝剂，形成高黏度的糊状物，现场试验初期经常发生降凝剂溶解不好堵塞计量泵的现象。降凝剂在原油中的溶解受配液浓度、温度和搅拌速度的影响，其中配液温度和配液浓度是关键影响因素，室内配置4%降凝剂试验表明BEM-6N在45℃时2h完全溶解，当温度低于45℃降凝剂又会析出，所以配液罐温度不能低于45℃，试验初期配液罐底部无伴热管线，当配液罐中液位下降到60cm以下时，罐内温度为35℃，降凝剂母液黏度急剧升高，容易发生堵泵现象。通过改装配液罐伴热管线，配液罐温度维持在50℃以上，同时在配液罐加药口上加装一个漏斗，让降凝剂缓慢均匀进入配液罐，解决了降凝剂溶解问题。

2.3原油物性对降凝效果的影响

2013年2月上旬深一联检测原油凝点从8～12℃上升到20℃，降凝幅度明显收窄，分析药剂质量及加药各个环节均显示正常。由于荆二联原油来自4个区块，分别取4个区块来油做降凝试验，其中一个站点来油降凝幅度下降到5℃，分析该站点生产情况为大量处理老化油所致。现场运行情况说明降凝剂对原油物性较为敏感，当原油物性发生变化时，要对降凝效果加密监测，适当调整输油管线运行参数，保证安全输油。

图1 加剂前后原油黏温曲线

2.4现场运行参数调整

荆深输油线降凝输送以前，输油排量45m3/h,荆二联起点压力2.55MPa,起点温度88℃，末点深一联压力0.15MPa，末点温度35℃。加剂以后输油排量33m3/h,荆二联起点温度维持88℃，起点压力1.56MPa,末点压力0.11MPa，末点温度29℃。当温度在40℃以上时，空白原油和加剂后原油黏温曲线基本重合，当温度低于40℃时，加剂后原油流动性显著改善(见图1)，实现了降量输油，管线运行平稳。基于加剂后原油凝点在8～12℃的，而目前末点原油温度在29℃，下一步将逐步降低荆二联起输温度[3]。

3 结 论

(1)通过降凝输油有效解决了荆深线输量不足的问题，经济效益显著。加剂前为保管线运行，采取把东部部分站点的原油拉到荆二联再回输到深一联的办法，每年产生运费120万元。

(2)利用原油溶解降凝剂能够满足现场要求，但是要满足其溶解条件，必须保证配液罐伴热温度。

(3)降凝剂对原油物性较为敏感，在现场运行中要加强降凝效果监测，在原油物性差，降凝效果达不到设计要求时要及时提高输油排量或输油温度，保证管线安全。

(4)降凝输油后在降低输油排量的同时，根据具体地温条件还可以降低起输温度或实行季节性冷输，对节约热能和延缓管线腐蚀具有重要意义。同时降凝后管线安全停输时间延长，对穿孔后的应急抢险赢得更充裕的时间。

[1]刘林林，王宝辉，王丽，等.原油降凝剂种类及运用[J].化工技术与开发,2006，35(2):52-53.

[2]张付生.降凝剂BEM降低原油凝点的机理探讨[J].油田化学,2001，18(1):79-82.

[3]李海波，曹旦夫，卜祥军，等.万周输油管道添加BEM-5P降凝剂现场试验[J].油气储运,2003，23(1):18-22.

2013-06-06

吴泽美(1973-)，男，高级工程师，现主要从事油田化学方面的研究工作。

TE86

A

1673-1409(2013)26-0148-02

[编辑] 洪云飞