A-D 线降凝剂现场试验研究

刘 霞，王银强，张桂兰，杜应成

（新疆油田油气储运分公司，新疆 克拉玛依 834000）

引言

含蜡原油加剂改性是提高管道运行安全性、减少能耗的常用方法。为了使降凝剂发挥改性作用，需要一定的工艺过程，其中降凝剂注入、原油的加热处理是必不可少的。降凝剂改性原油输送管道的运行模式主要包括两种：一种是原油首站经过一次处理后在中间站不再进行加热，即实现“常温输送”。对于输送距离较长的管道，这种运行方式意味着改性原油要经历多次过泵剪切，而这往往会对改性的效果产生不利影响。另一种是首站经过处理后，中途在中间站再重复加热。因改性后原油的流动性大大改善，故可以降低原油进站温度，从而降低管道的允许最小输量，增大管道运行的弹性范围，或者停用其中一部分的中间加热站，减少燃料的消耗。总而言之，降凝剂改性输送管道采用哪种运行模式，取决于原油的改性效果、输送距离和管径、输量、地温条件等因素，必须根据具体情况具体对待[1-5]。

A-D 线始建于1962 年，管道全长147.17 km，管径273 mm/219 mm，材质为20#钢，采用沥青玻璃布防腐并通电保护。管道设计输量为85×104t/a，设计压力6.5 MPa。全线设有A 站、B 站、C 站、D 站（见表1、表2）。A 站加热加压输送1#原油，2#原油在B 站进入A-D 线，按照一定比例与1#原油混合加热加压后输往下游，C 站视地温及实际运行需求选择是否热力越站。

表1 不等经管段分布

表2 管道参数

1 降凝剂室内评价

在50℃热处理温度，终冷温度为5 ℃的条件下，对比空白1#原油加入相同剂量下多种药剂的降凝幅度及降黏率，筛选出合格的药剂进行72 h 稳定性评价，并根据降凝降黏效果选出最优降凝剂为JN-01。

加剂原油在管输过程中将经历重复加热、管流剪切、高速剪切等过程，这些对降凝效果产生影响[6-9]，参照相关标准对JN-01 降凝剂进行改性原油稳定性分析评价。

1.1 静置稳定性

加剂30×10-6（质量分数）、处理温度为50 ℃的1#原油静置稳定性数据见表3。

表3 1#原油加剂静置稳定性数据

1.2 高速剪切稳定性

加剂30×10-6、处理温度55 ℃的1#原油高速剪切稳定性数据见表4。

1.3 重复加热稳定性

加剂30×10-6、处理温度55 ℃的1#原油重复加热时的高速剪切稳定性数据见下页表5。

综合表5 数据，1#原油加入30×10-6（质量分数）JN-01 降凝剂的稳定性较好，静置、高速剪切、重复加热对降凝降黏效果影响不大，符合相关标准的要求。对比表3、表4 可知，55 ℃热处理降凝效果明显优于50 ℃。因此，现场试验期间A 站、B 站出站温度应大于55 ℃。

表5 1#原油加剂重复加热稳定性数据

2 现场加剂试验结果及分析

在A 站加注降凝剂，全线各站每4 h 测一次进出站凝点，在不同加剂量油头到达各站时改为2 h，以便监测凝点的变化。A 站、B 站出站温度在析蜡点以上，剪切作用对凝点基本没有影响，因此在压力表处带压取样。其余各取样点采用螺纹缓退等压取样器，并对比B 站、C 站进站原油等压取样与带压取样凝点测试结果差异。现场试验中，采用国标法测试加剂原油凝点。

2.1 试验期间管线运行参数

试验分为4 个阶段，50×10-6加剂量运行31 h，30×10-6加剂量运行38 h，40×10-6加剂量运行24 h，20×10-6加剂量运行36 h。试验期间管线运行参数基本保持稳定，A 站、B 站出站温度55 ℃～57 ℃，C 站热力越站，2#原油在B 站接入A-D 线，与A 站来油掺混输送。试验期间管线运行参数见表6。

表6 试验期间管线运行参数

试验期间，对不同加剂量下各站进出站凝点进行统计，具体数据见表7。

表7 不同加剂量下各站凝点对比

从表7 可以看出，随加剂量增加，B 站进站1#原油凝点整体呈下降趋势，但降凝效果相差不大，降凝幅度均在15 ℃～18 ℃。B 站进站凝点相比A 站凝点基本没有反弹或者反弹幅度很小。

B 站出站由于掺入2#原油及过泵剪切的影响，凝点略有上升。1#原油与2#原油的混油在各加剂量下的降凝效果相差不大，降凝幅度在18.5 ℃～20.5 ℃。C 站进站温度在析蜡点以下（22 ℃左右），且C 站热力越站，过泵加压中经历高速剪切及过泵温升，凝点有较大的回升。

D 站进站凝点普遍低于C 站出站凝点，说明加剂原油经过此站间管道的低剪切率管流剪切后，流动性有较明显的恢复。但A 站—B 站、B 站—C 站站间管流剪切对凝点影响不大。高速剪切对加剂原油低温流动性的影响与原油的组成及高速剪切后的温度有关。有的加剂原油因高速剪切而恶化的流动性可以在随后的低速剪切中完全或部分恢复，有的则完全不能恢复，还有的不受高速剪切的影响。

2.2 黏度对比分析

对比1#原油掺入未加剂的2#原油前后的黏度可以发现，15 ℃以上黏度基本相当，说明在温度较高时掺入2#原油对降黏效果影响不大。1#原油及1#、2#混油在各加剂量下降粘幅度相差不大，在25 ℃以下降黏效果明显，10℃以下降黏率超过70%。见图1、图2。

图1 B 站进站原油黏度对比

图2 B 站出站原油黏度对比

3 测试凝点取样方法的改进

现场试验期间，C 站出站及D 站进站凝点测试结果均出现若干次异常。原因可能有以下几方面：

1）取样间气温较低且取样时间较长，加之取样器保温措施不足，导致取样器内有蜡析出并附着在取样器内壁，取样时取样器内壁蜡油经过冲刷被带进测试凝点的油样中。

2）化验室温度高于油样温度，从取样间到化验室进行凝点测试过程中，油样经历了升温过程。

因此，可对取样方法进行改进：先用开水浇灌取样器，然后将取样器活塞旋至顶端，经原油冲刷（5 L～10 L）后再取样，油样试剂瓶放在装有水的保温桶内，根据取样间温度调节取样水温，防止油温出现回升。经过以上改进后，油样凝点恢复正常。

故在凝点测试中，应注意以下几点：

1）做好取样器保温，减少蜡析出；

2）取样前用大排量原油冲刷，排除取样器内析出蜡的影响；

3）消除从取样到测试过程中任何可能使油样温度变化的因素；

4）了解取样器工作原理，严格按照操作规程进行取样。

4 结论

1）管输原油在55 ℃以上加剂，降黏降凝效果明显，降凝幅度达15.0 ℃～20.5 ℃，能够实现冬季C 站热力越站。

2）不同加剂量降凝降黏效果变化不大，且加剂原油凝点均能满足最冷月最低进站温度要求。因此，可以采用较小的加剂量，以节省降凝剂费用。

3）加剂1#原油掺入一定比例的2#原油后，凝点及黏度变化不大。泵剪切引起的凝点上升在B 站—D 站站间经过管流剪切后降凝效果有一定程度的恢复。

4）试验期间出现凝点异常值，通过避免或减少温度变化、蜡析出等措施，油样凝点恢复正常，从而为今后规范凝点测试提供了经验。