大涝坝站凝析油外输管线结蜡因素分析与应对措施

代维（中石化西北油田分公司，新疆轮台　841600）



大涝坝站凝析油外输管线结蜡因素分析与应对措施

代维
（中石化西北油田分公司，新疆轮台841600）

【摘 要】大涝坝站是综合集气处理站，主要产品为天然气、凝析油、轻烃及液化气。本文通过对大涝坝站凝析油外输管线结蜡因素分析，明确其主要受油品含蜡量变化、油品管输温度及油壁温差等因素影响，针对该管线结蜡情况采取热洗、正反注方式清蜡，合理有效解决该管线结蜡对管输正常运行的影响，为出现类似管线结蜡现象，提供了可行的原因分析及处理方法。

【关键词】结蜡含蜡量油品温度油壁温差热洗清蜡

1　前言

大涝坝站是集油气分离、天然气脱水、轻烃回收和凝析油稳定为一体的综合集气处理站，主要产品为天然气、凝析油、轻烃及液化气。其中稳定后凝析油经加热、外输泵升压管输至接入阀室，与上游B站凝析油汇合输送至装车末站外销。大涝坝站至接入阀室凝析油输送管线，管径为114×4mm 20#，全长9.2km，设计压力2.5MPa，设计输量8×104t/a。大涝坝站凝析油含蜡量较高，正常情况管输出站压力0.8-1.2MPa，对应排量为8-12m3/h，温度55-60℃。2014年1月以来在外输压力变化不大的情况下，排量逐渐减小，4月27日出站压力1.41MPa，排量降至2.5m3/h，采取提高出站温度措施，将温度升至74～76℃，但外输排量呈现继续下降趋势，具体运行参数详见表1。

初步判断为管线局部缩径，致使管道内流通面积变小，压力升高，流量减小。通过有效管径计算公式得出，大涝坝站至接入阀室凝析油管线末端有效管径仅为50mm，相比于设计管径114mm，该管线末端流通面积严重减小，直接影响管线油品正常输送。

表1　2014年大涝坝站—接入阀室凝析油管线运行数据统计

2　机理分析

根据输油管道运行情况与A气田凝析油油品物性分析，判断为结蜡导致管线缩径影响凝析油输送。结蜡是指管道内壁上沉积了一定厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其他机械杂质的混合物，其机理主要有分子扩散、剪切弥散、布朗扩散和重力沉降四种机制，目前比较一致的观点为分子扩散机制。分子扩散机理，当原油温度低于析蜡点温度时，油品中流动的石蜡分子和管壁处的石蜡分子之间形成浓度梯度，石蜡分子向管壁附近迁移，进而沉积下来，形成结蜡［1］。通过统计研究分析，造成该管线结蜡严重，影响正常运行的原因如下：

2.1油品含蜡量增加

2014年以来，大涝坝站凝析油含蜡量出现明显上升趋势，从1月的5%上升至3月的12%，具体变化参数详见表2所示。

表2　2014年大涝坝站出站凝析油全分析数据统计

凝析油含蜡是管壁结蜡的根本原因，油品含蜡量的大小将直接影响石蜡沉积速率，含蜡量越高，石蜡沉积速率越大。因此，大涝坝站凝析油含蜡量变化，直接影响外输凝析油结蜡程度。

2.2油温的影响

含蜡原油在管道输送过程中，沿线油品温度对结蜡量有着直接影响。首先管输油品温度低于析蜡温度时，就会出现结蜡现象；其次根据油温对原油管输蜡沉积规律，即油品温度在凝固点与析蜡点之间进行输送，管输原油将会出现较严重的结蜡现象，减小管线有效管径、影响管输能力、威胁安全运行。通过测定大涝坝站凝析油析蜡点为17℃，凝点为12℃，根据4-5月大涝坝站至接入阀室凝析油管线运行数据及管线中油品轴向温降公式（舒霍夫温降公式），计算出管线末端油品具体温度，将计算出管线末端温度与实测温度进行对比［2］。

根据油温与管输蜡沉积规律得知，大涝坝站凝析油析蜡量较为集中的温度区间为12～17℃，将计算与实测温度进行对比，发现实测温度均低于计算值，其中4月15日后实际测量温度均在析蜡点温度17℃以下，并且大涝坝站至接入阀室输油管线末端温度集中分布在14～15℃，恰好是析蜡最集中温度区间，印证4月中旬以后管线外输量加剧变小，与实际运行情况吻合，上述管输运行情况造成蜡晶的大量析出，减小管线有效管径，压力不断上升，影响管输正常运行［3］。计算与实测温度出现明显的偏差，原因在于计算中运用舒霍夫温降公式，使用条件为工况稳定、总传热系数K不变、沿线地温和油品比热C恒定。而油品运输实际环境较为复杂，工况仅在一段时间范围内稳定、沿线地温随冬夏两季变化较大，从而造成计算值与实测值之间存在一定的误差。

2.3油壁温差的影响

热油管道运行中，当管壁温度下降到析蜡点以下时，管壁处的蜡分子首先结晶析出，导致原油中的蜡分子出现浓度差，由分子扩散原理蜡分子由浓度高的油流中心向管壁处迁移并结晶析出，如此往复循环。结蜡速率随原油与管壁温差的增大而加快，这是因为原油与管壁温差越大，浓度梯度和蜡晶浓度就越大，从而分子扩散和剪切分散作用都加强，当中心油温一定时，管壁温度越低，管壁附件的蜡结晶浓度越大，剪切弥散作用增强，布朗运动引起的蜡晶间的互相碰撞也加强，这一系列因素，都会使管壁的结蜡量随油壁温差的增大而增多［4-5］。

3　处置过程

目前比较常用的管道清蜡措施有化学药剂清洗、热洗、清管器

············

等方式，根据生产运行情况，综合考虑管道清蜡的安全风险、作业难度及作业成本，该管线采用凝析油热洗的方式进行清蜡。热洗清蜡就是把一定温度和压力的轻质油品，由地面管线接入口注入管线内，在其不断冲洗过程中，使蜡逐步被热洗液高温熔化并带出管内，达到清蜡的目的。常用热洗清蜡方法，易选择凝点低、析蜡点低、含蜡量低的轻质油品，采用正注、反注方式进行清理，正注是将前段出现的结蜡溶解，反注是将末端出现的结蜡溶解，最后将溶解于热洗液中的蜡通过再次正注或启输带至装车末站。

3.1正注

大涝坝站停止外输，开启接入阀室-装车末站的收油流程，用热油泵车从发球筒的安全阀处注入凝析油，初期注入温度不低于75℃，注入压力不超过2.5MPa，后期根据现场情况进行调整。当计算出的当量管径达到80mm时，停止正注。

3.2反注

开启接入阀室至大涝坝站的反输进罐流程，关闭凝析油进雅克拉末站流程，在接入阀室，用热油泵车从收球筒的安全阀处注入凝析油，控制注入温度不低于85℃，注入压力不超过2.5MPa，后期根据现场情况进行调整。当计算出的当量管径达到90mm时，停止热洗。

4　结语

（1）凝析油含蜡量变化对管线结蜡程度有直接影响，定期对输送油品进行含蜡量测定，直观把握油品品质变化实时调整运行参数，避免严重结蜡影响管线运行实效。（2）根据油温变化对油品结蜡规律，凝析油管输末端温度尽量高于析蜡点温度，避免温度处于凝固点与析蜡点之间，造成严重结蜡。（3）凝析油管输过程中，减少低排量长时间运行，造成管线中段至末端油壁温差过大，产生管线中段至末端严重结蜡。（4）针对上述结蜡管线，选用凝点低、析蜡点低、含蜡量少的油品作为热洗溶剂，能安全、经济、有效的解决管线运行异常问题，为其他类似现象的输送管线，提供了可行的处置方法。

参考文献：

［1］蒋华义.输油管道设计与管理［M］.北京:石油工业出版社，2010.

［2］严大凡.输油管道设计与管理［M］.北京:石油工业出版社，1994.

［3］姜远征.含蜡原油管道蜡沉积的数据处理与模型研究［D］.河北:华北电力大学，2012:1-35.

［4］王雪亮.含蜡原油管道的结蜡规律研究［J］.辽宁化工，2011（6）: 616-618.

［5］林爱涛.含蜡原油管道结蜡特性研究［M］.北京:中国石油大学，2008.