终冷温度对加剂改性大庆原油蜡沉积的影响

为了分析终冷温度对加剂改性原油蜡沉积规律的影响,保持油壁温差相同,控制不同的终冷温度,采用搅拌槽蜡沉积装置、流变仪、差热扫描量热仪等试验仪器,对添加纳米降凝剂的大庆油、添加EVA降凝剂的大庆油以及大庆空白油进行静态蜡沉积对比试验与动态剪切对比试验。同时,结合分子扩散、胶凝等机理,分析不同试验条件下加剂改性大庆油的结蜡规律。结果表明:当终冷温度较低时,加剂油结蜡总量明显高于空白油,但结蜡总量中含凝油多、蜡晶结构较弱;空白油结蜡总量低,但蜡晶结构较强;随着终冷温度升高,加剂油与空白油的结蜡量逐渐降低并趋于一致。终冷温度较低且剪切剥离强度较弱时,添加降凝剂会增加管输蜡沉积量;一旦经过高剪切或提高终冷温度,加剂油的结蜡量将明显降低,管输安全性提高。     

蜡沉积层冲刷实验

准确预测管道,特别是长期不清管的管道沿线的蜡沉积分布是原油管道蜡沉积研究的一个重要方向。任京管道采用正反输送工艺,蜡沉积规律与其它输油管道不同。设计、安装了冷指实验装置,动态模拟了原油的蜡沉积,研究了原油冷指温差、原油温度区间、搅拌转速对沉积物析蜡点和含蜡量的影响。研究结果表明:原油冷指温差与温度区间是影响蜡沉积的主要因素,沉积物的析蜡点和含蜡量均随着冷指处蜡分子质量分数梯度的升高而降低。现场实验表明:出站油温的提高能够有效地融化管道的蜡层,而输量的提高对蜡层的冲刷影响很小。     

不同温度下单相含蜡原油的蜡沉积规律

针对石油工业中的蜡沉积问题,利用冷指实验装置研究了单相含蜡原油体系冷却液温度、油流温度和同一温差不同温度区间对蜡沉积规律的影响,得到了单相含蜡原油蜡沉积规律的宏观特性,并利用高温气相色谱（HTGC）装置分析沉积物组分的宏观变化。在相同油温条件下,随着冷却液温度的升高,蜡沉积速率减小而沉积物中高碳数组分比例增大;在相同冷却液温度条件下,随着油温从凝点附近增大至析蜡点以上,蜡沉积量先减小后增加最后再减小,沉积物中高碳数组分比例增大;在同一温差条件下,随着温度区间温度的升高,蜡沉积量的变化有波动但油温在析蜡点附近沉积量达到最大值,沉积物中高碳数组分比例一直增大。针对实际管流,环境温度基本恒定,通过升高入口油温减少沉积的发生,因此,在含蜡原油管输中,入口油温的选取对整个管输过程中蜡沉积的形成以及形成后的清理很重要。根据实验结果,入口油温不是越高越好,应保证入口油温低于析蜡点且整个管输过程中高于凝点5℃左右。（图6,参12）     

新疆原油蜡沉积规律研究

在管流条件下研究了新疆原油的蜡沉积规律,以及原油组成,油温,油壁温差等因素对蜡沉积规律的影响,借助于差示扫描量热分析了管壁沉积物的析蜡点,平均析蜡潜热,从微观上探讨了新疆原油蜡的析出和沉积规律。     

W/O型乳状液蜡沉积影响因素

利用自行设计制造的冷指实验装置,在油-水两相体系下,系统研究了含水率、冷指温度、乳状液温度和温度区间对W/O型乳状液蜡沉积规律的影响,得到了W/O型乳状液蜡沉积规律的宏观特性:在相同温度区间下,蜡沉积速率随含水率的增大而减小,且冷指温度较高时,蜡沉积速率随含水率增大而减小的趋势明显,冷指温度较低时,该趋势较平缓;蜡沉积速率随乳状液与冷指表面温差的增大而增大;在乳状液和冷指表面温差相同的情况下,蜡沉积速率随乳状液温度的升高而减小.基于静态条件下W/O型乳状液中沉积物相对质量基本不随含水率变化这一特性,提出了利用沉积物相对质量预测W/O型乳状液蜡沉积速率的新方法.     

高含水含蜡原油的粘壁特性试验

高含水期油田采用不加热集输工艺时,由于输送温度低,管道中往往出现凝油粘壁现象,导致管道流通面积减小,井口回压升高,集输能耗增大。基于传统冷指装置设计了可实现试验介质循环的试验装置,探究了油温、油壁温差、含水率、剪切强度及试验时间对高含水含蜡原油凝油粘壁特性的影响。结果表明:凝油粘壁和多相蜡沉积不是同一种沉积行为。当油水混合液的温度低于起始粘壁温度时会出现严重的粘壁行为,高含水含蜡原油的粘壁温度低于纯油凝点,含水率越高,起始粘壁温度越低。油壁温差和油温对粘壁行为的影响分温度区间,原油凝点以下的粘壁行为主要受油温控制,凝点以上的粘壁行为受温差影响更大。不发生乳化的油水混合液,水相的存在弱化了粘壁行为;反之,水相的存在强化了粘壁行为。搅拌或管流流动对粘壁凝油主要起剪切剥离作用。凝油粘壁厚度随时间的持续存在极限值,并不会无限增长。(图10,表2,参29)     

原油析蜡量和结蜡量关系的研究

有关研究表明,原油在管道内流动过程中,由于油流的冲刷作用,并非所有析出的蜡都能沉积在管壁上.在分析原油流动特性和析蜡规律的基础上,提出了有效析蜡量的计算方法.9种原油的室内结蜡试验结果表明,当有效析蜡量小时,沉积率随有效析蜡量的减小而快速降低;而当有效析蜡量增大到一定程度时,沉积率减小且速度变慢.     

原油输送管道内涂层防结蜡问题研究

管道内涂层可以减少原油中的蜡在管壁上的沉积量,利用自行设计的原油动态结蜡模拟装置,对比研究了不同涂层的防蜡率,以及在不同搅拌转速和不同的油温及壁温下管壁内涂层对防蜡率的影响。结果表明,涂层的防蜡率随着时间的增长有下降的趋势;搅拌速度越大,防蜡效果越好;壁温和油温对防蜡效果影响不大。     

油气水三相流体高温高压流变特性实验

以大庆外输含蜡原油为实验介质,利用自行研制的高压流变特性测试系统,测试了实验油样在氮气和天然气两种气质加压条件下,油气两相和油气水三相在不同剪切速率、含水率及压力下的粘温特性,探讨了氮气和天然气的溶解度对含蜡原油析蜡点和溶蜡点的影响。结果表明：在氮气和天然气两种气质加压条件下,油气两相和油气水三相混合物的视粘度均随剪切速率的增大而减小,且温度越低剪切稀释性越明显。在相同的压力条件下,原油含水率低于20%时,油样视粘度随着含水率的增大而增大。在低于泡点压力的条件下,当以天然气加压时,油气水三相和油气两相混合物的溶蜡点和析蜡点均随压力升高而降低,而以氮气加压时的变化规律与此相反,说明天然气溶解于原油有利于改善原油的流动性。     

油水乳状液蜡沉积规律与扩散系数

蜡沉积问题是含蜡原油输送管路中面临的突出问题之一,而针对油水乳状液中蜡沉积问题的研究较少。以大庆原油(含水率为0)及其配置的含水率为10%、20%和30%的乳状液为实验样品,利用冷指实验装置,通过改变冷指温度、冷指和罐壁间温差以及含水率等变量,分析了油水乳状液中的蜡沉积规律。实验发现,相同温差下油壁温度降低会使蜡沉积质量增加,沉积量随含水率增大而减小。推导了蜡沉积扩散系数的计算方法,并得到了扩散系数的分布规律。平均温度的降低和含水率的升高会使扩散系数减小,高温区间下水相对扩散系数的影响比低温区间更明显。研究结果对大庆含蜡原油混输管道中蜡沉积规律的认识和清管周期的确定具有现实意义。     

任京管道正反输运行结蜡规律研究

针对任京管道运行能耗费用高且投产至今未清管、输送原油种类复杂多变等几个突出问题,系统总结了近年来任京管道的研究成果,对大庆冀东混合原油流变特性进行深入研究,提出了正反输管道结蜡规律预测技术。通过任京管道改线工程,首次获得了长期不清管条件下沿管道径向位置不同层位的蜡层沉积物,并进行了基本物性分析。通过实测管道结蜡厚度,验证了正反输管道结蜡规律预测技术的可靠性,对确保任京管道安全运行具有指导意义。     

管道输量对柴油蜡沉积作用的试验分析

针对流速对油品结蜡的影响,柴油管壁的结蜡规律与管内流速的关系还尚未明确的问题,在理论推导的基础上进行了室内环道试验,通过分别模拟柴油在有温差段和恒温段时管内流速对管壁结蜡规律的影响,得出了相应的规律,对于指导反季节输送柴油,减少蜡沉积有一定的参考价值。     

标准体积管结蜡引起的误差及消除方法

标准体积管是原油动态计量时，流量计在线检定的标准器。要减小流量计的示值误差，提高原油交接计量的准确性，就应提高标准体积管的精度。根据原油在管壁内结蜡的理论，推断出当环境温度，管壁温度较低时体积管标准管段内将会结蜡，结蜡厚度对流量计在线检定时的示值误差将有不同程度的影响。     

加剂大庆原油结蜡规律研究

研究考察了加剂大庆原油在结蜡模拟过程中流变性的变化和影响加剂大庆原油结蜡的各主要因素,根据试验结果回归出加剂大庆原油的结蜡模型.重点研究了降凝剂对大庆原油结蜡的影响,通过对比分析大庆空白原油与加剂原油的结蜡试验结果,得出了两个重要结论.     

仪长原油管道清管实践

仪长原油管道自2006年5月全线投产直至2012年9月从未进行过清管作业,为了从根本上改善管道的运行状况,先后进行两次清管作业。首次清管采用YY—RGQ型软体清管器,以降低清管风险,保证管道安全运行;第二次清管采用站场自配的安装有跟踪设备的YY—JDQ型清管器。阐述了清管作业过程,包括收发球操作和清管技术要求。清管结果表明：首次清管杂质较多,有加热炉运行的管段,结蜡量相对较少;第二次清管清除的蜡和杂质虽然明显少于首次清管,但蜡沉积已经对管道的经济运行产生了影响,说明清管周期不合理。为此建议：易结蜡管段采用加热输送工艺,使输油温度高于析蜡点;确定最佳清管周期,制定合理的清管计划。（图1,表1,参6）     

铁大输油管道低输量问题的分析

铁大输油管道近年来输量不断下降，已经出现了低输量问题，通过对该管道低输量问题的界定进行讨论，指出铁大输油管道在低输量条件下存在加热能力不足，管道运行压力不稳，费用上升等问题，提出了加降凝剂进行热处理输送，适当降低规程中的大庆原油最低井站温度等改进措施，分析了管内结蜡对管道运行的影响，给出了管道清蜡的方法以及操作步骤，     

成品油管道蜡沉积倾向的实验分析

为解决长输成品油管道在地温较低的季节输送高凝成品油时易出现混油大量增加的非正常混油变化的问题,在理论推导的基础上建立了成品油管道蜡沉积的理论模型,确定出成品油管道蜡沉积倾向与输油温度、输量和运行时间有关.并通过室内管流蜡沉积实验,分析了蜡沉积层倾向与输油温度、输量和运行时间的关系.运用sigmaplot软件建立了实验室蜡沉积倾向与各影响因素之间的计算公式,为成品油管道的实际操作提供了一定的理论依据.