李立波 曹雷

中油管道檢測技術有限責任公司

 

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

關鍵詞：原油管道；“三高”原油；結蠟規(guī)律；清管策略

 

輸送高凝點、高黏度、高含蠟介質的“三高”原油管道，內壁容易產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，運行期間未開展過常規(guī)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，通過對其結蠟規(guī)律進行深入研究，針對性制定清管策略收到了較好效果。

1  結蠟規(guī)律分析

1.1  原油物性分析

該原油來自A、B區(qū)塊，原油凝點分別為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

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

通過試驗分析，混合原油從析蠟點到25℃區(qū)間內，隨著溫度降低析蠟量快速增加，管道在此溫度區(qū)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℃進行輸送，運行期間中間各站加熱爐根據(jù)原油物性選擇性開啟。原油進站溫度統(tǒng)計如圖 1所示。

圖 1 各站原油進站溫度

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

管道所在區(qū)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）進站油溫。隨著進站溫度的升高，管道沿線油溫升高，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，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。因為原油剛出站時溫度較高，還沒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始占據(jù)主導地位，蠟沉積速率隨油壁溫差的減小逐漸降低。

（2）地溫。隨著地溫升高，原油在流動中的散熱減少，在進站溫度相同的情況下各站所需出站溫度降低，導致管道沿線油溫降低。同時隨著地溫的升高，管道沿線蠟沉積速率減小，蠟沉積速率的峰值減小且出現(xiàn)位置向管道上游移動。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，蠟分子擴散的驅動力下降，析出的蠟晶顆粒中能沉積在管壁上的比例減少。

當?shù)販剌^低時，原油剛出站時溫度在析蠟點以上，此時無蠟晶析出；隨著原油溫度的降低，蠟晶析出量逐漸增加且此時油壁溫差較大，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(jù)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逐漸降低。

當?shù)販剌^高時，原油出站溫度較低，開始就有蠟沉積形成，但由于油壁溫差較小，故沿線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。這是由于隨著流量的增加油壁溫差減小，蠟分子擴散的驅動力下降，導致蠟沉積速率減小。與下游管道相比，每個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累積沿程摩阻相結合的方法進行管道沿線結蠟計算。

采用達西公式計算管道摩阻，即：

水力摩阻系數(shù)λ是雷諾數(shù)Re和管壁相對當量粗糙度的函數(shù)，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(shù)來劃分，在不同的流態(tài)區(qū)，水力摩阻系數(shù)與雷諾數(shù)及管壁粗糙度的關系不同，長距離原油管道一般運行在紊流態(tài)水力光滑區(qū)，常用式（2），這樣就可以根據(jù)一個站間沿程摩阻計算平均結蠟厚度。

結合管道摩阻，通過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  管道沿線結蠟厚度分布

根據(jù)現(xiàn)場原油物性和運行工況，對一年期間的數(shù)據(jù)進行分析，通過結蠟厚度計算公式，得出管道各個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(jù)清管作業(yè)不同階段分別采用泡沫清管器和機械清管器，通過結蠟厚度計算和現(xiàn)場清管效果綜合分析，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，清管時單次刮削下來的積蠟不宜過多，清管器直徑過大會造成單次清出大量積蠟引起蠟堵的風險。通過結蠟厚度計算結果，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的管徑D、壁厚B、結垢厚度δ，通過經驗公式計算得出：

3.2  清管器選型

選取泡沫清管器進行清管作業(yè)，優(yōu)點是一旦出現(xiàn)卡堵，清管器較容易被打碎，油流可沖散蠟柱而自行解堵。針對管道已經處于厚結蠟、高風險運行狀態(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(xiàn)場選擇使用，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時的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。通過發(fā)送 17次泡沫清管器，降壓效果明顯。作業(yè)過程中沒有引起大面積的結蠟脫落，清管期間站間壓差波動幅值控制在0.1 MPa以內，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(guī)律分析為制定清管策略提供了理論支持。現(xiàn)場清管作業(yè)效果顯著，清管過程安全穩(wěn)妥，消除了管道安全運行威脅，提高了管道輸送效率。通過現(xiàn)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(xiàn)有機械清管器適用性不強，清管作業(yè)過程中容易造成蠟堵。下一步將繼續(xù)結合管道結蠟規(guī)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。

 

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