＊萬軍 王軻 賈文龍

（1.國家管網(wǎng)集團華東管道設(shè)計研究院 江蘇 221008 2.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)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(fēng)險[1-3]。魏荊線運行初期主要輸送膠質(zhì)和瀝青質(zhì)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(guān)）丙烷流程加工后含有較多膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重質(zhì)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(dǎo)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(zhì)組分，在管道中還會出現(xiàn)停輸再啟動的安全風(fēng)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(jìn)行了相關(guān)的原油固相沉積實驗研究。趙琳等[4]對原油瀝青質(zhì)評價方法進(jìn)行了總結(jié)，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(zhì)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(zhì)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(zhì)沉積趨勢進(jìn)行了預(yù)測和分析。然而，上述有關(guān)瀝青質(zhì)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(zhì)沉積研究鮮見于文獻(xiàn)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(shè)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(yuǎn)低于其最低設(shè)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(jìn)魏崗首站儲罐儲存，魏荊線外輸時混合原油出罐進(jìn)入輸油泵，最后進(jìn)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(jìn)入下游管道發(fā)生摻混，因此，在丙烷裝置開啟和關(guān)閉條件下，脫蠟油的組分與性質(zhì)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(zhì)譜—色譜儀測試了混合原油中C1～C30全組分。由于氣相質(zhì)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(jìn)行了四組分測試[7]。

采用世界先進(jìn)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(jìn)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(jìn)入差示掃描量熱儀（DSC）中進(jìn)行測試，同時對未混合原油進(jìn)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(jié)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(jié)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(dǎo)致的。

圖2 原油樣品的全組分分析結(jié)果

對比混合原油全組分實驗數(shù)據(jù)，結(jié)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(zhì)組分沉積，同時泵前過濾器也過濾了部分重質(zhì)組分。

如表1所示為各油樣四組分分析結(jié)果。雙江油中膠質(zhì)以及瀝青質(zhì)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(jìn)入計量站發(fā)生摻混，導(dǎo)致沉積物中瀝青質(zhì)含量比關(guān)丙烷工況下少17.01%，開丙烷工況有助于減少重質(zhì)組分中瀝青質(zhì)的含量。

表1 各油樣各組分的質(zhì)量分?jǐn)?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(zhì)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(jìn)行了總結(jié)，重組分初次析出溫度在53.5～62.6℃之間，當(dāng)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(zhì)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(zhì)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(biāo)準(zhǔn)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(guān)系如圖5所示。

圖5 脫蠟油沉積物析出量與溫度關(guān)系（關(guān)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(dāng)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(guān)系，當(dāng)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(zhì)組分沉積，占原油的0.67%～2.01%，其中雙江油重質(zhì)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(guān)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(guān)丙烷工況下）中重質(zhì)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(guān)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(zhì)組分首次沉積溫度為58.72℃，從60～40℃的重質(zhì)組分析出量為1.28%，比關(guān)丙烷時降低了0.73%。不同摻混比下，重質(zhì)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(zhì)組分的沉積，但是無法避免重質(zhì)組分在儲罐和過濾器中的沉積。

當(dāng)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(jié)論

（1）雙江油中膠質(zhì)以及瀝青質(zhì)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(jìn)入管道發(fā)生摻混，導(dǎo)致沉積物中瀝青質(zhì)含量比關(guān)丙烷工況下少17.01%。

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

（3）當(dāng)摻混原油中脫蠟油與雙江油比例達(dá)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。