蜡沉积物对现场管道运行影响研究

白成玉

（中国石油集团海洋工程有限公司， 北京 100028）



蜡沉积物对现场管道运行影响研究

白成玉

（中国石油集团海洋工程有限公司， 北京 100028）

摘 要：蜡沉积是流动保障关键问题之一，前人主要研究了温度、流速等因素对沉积物厚度的影响，而关于蜡沉积物进入原油后，对管道运行影响研究报道较少。通过现场测试储罐内原油和管输原油物性，研究了储罐蜡沉积物和管道蜡沉积物进入原油后，对管道运行的影响。研究表明：加热输送含有蜡沉积物的原油，导致原油凝点显著升高，给管道安全运行带来潜在风险，应慎用加热输送方式；升高输油温度，使管道内较松软的蜡沉积物融化，蜡沉积物厚度减小，但由于蜡沉积物进入原油，导致原油凝点升高。

关 键 词：蜡沉积物；储罐；现场管道；运行

含蜡原油储存和管输过程中，遇到的主要问题之一是蜡沉积问题。蜡沉积会减小储罐有效容积和管道流通面积。通常采用机械的方法清除蜡沉积物，清蜡涉及的主要问题包括：沉积物厚度、沉积物性质、沉积物进入原油后对管道运行的影响等。

国内外主要采用冷指或环道，研究了温度、流速、沉积时间等因素，对蜡沉积物厚度及沉积物内蜡含量的影响［1-6］，并建立了蜡沉积预测模型［7，8］，研究相对比较成熟。同时，对蜡沉积物性质开展了部分研究［9］，还处于起步阶段。关于蜡沉积物进入原油后，对管道运行影响的研究未见报道。

为研究蜡沉积物对现场管道运行的影响，现场测试了蜡沉积物进入原油后，储罐原油和管输原油的物性。分析测试结果，归纳出输送含有蜡沉积物原油的启示，供现场操作人员和研究人员借鉴。

1 实验部分

1.1 实验仪器及方法

从原油储罐的顶部，下放取样器至罐内不同位置，分别取罐内不同位置处的原油样品。从原油输送管线上的取样口，取管输原油样品，并对样品进行保温。

采用石油产品凝点仪，依据SY/T 0541《原油凝点测定法》，测试了储罐原油样品和管输原油样品直接装样凝点。同时，测试了部分储罐样品在加热条件下的凝点，测试过程如下：加热样品至55 ℃，恒温30 min；样品装入预热至55 ℃的凝点试管，测试凝点。

1.2 实验结果及分析

1.2.1 储罐蜡沉积物对管道运行影响

原油在储存过程中，较重的颗粒在重力作用下，发生沉降，在罐底形成蜡沉积物。罐底蜡沉积物的主要组成为蜡和液态油，其蜡含量显著高于原油的蜡含量。为增加储罐的有效容积，需定期清除蜡沉积物。将沉积物按一定比例掺入原油，是处理沉积物的主要方法之一。然而，由于沉积物的高含蜡量，掺入原油后，改变原油性质，进而影响管道的安全运行。

某长输管道首站5万m3储罐接收来自2条管道的3种不同原油（其中有一条管道顺序输送2种原油），不同原油按比例在储罐内进行混合。混合后的原油，冬季经加热、增压后外输，其余季节经增压后常温输送。储罐长期运行，在罐底形成了蜡沉积物。

为提高储罐的有效容积，对3座储罐进行了清罐作业，清除的蜡沉积物全部掺入另一座储罐原油中（该罐简称A罐）。在外输A罐含有沉积物的原油前，取罐内不同位置处的油样，测试油样的密度，及直接装样和加热条件下油样的凝点，测试结果见表1。

表1 A罐原油物性测试结果Table 1 Properties of crude oil in tank A

由表1可知：（1）罐内油品分层严重，靠近罐底原油密度和凝点较高，下层与上层油品凝点相差达12 ℃，密度相差达44.2 kg/m3。（2）油品加热后，凝点显著升高，最大增加约40 ℃。前人研究表明，含蜡原油的性质与其经历的热历史和剪切历史有关［10-12］。加热使原油内悬浮的蜡沉积物颗粒发生溶解，在降温过程中蜡重新结晶，形成较强的蜡晶网络结构。由上述结果可知，对于含有蜡沉积物的油品，加热使油品凝点显著增加，增加管道凝管风险，因此，应慎用加热方式输送。

采用常温和加热的方式输送A罐油品，凝点不能满足管输要求。冬季储存该油品，不仅影响该罐的正常使用，而且罐内油品易发生胶凝，影响储罐的安全。通过研究，制定可行的输送方案是迫切需要解决的难题。

通过多次现场实验研究，确定向A罐内掺入低凝点原油，降低原油凝点后，再加热原油的输送方案。A罐掺入低凝点原油后，取罐内不同位置处的原油进行物性测试，测试结果见表2。

由表2可知，A罐掺入低凝点原油后，凝点显著降低，在-3～-1 ℃之间。上层、中层、下层油样等比例混合，加热至55 ℃后，油样的凝点为-2 ℃。

为确保管道的安全，输送A罐原油时，在管道出站取样口实时取样，测试管输原油的凝点，测试结果见表3。

表2 A罐掺入低凝点原油后物性测试结果Table 2 Properties of oil in tank A when mixed lower pour point oil

表3 出站取样口所取外输原油物性测试结果Table 3 Properties of oil obtained from sampling point at inlet of the pipeline

由表3可知，开始输送A罐原油时，外输原油凝点为17 ℃，显著高于罐样的实验结果。对比分析表1～表3中原油密度，外输原油密度大于掺入低凝点原油后所取A罐油样密度（见表2），小于所取A罐原油的初始密度（见表1），由此可以推测，外输原油中含有上次所输有较多蜡沉积物的原油，是造成上述结果的主要原因。

输送约1.5 h后，虽然出站凝点显著下降，但仍不能满足输送要求，于是对外输原油添加降凝剂。由表3可知，添加降凝剂后，外输原油凝点下降至1～5 ℃。继续输送约1.5 h后，为保障管道安全，放弃输送A罐原油。由于管道沿线地温随时间不断下降，最终综合考虑，确定A罐原油在罐内储存过冬，第二年地温回升后，采用常温方式输送。

从以上案例，可得出以下几点启示：（1）输送含有蜡沉积物的原油，慎用加热输送方式，因加热使原油凝点显著升高，给管道的安全运行带来潜在风险；（2）对于罐底已形成蜡沉积物的储罐，冬季维温伴热时，应选取合理的伴热温度，防止蜡沉积物融化进入原油，使原油的凝点显著升高，影响正常的生产作业；（3）应制定合理的生产计划，避免地温较低时输送含有沉积物的原油，影响管道的安全运行。

1.2.2 管道蜡沉积物对管道运行影响

管道输送含蜡原油过程中，在径向蜡分子浓度梯度作用下，管壁上形成蜡沉积物。在清管、升高出站温度等情况下，管壁上的蜡沉积物进入管输原油，对原油的性质产生影响，进而影响管道的安全运行。

某输油管道全长109 km，管径为529 mm，全线设有4座站场。管输原油的凝点为29 ℃，密度为862 kg/m3，含蜡量为19.8%。管道自投产后，从未进行清管作业。

该管道其中两站之间的站间距为31 km，正常运行时，出站温度为45 ℃。由于距进站4 km至19 km之间管道位于建筑物下，对管道维抢修作业及管道周围居民的安全造成重要影响，决定对该管段进行改线。4 km至19 km之间新铺设的管道，采用带压、冷管直接投产方式。为提高新管道投产安全性，投产前将出站温度升高至70 ℃，并注入降凝剂。室内实验结果表明，加剂后原油凝点为20 ℃。

为了保障投产顺利进行，投产前一天对进站原油进行取样，测试了原油物性，管输原油凝点随时间变化见图1。第二天投产管道割开后，从割口处观察到：管道蜡沉积严重，19 km处蜡沉积层厚度达153 mm；沿管道轴向方向，蜡沉积层厚度变化较大，4 km、19 km处蜡沉积层厚度分别约为6 mm和153 mm；靠近管中心的蜡沉积物较松软，而靠经管壁处的蜡沉积物较硬。

图1 进站凝点随时间变化Fig.1 Variation of pour point of oil at outlet of the pipeline with time

图1表明：

（1）出站温度由45 ℃（正常运行）升高至70 ℃（投产阶段），开始时刻进站凝点从29 ℃增加至33℃。密度测试结果表明，进站原油密度从862 kg/m3增加至863 kg/m3。主要是因为出站温度升高，使管道内表层蜡沉积物融化，进入原油，增加了原油的含蜡量（4 km、19 km处表层蜡沉积物的含蜡量分别为32.0%和30.7%），从而导致原油密度和凝点增加。

（2）一段时间后，进站凝点逐渐下降，接近室内实验结果。主要因为一段时间后，加剂原油到达进站处，并随着管内表层较松软蜡沉积物量的减少，融入原油的蜡沉积物不断减少，原油凝点经历逐渐降低的过程。

从以上案例，可得出如下启示：升高输油温度，使管道内表层较松软的蜡沉积物发生融化，减小蜡沉积物的厚度。同时，融化的蜡沉积物进入原油，导致原油凝点升高，增加了管道的凝管风险。

2 结 论

通过现场管道运行实例，研究了储罐蜡沉积物和管道蜡沉积对管道运行的影响。此外，基于现场管道运行实例，得出输送含有蜡沉积原油的几点启示。主要结论如下：

（1）加热输送含有蜡沉积物的原油，使原油凝点显著升高，给管道安全运行带来潜在风险，应慎用加热输送方式；

（2）对罐底已形成蜡沉积物的储罐，冬季维温伴热时，应选取合理的伴热温度，防止蜡沉积物融化进入原油，使原油的凝点显著升高，影响正常的生产作业；

（3）升高输油温度，使管道内表层较松软的蜡沉积物发生融化，减小蜡沉积物的厚度，但融化的蜡沉积物进入原油，导致原油凝点升高，增加了凝管风险。

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Study on Effect of Wax Deposit on Field Pipeline Operation

BAI Cheng-yu
（CNPC Offshore Engineering Company， Beijing 100028，China）

Abstract:Wax deposition is one of the most important flow assurance problems. The previous studies mainly examined the effect of temperature， flow velocity and other factors on the thickness of wax deposit. However， it is seldom investigated that the influence of wax deposit mixed into the oil on the pipeline operation. In order to study the effect of wax deposit on the pipeline operation， the properties of oil with wax deposit in storage tank and in pipeline were measured. The results show that heating the oil with wax deposit leads to the great increase of the pour point of oil， which can increase the pipeline operation risk. The heating transportation method should be carefully used for transporting the oil with wax deposit. Although increasing the oil temperature can reduce the thickness of wax deposit in field pipeline， the pour point of oil is increased because the soft wax deposit on the pipe wall is melted at high temperature.

Key words:Wax deposit； Storage tank； Field pipeline； Operation

中图分类号：TE 832

文献标识码：A

文章编号：1671-0460（2016）02-0276-03

收稿日期：2015-10-21

作者简介：白成玉（1985-），男，北京人，工程师，博士，2014年毕业于中国石油大学（北京）油气储运工程专业，研究方向：从事总体设计及蜡沉积研究。E-mail：baicheng_yu@126.com。