李立波 曹雷

中油管道檢測技術(shù)有限責任公司

 

摘要：結合“三高”原油物性和管道運行參數分析管道內部結蠟規律，針對結蠟厚度情況研究清管作業(yè)策略，指導實(shí)施清管作業(yè)。安全清出了管道內的積蠟，提高了輸送效率，消除了管道運行風(fēng)險。該方法可為相關(guān)清管作業(yè)提供參考。

關(guān)鍵詞：原油管道；“三高”原油；結蠟規律；清管策略

 

輸送高凝點(diǎn)、高黏度、高含蠟介質(zhì)的“三高”原油管道，內壁容易產(chǎn)生結蠟形成厚度不一的結蠟層，降低運輸效率，影響管道運行安全。某“三高”原油管道管徑323.9 mm，運行期間未開(kāi)展過(guò)常規清管作業(yè)，管道內部結蠟嚴重，輸送效率由140 m3/h下降至90 m3/h，通過(guò)對其結蠟規律進(jìn)行深入研究，針對性制定清管策略收到了較好效果。

1  結蠟規律分析

1.1  原油物性分析

該原油來(lái)自A、B區塊，原油凝點(diǎn)分別為37℃、21℃，含蠟量分別為22.3%、8.7%，混合加熱后輸送�；旌虾蟮脑�油含蠟量和析蠟溫度如表 1所示。

表 1 混合原油含蠟量和析蠟點(diǎn)

隨著(zhù)A區塊原油比例增加，混合原油的含蠟量逐漸增加，析蠟點(diǎn)、析蠟高峰溫度都逐漸升高。

通過(guò)試驗分析，混合原油從析蠟點(diǎn)到25℃區間內，隨著(zhù)溫度降低析蠟量快速增加，管道在此溫度區間蠟沉積嚴重。

1.2  管道輸送溫度與地溫

原油在首站加熱至65℃進(jìn)行輸送，運行期間中間各站加熱爐根據原油物性選擇性開(kāi)啟。原油進(jìn)站溫度統計如圖 1所示。

圖 1 各站原油進(jìn)站溫度

從圖中可以看出，原油在抵達1號站時(shí)進(jìn)站溫度已經(jīng)降至35℃左右，在后續站間輸送時(shí)原油溫度下降幅度不大，基本維持在30℃～35℃之間。

管道所在區域地溫全年維持在26℃以上，其中12月至次年4月溫度偏低，其他月份均在30℃以上，如圖 2所示。

圖 2 管道地溫趨勢圖

（1）進(jìn)站油溫。隨著(zhù)進(jìn)站溫度的升高，管道沿線(xiàn)油溫升高，油壁溫差增加導致蠟沉積速率增大。當原油溫度降至一定溫度時(shí)，原油的析蠟量大量增加導致站間管道下游管段的蠟沉積速率加快。因為原油剛出站時(shí)溫度較高，還沒(méi)有蠟晶析出或析蠟量很小，油溫降至蠟沉積速率峰值溫度的位置更靠近下游，隨后油壁溫差的影響開(kāi)始占據主導地位，蠟沉積速率隨油壁溫差的減小逐漸降低。

（2）地溫。隨著(zhù)地溫升高，原油在流動(dòng)中的散熱減少，在進(jìn)站溫度相同的情況下各站所需出站溫度降低，導致管道沿線(xiàn)油溫降低。同時(shí)隨著(zhù)地溫的升高，管道沿線(xiàn)蠟沉積速率減小，蠟沉積速率的峰值減小且出現位置向管道上游移動(dòng)。蠟沉積速率還受原油與管壁之間溫差的影響。雖然地溫升高，管道沿線(xiàn)油溫降低，造成原油中析出的蠟量增加；但原油與管壁的溫差減小，蠟分子擴散的驅動(dòng)力下降，析出的蠟晶顆粒中能沉積在管壁上的比例減少。

當地溫較低時(shí)，原油剛出站時(shí)溫度在析蠟點(diǎn)以上，此時(shí)無(wú)蠟晶析出；隨著(zhù)原油溫度的降低，蠟晶析出量逐漸增加且此時(shí)油壁溫差較大，析出的蠟晶中能夠沉積在管壁上的比例較大，導致蠟沉積速率逐漸升高；隨后油壁溫差的影響占據主導地位，雖然原油溫度更低，但油壁溫差的降低導致蠟晶沉積率的減小，蠟沉積速率在達到峰值之后沿管線(xiàn)逐漸降低。

當地溫較高時(shí)，原油出站溫度較低，開(kāi)始就有蠟沉積形成，但由于油壁溫差較小，故沿線(xiàn)蠟沉積速率較小且逐漸降低。地溫越高，油溫降至蠟沉積速率峰值溫度的位置越靠近上游，且此處油壁溫差隨地溫的升高而減小，故蠟沉積速率的峰值向管道上游移動(dòng)且逐漸減小。

1.3  原油流量

管道流量越高，蠟沉積速率逐漸減小。這是由于隨著(zhù)流量的增加油壁溫差減小，蠟分子擴散的驅動(dòng)力下降，導致蠟沉積速率減小。與下游管道相比，每個(gè)站間管道上游的油壁溫差更大，所以蠟沉積速率較大，靠近上游管道的結蠟越明顯。

2  管道結蠟厚度分布

2.1  結蠟厚度計算

采用管道平均結蠟厚度摩阻和管道沿線(xiàn)累積沿程摩阻相結合的方法進(jìn)行管道沿線(xiàn)結蠟計算。

采用達西公式計算管道摩阻，即：

水力摩阻系數λ是雷諾數Re和管壁相對當量粗糙度的函數，隨流態(tài)的不同而不同。對于牛頓流體，流體在管路中的流態(tài)按雷諾數來(lái)劃分，在不同的流態(tài)區，水力摩阻系數與雷諾數及管壁粗糙度的關(guān)系不同，長(cháng)距離原油管道一般運行在紊流態(tài)水力光滑區，常用式（2），這樣就可以根據一個(gè)站間沿程摩阻計算平均結蠟厚度。

結合管道摩阻，通過(guò)當量直徑反算法確定管道內結蠟層平均厚度，結蠟計算核心公式為：

其中Q為原油輸量，m3/h；υ為原油黏度，Pa·s；d為管道有效內徑，mm；δ為管道內平均結蠟厚度，mm；ι為壓力測量間距，m。

2.2  管道沿線(xiàn)結蠟厚度分布

根據現場(chǎng)原油物性和運行工況，對一年期間的數據進(jìn)行分析，通過(guò)結蠟厚度計算公式，得出管道各個(gè)站間段內部結蠟厚度分布情況，如圖 3所示。

從圖 3可以看出，管道沿線(xiàn)均有蠟的沉積物且分布不均，蠟層厚度在出站20 km～30 km的中間管段達到峰值，最厚為20 mm左右，隨著(zhù)距離的增加，結蠟厚度逐漸變薄。

3  制定清管策略

由于管道已經(jīng)形成較為嚴重的結蠟層，需重新設計制作適用于該管道的清管器。根據清管作業(yè)不同階段分別采用泡沫清管器和機械清管器，通過(guò)結蠟厚度計算和現場(chǎng)清管效果綜合分析，確定清管器最佳尺寸和型式。

3.1  清管器尺寸

考慮到管道內部結蠟厚度較厚，清管時(shí)單次刮削下來(lái)的積蠟不宜過(guò)多，清管器直徑過(guò)大會(huì )造成單次清出大量積蠟引起蠟堵的風(fēng)險。通過(guò)結蠟厚度計算結果，反算出可以采用的清管器直徑，控制每次清出的積蠟量。公式如下：

其中，當量直徑為

清管工作前期，使用的泡沫清管器直徑取決于管線(xiàn)的管徑D、壁厚B、結垢厚度δ，通過(guò)經(jīng)驗公式計算得出：

3.2  清管器選型

選取泡沫清管器進(jìn)行清管作業(yè)，優(yōu)點(diǎn)是一旦出現卡堵，清管器較容易被打碎，油流可沖散蠟柱而自行解堵。針對管道已經(jīng)處于厚結蠟、高風(fēng)險運行狀態(tài)，從240 mm～320 mm共制作了等級直徑差為5 mm 的17種不同直徑泡沫清管器供現場(chǎng)選擇使用，達到既能清管又確保安全的目的。

3.3  應用效果分析

管道清管前站間壓差由投產(chǎn)時(shí)的0.90 MPa增高至2.75 MPa，理論計算結蠟厚度達40 mm，嚴重影響輸送安全和輸送效率。通過(guò)發(fā)送 17次泡沫清管器，降壓效果明顯。作業(yè)過(guò)程中沒(méi)有引起大面積的結蠟脫落，清管期間站間壓差波動(dòng)幅值控制在0.1 MPa以?xún)�，累計收出結蠟約1300 kg。清管作業(yè)期間管道理論結蠟厚度和壓差變化分別如圖 4和圖 5所示。

圖 4 管道理論結蠟厚度變化

圖 5 站間壓差變化

4  結論

“三高”原油管道結蠟規律分析為制定清管策略提供了理論支持�，F場(chǎng)清管作業(yè)效果顯著(zhù)，清管過(guò)程安全穩妥，消除了管道安全運行威脅，提高了管道輸送效率。通過(guò)現階段泡沫球清管作業(yè)，管道清潔度和輸送效率得到了提升，但是遠未達到管道內檢測清潔度要求。針對管道內部頑固結蠟，現有機械清管器適用性不強，清管作業(yè)過(guò)程中容易造成蠟堵。下一步將繼續結合管道結蠟規律制定深度清管計劃，徹底消除結蠟對管道安全運行造成的危害。

 

作者簡(jiǎn)介：李立波，1988年生，工程師，碩士畢業(yè)于西安石油大學(xué)，項目經(jīng)理，現從事管道檢測工作。聯(lián)系方式：15100632473，jc_lilibo@cnpc.com.cn 。