曹亞文，董 婧, 曹亞雄, 張世虎

低輸量含蠟原油管道清蠟若干問題分析

曹亞文1，董 婧1, 曹亞雄2, 張世虎3

（1. 長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠，陜西 西安 710016； 2. 長(zhǎng)慶油田分公司第四采油廠，陜西 靖邊 718500; 3. 長(zhǎng)慶油田分公司第三采氣廠，陜西 西安 710016）

含蠟原油在低輸量下運(yùn)行，既不經(jīng)濟(jì)又不安全。從含蠟原油的流變性特點(diǎn)出發(fā)，結(jié)合熱油管道的管道特性，說明了含蠟原油管道低輸量運(yùn)行下清蠟的必要性。為保證低輸量管道運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性，需要確定合理的清蠟周期和余蠟厚度，通過分析國(guó)內(nèi)學(xué)者所做的研究，總結(jié)了清蠟周期和余蠟厚度計(jì)算的一般思路和需要考慮的條件。介紹了清管器清管過程所需壓差的估算方法，分析了蠟沉積物的影響因素和國(guó)內(nèi)外的蠟沉積模型的研究進(jìn)展，明確了后期的研究方向，為解決低輸量清蠟問題提供理論支持。。

低輸量；含蠟原油；蠟沉積；清蠟

低輸量是指低于加熱正輸允許最低的輸量。原油管道的設(shè)計(jì)輸量一般是按油田高產(chǎn)期的產(chǎn)量設(shè)計(jì)的。由于油田自然老化，原油外輸量減少，以及煉廠煉油能力下降等原因，使我國(guó)多數(shù)管道出現(xiàn)低輸量情況。截至2012年底，我國(guó)原油管道已達(dá)1.89萬 km[1]。 其中，西部原油管道和東北部分原油管道面臨低輸量運(yùn)行問題的困擾，這主要是由我國(guó)國(guó)情和原油的物性決定的。我國(guó)年產(chǎn)原油2億t，80%以上是易凝高粘原油，高含蠟，高凝點(diǎn)，高粘度，流動(dòng)性差，運(yùn)行時(shí)大多采用加熱輸送工藝。管道出現(xiàn)低輸情況后，實(shí)際輸量低于設(shè)計(jì)輸量，甚至低于加熱正輸允許最低輸量，不僅增加輸油成本，而且管輸?shù)臒崃l件不能滿足，水力條件惡化，進(jìn)入不穩(wěn)定區(qū)，有凝管的危險(xiǎn)。因此，含蠟原油管道低輸量下的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行意義重大。

1 低輸量含蠟原油管道清蠟的必要性

含蠟原油低輸量運(yùn)行時(shí)，流速較低，單位油流的散熱時(shí)間加長(zhǎng)，軸向溫降加大，而含蠟原油流變性對(duì)溫度非常敏感，隨溫度降低,油的粘度顯著增大，而且流速越低，剪切速率越低，粘度隨溫度降低而增大的速度越快。同時(shí)在低流速下運(yùn)行，管道溫降加快，油壁溫差加大，蠟分子濃度梯度加大，分子擴(kuò)散作用加強(qiáng)，使結(jié)蠟強(qiáng)度增強(qiáng)。同時(shí)隨流速下降，層流管段加長(zhǎng)，蠟沉積強(qiáng)度比紊流下增強(qiáng)[2-4]。而且流速降低減少了對(duì)凝油層的沖刷，管壁的凝油層加厚，油流的流通面積減小。兩者作用下，流通面積進(jìn)一步減小。

當(dāng)熱油管道粘度增大和當(dāng)量管徑減小對(duì)摩阻的影響大于流量下降對(duì)摩阻的影響時(shí)，含蠟熱油的管路特性曲線出現(xiàn)隨輸量減小、摩阻逐漸上升的現(xiàn)象，此時(shí)管道進(jìn)人低輸量不穩(wěn)定區(qū)。而摩阻上升，泵需要提供的壓力上升，根據(jù)泵特性曲線，導(dǎo)致流量進(jìn)一步下降，形成惡性循環(huán)，若處理不當(dāng)就有凝管停輸?shù)奈ｋU(xiǎn)，造成重大事故。當(dāng)結(jié)蠟厚度持續(xù)增加，出現(xiàn)輸量降低、壓力升高的背離趨勢(shì)且出站壓力達(dá)到允許值的90%時(shí)，低輸量管道必須清蠟[5-7]。

2 清蠟周期和經(jīng)濟(jì)結(jié)蠟厚度

清蠟周期的確定和確定管線的結(jié)蠟厚度有關(guān)。清蠟周期過短則清管費(fèi)用增大, 清蠟周期過長(zhǎng)則輸油能力下降。而含蠟原油的結(jié)蠟對(duì)其低輸量運(yùn)行存在兩方面相反的影響：一方面，降低管道總傳熱系數(shù)和熱損失，使熱力消耗減小；另一方面，使管道流通面積減小，動(dòng)力消耗增加。因此，對(duì)于低輸量運(yùn)行的含蠟原油管道應(yīng)保持一定的結(jié)蠟厚度，因此存在一個(gè)經(jīng)濟(jì)結(jié)蠟厚度或者是清管后的余蠟厚度[8,9]。

王岳等[10]考慮在其他條件相同的情況下，輸送每 t?km油品時(shí)有結(jié)蠟層比無結(jié)蠟層所節(jié)約的燃料費(fèi)用和多消耗的動(dòng)力費(fèi)用，以節(jié)省的能耗費(fèi)用構(gòu)造目標(biāo)函數(shù)，用C語言編程和對(duì)分法求解其最大值，得出低輸量運(yùn)行時(shí)的經(jīng)濟(jì)結(jié)蠟厚度。該模型在傳統(tǒng)模型[11]的基礎(chǔ)上，考慮了結(jié)蠟對(duì)能耗的影響，有一定的進(jìn)步，但沒有把經(jīng)濟(jì)結(jié)蠟厚度和清蠟周期聯(lián)系起來，限制了模型的應(yīng)用。江國(guó)業(yè)等[12]提出先確定給定流量下的經(jīng)濟(jì)余蠟厚度，再建立輸油成本（包括動(dòng)力費(fèi)用，燃料費(fèi)用，清管費(fèi)用）關(guān)于清管周期的函數(shù)。存在一組對(duì)應(yīng)的余蠟厚度和清管周期下，使輸油成本最小。求解過程：一定流量下，給出一個(gè)余蠟厚度的初值，按時(shí)間步長(zhǎng)逐步搜索最優(yōu)清管周期得出其輸油成本，然后改變余蠟厚度，再計(jì)算最優(yōu)清蠟周期和成本，直至余蠟厚度達(dá)到管堵的臨界結(jié)蠟厚度時(shí)停止搜索，比較其輸油成本，得出該流量下的經(jīng)濟(jì)余蠟厚度和清蠟周期。

從前人的研究中看出，清蠟周期的確定一般以輸油成本最小為目標(biāo)建立關(guān)于余蠟厚度和清蠟周期的成本模型，通過搜索法、數(shù)值方法、枚舉、結(jié)合管道運(yùn)行數(shù)據(jù)等方法得出一個(gè)最優(yōu)余蠟厚度下對(duì)應(yīng)的清蠟周期[13-15]。

3 清管器清管過程所需壓差分析

含蠟原油清蠟方法目前最普遍的是采用清管器，但清蠟主要憑經(jīng)驗(yàn)，缺乏理論支撐。制定清管方案過程中很重要的一項(xiàng)是估算清管過程中所需的壓差，因此需要對(duì)清管器所受到的阻力進(jìn)行評(píng)價(jià)。如過低估計(jì)蠟沉積物的阻力，可能會(huì)造成清管器發(fā)生“卡堵”事故，而過高估計(jì)蠟沉積物的阻力，又會(huì)增加清管頻率，給企業(yè)帶來不必要的經(jīng)濟(jì)支出。

3.1 壓差估算方法

清管器前后壓差中一部分用于剝離蠟沉積物。剝離蠟沉積物所需壓差與蠟沉積物厚度、沉積物抗剪切強(qiáng)度和清管器類型有關(guān)。假設(shè)蠟沉積物厚度均勻，清管器對(duì)蠟沉積物的作用力均勻分布在接觸面上，采用圓盤清管器，則清管器前后由于用于克服蠟沉積物剪切應(yīng)力而產(chǎn)生的壓差 與蠟沉積物內(nèi)最大剪應(yīng)力 的關(guān)系如公式（1）所示[16]：

式中： Δp1——克服蠟沉積物剪切應(yīng)力而產(chǎn)生的壓差，Pa）

δ——蠟沉積物的厚度，m；

D——管道內(nèi)徑，m。

在清管器作用下，蠟沉積物內(nèi)最大剪應(yīng)力大于或等于其抗剪切強(qiáng)度時(shí)，蠟沉積物結(jié)構(gòu)失效，從管壁上剝離。式（1）表明，清管器剝離蠟沉積物所需壓差計(jì)算的關(guān)鍵是確定蠟沉積物的抗剪切強(qiáng)度和厚度。

3.2 蠟沉積物抗剪切強(qiáng)度的影響因素

（1）溫度對(duì)蠟沉積物抗剪切強(qiáng)度的影響

當(dāng)油壁溫差和流速不發(fā)生變化時(shí)，由于油溫的升高，原油粘度減小，管壁處凝油層中蠟分子部分重新回到原油中使得濃度梯度降低，擴(kuò)散系數(shù)變大，而管壁處溫度梯度基本不發(fā)生變化，管壁剪切應(yīng)力減小，油流對(duì)蠟沉積層的沖刷作用減弱[17]。

（2）流速對(duì)蠟沉積物抗剪切強(qiáng)度的影響

管流流速增大，管壁處剪切應(yīng)力增大，管流對(duì)蠟沉積物沖刷作用增強(qiáng)，管壁蠟沉積減弱，雷諾數(shù)越大，蠟沉積越少，層流蠟沉積相對(duì)于紊流嚴(yán)重。因此紊流狀態(tài)下，加大管輸流量，粘性底層厚度減少，油溫和管壁溫差減小，管壁處剪切應(yīng)力對(duì)蠟沉積物的剪切作用增強(qiáng)，這些因素都將沖刷掉部分管壁上的蠟沉積物。

（3）沉積時(shí)間對(duì)蠟沉積物抗剪切強(qiáng)度的影響

沉積時(shí)間對(duì)蠟沉積物抗剪切強(qiáng)度的影響包括：蠟含量的增加和蠟晶形態(tài)的改變。大多文獻(xiàn)認(rèn)為，隨沉積時(shí)間的增加，蠟沉積物的蠟含量增加，導(dǎo)致沉積物變硬。此外，隨沉積時(shí)間的增加，沉積物內(nèi)蠟晶的形態(tài)會(huì)發(fā)生改變，增大了蠟沉積物的抗剪切強(qiáng)度。

（4）原油組成對(duì)蠟沉積物抗剪切強(qiáng)度的影響

原油組成對(duì)蠟沉積物抗剪切強(qiáng)度的影響主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：原油組成影響臨界碳數(shù)，從而影響了蠟沉積物的碳數(shù)分布，也就是說，原油組成不僅影響蠟沉積物內(nèi)蠟的碳數(shù)分布，也影響沉積物內(nèi)液態(tài)油的碳數(shù)分布；原油的組成影響蠟的溶解度，進(jìn)而影響沉積物的老化速率；沉積過程初始膠凝層中的液相來源于管輸原油，原油中的一些重要組分，如瀝青質(zhì)，也會(huì)顯著影響蠟沉積物的抗剪切強(qiáng)度。

國(guó)內(nèi)外很多學(xué)者開展了對(duì)蠟沉積物抗剪切強(qiáng)度的理論研究，取得的成果有助于認(rèn)識(shí)蠟沉積物的性質(zhì)。然而，前人得到的結(jié)論多為定性或間接結(jié)論，未定量確定蠟沉積物的抗剪切強(qiáng)度。同時(shí)，前人多采用環(huán)道或冷指研究蠟沉積，由于室內(nèi)實(shí)驗(yàn)裝置與現(xiàn)場(chǎng)管道的操作條件存在顯著差異，導(dǎo)致蠟沉積物的性質(zhì)也可能不同。因此，要定量確定現(xiàn)場(chǎng)管道蠟沉積物抗剪切強(qiáng)度，仍需開展大量研究。

3.3 蠟沉積模型

國(guó)外 Fogler[18,19]課題組在蠟沉積研究上做出了突出貢獻(xiàn)，提出了蠟沉積物的形成包括五個(gè)過程，即① 管壁上形成初凝層；② 大于臨界碳數(shù)的烷烴分子由油流向膠凝層擴(kuò)散； ③ 部分烷烴分子在油流-沉積物界面處析出，增加蠟沉積物厚度，部分烷烴分子向膠凝層內(nèi)擴(kuò)散； ④ 擴(kuò)散進(jìn)入沉積層內(nèi)的烷烴分子析出； ⑤ 膠凝層內(nèi)低于臨界碳數(shù)的烷烴分子向沉積層外反擴(kuò)散。由以上蠟沉積物的形成機(jī)理可知，蠟沉積物并非完全由蠟組成，主要為蠟晶網(wǎng)絡(luò)包裹液態(tài)油，也屬于膠凝油。

在 Fogler 課題組提出的蠟沉積物的形成過程模型的基礎(chǔ)上 Singh[18]建立了層流條件下的蠟沉積模型，并編寫了蠟沉積預(yù)測(cè)軟件 Michigan Wax Predictor（簡(jiǎn)稱 MWP）。同時(shí)，該作者用小型環(huán)道進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，驗(yàn)證了模型計(jì)算的準(zhǔn)確性。結(jié)果表明：層流條件下，模型計(jì)算結(jié)果與實(shí)驗(yàn)結(jié)果吻合很好；紊流條件下，模型計(jì)算結(jié)果大于實(shí)測(cè)結(jié)果。Hernandez[20]在Singh等人基礎(chǔ)上，加入剪切的作用，完善了蠟沉積模型。該模型的計(jì)算結(jié)果與 Tulsa試驗(yàn)環(huán)道結(jié)果吻合良好。韓善鵬[21]通過引入蠟結(jié)晶動(dòng)力學(xué)常數(shù)，考慮了未析出的過飽和蠟分子對(duì)蠟沉積的影響，進(jìn)一步完善了模型。并用小型和中試環(huán)道開展了層流和紊流條件下的蠟沉積實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)了模型計(jì)算的準(zhǔn)確性。結(jié)果表明，模型計(jì)算結(jié)果與實(shí)測(cè)結(jié)果吻合較好。

目前的蠟沉積模型可較準(zhǔn)確計(jì)算蠟沉積物的厚度和蠟含量。然而，這些模型都不能計(jì)算蠟沉積物的性質(zhì)，如抗剪切強(qiáng)度。對(duì)蠟沉積物性質(zhì)的了解，有助于制定合理的清蠟方案。因此，繼續(xù)完善目前的蠟沉積模型，使模型能夠計(jì)算蠟沉積物的性質(zhì)，是未來研究的方向。

4 結(jié)束語

低輸量運(yùn)行的含蠟原油管道，由于含蠟原油對(duì)溫度敏感和熱油管道中等流量區(qū)的管路特性特點(diǎn)，決定了其在低輸量含蠟原油管輸?shù)牟唤?jīng)濟(jì)性和不安全性。在合適的結(jié)蠟厚度下，可以減少熱力損失，有利于低輸量管道的經(jīng)濟(jì)安全運(yùn)行，因此每次清蠟時(shí)需要保留一定的余蠟厚度。清蠟的方式和清蠟周期的確定，要根據(jù)管道的實(shí)際情況，從經(jīng)濟(jì)和安全兩方面綜合考慮確定，還要時(shí)刻監(jiān)測(cè)管道運(yùn)行數(shù)據(jù)的變化，及時(shí)調(diào)整清蠟方案。進(jìn)行清管作業(yè)時(shí)，為了制定經(jīng)濟(jì)合理的清管方案，需要對(duì)清管過程所需要的壓差進(jìn)行估算。因此開展現(xiàn)場(chǎng)管道蠟沉積物抗剪切強(qiáng)度定量分析以及蠟沉積物的厚度和蠟含量預(yù)測(cè)模型研究是當(dāng)前急需解決的問題。

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Analysis on Some Problems About Wax Removal of Waxy Crude Oil Pipeline at Low Flow Rate

CAO Ya-wen1，DONG Jing1，CAO Ya-xiong2，ZHANG Shi-hu3
（1. Changqing Oilfield Company the Fifth Oil Production Plant, Shaanxi Xi’an 710016，China; 2. Changqing Oilfield Company the Fourth Oil Production Plant, Shaanxi Jingbian 718500，China; 3. Changqing Oilfield Company the Third Gas Production Plant, Shaanxi Xi’an 710016，China）

Running of waxy crude oil pipeline at low flow rate is neither economic nor safe. In this paper, the necessity of wax removal of waxy crude oil pipeline running at low flow rate was clarified, combining the characteristics of hot oil pipeline based on waxy crude oil rheology. To ensure the pipeline running economy, the wax removal cycle and the thickness of left wax should be determined in advance. The determination method and the conditions that should be considered were introduced by analyzing the domestic research findings. The calculation method of differential pressure that needed during the process of pigging was introduced. The affecting factors on wax sediment and progress of wax deposition models were analyzed, the direction of further research was cleared, which could provide theoretical support for wax removal.

Low flow rate; Waxy crude oil; Wax deposit; Wax removal

TE 832

： A

： 1671-0460（2015）04-0770-03

2014-11-09

曹亞文（1990-），男，陜西靖邊人，畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣開采專業(yè)。研究方向：在定邊縣從事于石油生產(chǎn)一線基層管理和生產(chǎn)工作。E-MAIL：530062370@qq.com。