馬明勇，馮建錄，尹得心，蘇志華，李文龍，劉彬彬

(中國(guó)石油管道局工程有限公司管道投產(chǎn)運(yùn)行分公司，河北廊坊 065001)

0 引言

非洲某輸油管線輸送“三高”(高凝點(diǎn)、高結(jié)蠟、高黏度)原油。因上游產(chǎn)能和下游供需關(guān)系的影響，管線自投產(chǎn)運(yùn)行以來一直處于較低的排量運(yùn)行。長(zhǎng)期低排量運(yùn)行導(dǎo)致的管壁結(jié)蠟會(huì)影響輸油成本，也不利于增量情況下安全輸油，因此，需對(duì)管線進(jìn)行清管作業(yè)，降低輸油成本的同時(shí)確保管道安全運(yùn)行。原油清管速度在1～5 m/s時(shí)清管效果最佳[1]，該管線長(zhǎng)期保持原油速度在1 m/s以下運(yùn)行，因此需要選擇合理的清管器類型并結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)工況選擇合理的清管排量，以實(shí)現(xiàn)良好的清管效果。

1 工程概況

該管線地處非洲中部，分旱、雨兩季，雨季從6月持續(xù)到10月，在環(huán)境溫度的持續(xù)影響下，地溫會(huì)持續(xù)低至來年2月。該管道線路全長(zhǎng)約195 km，管徑Φ508×7.9 mm。全線共設(shè)置4座閥室(BVS1～4)和2座中間加熱站(HS1、HS2)，其中閥室為具有數(shù)據(jù)遠(yuǎn)傳功能的RTU閥室，可隨時(shí)查看該點(diǎn)壓力和溫度情況，方便記錄清管參數(shù)。管道各站及閥室高程和距離分布如表1所示。

表1 管道各站場(chǎng)及閥室高程和距離分布表

該管線輸送原油為“三高”原油，凝點(diǎn)29 ℃，傾點(diǎn)30 ℃，析蠟溫度為57 ℃。峰值析蠟溫度為28 ℃，原油在37～27 ℃溫度每下降1 ℃，析蠟量增加約50%，管道在此溫度區(qū)間析蠟沉積嚴(yán)重。原油輸送過程中加注降凝劑后，其凝點(diǎn)和傾點(diǎn)發(fā)生明顯改變，凝點(diǎn)為26 ℃，傾點(diǎn)27 ℃。輸送混合原油析蠟量-溫度及黏溫曲線如圖1所示。

圖1 混合原油析蠟量-溫度及黏溫曲線

2 清管器受力分析

分析清管器時(shí)，因該管道高程變化不大，近似認(rèn)為清管器在水平方向運(yùn)行。現(xiàn)場(chǎng)所發(fā)送清管器未安裝刷具和其他附件，也無(wú)射流孔，為簡(jiǎn)潔的兩直四碟清管器，模型簡(jiǎn)化后的受力情況如圖2所示。Δps為通過清管器的壓降，F(xiàn)w為管壁對(duì)清管器的摩擦阻力，F(xiàn)j為清管器所承受的剪切力。

圖2 清管器簡(jiǎn)化模型受力情況

采用皮碗變形等效位移的原理[2]，將位移變化原因歸于皮碗外側(cè)受壓，管壁強(qiáng)度遠(yuǎn)大于皮碗，認(rèn)為管壁為剛性。對(duì)公式進(jìn)行整合，最終可得Fw為[3]

(1)

(2)

(3)

式中:f為清管器與管道內(nèi)壁的滑動(dòng)摩擦系數(shù)；n為清管器安裝皮碗個(gè)數(shù)；l為皮碗與管壁的接觸寬度，m；E為皮碗材料的彈性模量，Pa；υ為皮碗材料的泊松比；D為皮碗外徑，mm；d為管道內(nèi)徑，mm；dc為皮碗等效內(nèi)徑，mm；A1為清管器橫截面面積，m2。

清管器所受的剪切力[4-7]:

(4)

式中:μ為介質(zhì)黏度，mPa·s；l1為清管器長(zhǎng)度，m；vs為清管器運(yùn)行速度,m/s；e為管壁絕對(duì)粗糙度。

從上述公式可知，影響清管效果的因素最終可以歸為：n、l、f、vs(實(shí)際工況中通常以原油輸送排量替代)；l1、dc(實(shí)際工況中以清管器過盈量替代)。

實(shí)際使用清管器的過程中，現(xiàn)場(chǎng)通?？紤]vs、清管器類型(l和n)、清管器過盈量(dc)。

3 清管效果對(duì)比

3.1 列賓宗公式計(jì)算結(jié)蠟情況

假設(shè)管道內(nèi)結(jié)蠟均勻，通過計(jì)算，雷諾數(shù)均大于3 000且小于Re1[8]，將管道輸送流體視為紊流光滑區(qū)，管線內(nèi)徑不變即各位置原油流速相同，則有：

(5)

(6)

式中：β、m為不同流體狀態(tài)常數(shù)，β=0.024 6，m=0.25；hf為管道沿程摩阻，m；Q為管道流量，m3/h；ρ為流體在研究段的平均密度,kg/m3；g為重力加速度，m/s2；l2為研究管段的長(zhǎng)度，m；υ1為研究管段平均溫度下的運(yùn)動(dòng)黏度，m2/s；σ為研究管段的平均結(jié)蠟厚度，mm；Δz為研究管段的高差，m。

將式(6)變型可得到平均結(jié)蠟厚度公式：

(7)

通過平均結(jié)蠟厚度和管段長(zhǎng)度，能夠計(jì)算出該段位置結(jié)蠟量。

(8)

將計(jì)算出的各段結(jié)蠟量疊加可計(jì)算出總結(jié)蠟量。為便于參數(shù)的實(shí)時(shí)記錄，選擇壓力、溫度可讀取的站場(chǎng)和RTU閥室為監(jiān)測(cè)點(diǎn)，將管線劃分為IS-BVS1，BVS1-HS1，HS1-BVS2，BVS2-HS2 4段分別計(jì)算各管段清管器作業(yè)前后的結(jié)蠟量。因管線壓降隨著清管進(jìn)度的不同會(huì)有變化，在計(jì)算各段平均結(jié)蠟厚度時(shí)，選擇清管器經(jīng)過該段位置時(shí)的壓降，從而避免結(jié)蠟或下游壓力變化導(dǎo)致計(jì)算誤差過大。各位置的溫度變化不大，計(jì)算時(shí)以平均溫度下的黏度作為計(jì)算黏度。數(shù)據(jù)處理選擇清管作業(yè)時(shí)間(d)間隔接近的數(shù)據(jù)，以提高數(shù)據(jù)的分析的可靠性。

對(duì)清管數(shù)據(jù)進(jìn)行選擇時(shí)，選取低地溫環(huán)境下的清管效果數(shù)據(jù)分析，以此來研究雨季和冬季清管器的清管能力。

3.2 不同流量下清管器的清管效果

選擇一組外徑為507 mm的兩直四碟機(jī)械清管器[9-10]，清管時(shí)排量為365、550、600 m3/h，清管器經(jīng)過各監(jiān)測(cè)點(diǎn)前、后溫度如表2所示，壓力變化情況如表3所示。

以表2、表3數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，運(yùn)用式(6)～式(8)計(jì)算不同排量清管時(shí)清管前、后各段結(jié)蠟量和管道總結(jié)蠟量，從而得到清管排量下清管器清管效果。表4為該組工況下清管前后各段結(jié)蠟量計(jì)算統(tǒng)計(jì)表。

表2 不同排量清管器經(jīng)過監(jiān)測(cè)點(diǎn)前、后溫度 ℃

表3 不同排量清管器經(jīng)過監(jiān)測(cè)點(diǎn)前、后壓力 MPa

表4 不同排量清管前、后結(jié)蠟量 m3

通過表4中的相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，能夠得到表5所示不同排量下清管器各分段及總管線清管效率。

表5 不同排量清管器管程段清管效率及總管線清管效率 %

結(jié)合表4、表5可得如下結(jié)論：

(1)清管前管道內(nèi)結(jié)蠟數(shù)據(jù)顯示，隨著管線運(yùn)行排量的增加，計(jì)算的各段結(jié)蠟量整體呈下降趨勢(shì)，管道結(jié)蠟總量逐漸減少。當(dāng)流量從365 m3/h提高到550 m3/h時(shí)，管道結(jié)蠟總量從6 705 m3下降到4 822 m3。流量從550 m3/h增加到600 m3/h，結(jié)蠟總量則降低為3 884 m3。由此可見，隨著管道運(yùn)行流量的增加，管道初始結(jié)蠟總量減少。

(2)隨著清管時(shí)原油輸送量的增加，管道整體清管效率明顯提高，但清管效率在不同流量下的不同管段的效果差異明顯。如排量550 m3/h時(shí)，清管器在到達(dá)HS1之前的管段中清管效果能達(dá)到60%以上，而HS1-BVS2管段則迅速下降到15.38%；排量600 m3/h時(shí)，各計(jì)算管段的清管效率相差不大。流量從365 m3/h增加到550 m3/h再至600 m3/h時(shí)，清管效率由2.22%提高到16.09%再至23.30%。由此可見，隨著運(yùn)行輸送排量的增加，管線的清管效率提高。

(3)雖然隨著輸送排量的增加，管線結(jié)蠟量降低，但其效果比使用清管器效果差。

(4)隨著清管時(shí)排量的增加，清管效果在各計(jì)算管程段中逐漸穩(wěn)定，如排量為600 m3/h時(shí)各段清管效率。

3.3 不同過盈量下清管器的清管效果

選擇清管流量為580 m3/h 時(shí)的3組不同過盈量的兩直板四碟機(jī)械清管器，其過盈量分別為：3.01%、3.82%、5.24%。不同過盈量下清管器經(jīng)過監(jiān)測(cè)點(diǎn)前、后溫度和壓力情況如表6、表7所示。

表6 不同過盈量下清管器經(jīng)過監(jiān)測(cè)點(diǎn)前、后溫度 ℃

表7 不同過盈量下清管器經(jīng)過監(jiān)測(cè)點(diǎn)前、后壓力 MPa

由式(6)～式(8)計(jì)算得到不同過盈量下清管前、后各段結(jié)蠟量。相關(guān)計(jì)算結(jié)果如表8所示。

表8 不同過盈量下清管前、后結(jié)蠟量 m3

由表8中的相關(guān)數(shù)據(jù)，可以計(jì)算出不同過盈量下清管器對(duì)各段及總管線的清管效率，如表9所示。

表9 不同過盈量下清管器管程段及總管線清管效率 %

由表8、表9可知：

(1)清管時(shí)排量和清管器類型不變的情況下，隨著過盈量增加，管道總清管效率先升后降。

(2)由IS至HS2所分的4個(gè)階段清管效果可知，除過盈量為3.01%外，剩余2組清管效果隨著清管器在管線中的運(yùn)行距離增加清管效果呈高低高再降低的趨勢(shì)。這是因?yàn)檫^盈量為3.01%及以下，排量為580 m3/h及以上清管時(shí)，管壁結(jié)蠟整體下降，清管效果不明顯。過盈量為3.82%和5.24%時(shí)清管數(shù)據(jù)說明，清管初期清管器過盈量較大，清管效果明顯，但隨著清管器磨損，導(dǎo)致過盈量迅速下降，所以BVS1-HS1段清管效果大幅下降。HS1-BVS1段清管效果上升，原因?yàn)楣鼙诮Y(jié)蠟厚度增加，且清管器磨損逐漸降低。

(3)排量一定的情況下，增加清管器過盈量后的管壁總結(jié)蠟量變化不明顯。過盈3.01%清管后管線內(nèi)結(jié)蠟總量為4 148 m3，當(dāng)過盈量增加到5.24%時(shí)，管線總結(jié)蠟量為3 963 m3。說明當(dāng)過盈量到達(dá)一定值后，清管器過盈量對(duì)清管后的管道結(jié)蠟量影響不明顯，增大清管器過盈量來提高清管效果的措施并不可取。

4 結(jié)論

通過對(duì)清管器的受力分析，得出了實(shí)際工況中影響清管效果的相關(guān)因素，并依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)清管時(shí)各檢測(cè)位置的基礎(chǔ)參數(shù)，結(jié)合列賓宗公式計(jì)算清管前、后各段結(jié)蠟量和總結(jié)蠟量，并分析清管效果，得到如下結(jié)論:

(1)清管時(shí)排量的增加會(huì)提高清管效果;

(2)對(duì)比3種過盈量的清管效果，發(fā)現(xiàn)過盈量3.82%清管效果最優(yōu);

(3)原油輸送過程中，隨著輸送排量的增加，管線整體的結(jié)蠟量減少;

(4)由于清管器在運(yùn)行中的磨損，清管器運(yùn)行到一定距離后，其清管效果會(huì)下降;

(5)當(dāng)過盈量增大到一定值后，清管后管道總結(jié)蠟量變化不明顯。

根據(jù)上述結(jié)論，對(duì)清管策略的制訂有如下方案：

(1)清管前先采用大排量輸送，降低管壁初始結(jié)蠟量，配合加降凝劑大排量清管，提高清管效率[11-12];

(2)清管時(shí)不必使清管器的過盈量過大，保持4%左右的清管過盈量就能達(dá)到良好的清管效果;

(3)根據(jù)原油物性合理設(shè)置收、發(fā)球站，避免清管器磨損造成清管效果的下降;

(4)現(xiàn)場(chǎng)根據(jù)計(jì)算管壁結(jié)蠟情況確定清管周期;

(5)若中間站具備收、發(fā)球功能，可分段合理選擇清管器過盈量，提高全管段的清管效果;

(6)設(shè)計(jì)時(shí)可避免管線輸送原油峰值結(jié)蠟區(qū)域的出現(xiàn)，合理設(shè)置加熱站和收、發(fā)球站，降低管壁結(jié)蠟量，提高清管效果[13]。