李立波 曹雷

中油管道检测技术有限责任公司

 

摘要：结合“三高”原油物性和管道运行参数分析管道内部结蜡规律，针对结蜡厚度情况研究清管作业策略，指导实施清管作业。安全清出了管道内的积蜡，提高了输送效率，消除了管道运行风险。该方法可为相关清管作业提供参考。

关键词：原油管道；“三高”原油；结蜡规律；清管策略

 

输送高凝点、高黏度、高含蜡介质的“三高”原油管道，内壁容易产生结蜡形成厚度不一的结蜡层，降低运输效率，影响管道运行安全。某“三高”原油管道管径323.9 mm，运行期间未开展过常规清管作业，管道内部结蜡严重，输送效率由140 m3/h下降至90 m3/h，通过对其结蜡规律进行深入研究，针对性制定清管策略收到了较好效果。

1  结蜡规律分析

1.1  原油物性分析

该原油来自A、B区块，原油凝点分别为37℃、21℃，含蜡量分别为22.3%、8.7%，混合加热后输送。混合后的原油含蜡量和析蜡温度如表 1所示。

表 1 混合原油含蜡量和析蜡点

随着A区块原油比例增加，混合原油的含蜡量逐渐增加，析蜡点、析蜡高峰温度都逐渐升高。

通过试验分析，混合原油从析蜡点到25℃区间内，随着温度降低析蜡量快速增加，管道在此温度区间蜡沉积严重。

1.2  管道输送温度与地温

原油在首站加热至65℃进行输送，运行期间中间各站加热炉根据原油物性选择性开启。原油进站温度统计如图 1所示。

图 1 各站原油进站温度

从图中可以看出，原油在抵达1号站时进站温度已经降至35℃左右，在后续站间输送时原油温度下降幅度不大，基本维持在30℃～35℃之间。

管道所在区域地温全年维持在26℃以上，其中12月至次年4月温度偏低，其他月份均在30℃以上，如图 2所示。

图 2 管道地温趋势图

（1）进站油温。随着进站温度的升高，管道沿线油温升高，油壁温差增加导致蜡沉积速率增大。当原油温度降至一定温度时，原油的析蜡量大量增加导致站间管道下游管段的蜡沉积速率加快。因为原油刚出站时温度较高，还没有蜡晶析出或析蜡量很小，油温降至蜡沉积速率峰值温度的位置更靠近下游，随后油壁温差的影响开始占据主导地位，蜡沉积速率随油壁温差的减小逐渐降低。

（2）地温。随着地温升高，原油在流动中的散热减少，在进站温度相同的情况下各站所需出站温度降低，导致管道沿线油温降低。同时随着地温的升高，管道沿线蜡沉积速率减小，蜡沉积速率的峰值减小且出现位置向管道上游移动。蜡沉积速率还受原油与管壁之间温差的影响。虽然地温升高，管道沿线油温降低，造成原油中析出的蜡量增加；但原油与管壁的温差减小，蜡分子扩散的驱动力下降，析出的蜡晶颗粒中能沉积在管壁上的比例减少。

当地温较低时，原油刚出站时温度在析蜡点以上，此时无蜡晶析出；随着原油温度的降低，蜡晶析出量逐渐增加且此时油壁温差较大，析出的蜡晶中能够沉积在管壁上的比例较大，导致蜡沉积速率逐渐升高；随后油壁温差的影响占据主导地位，虽然原油温度更低，但油壁温差的降低导致蜡晶沉积率的减小，蜡沉积速率在达到峰值之后沿管线逐渐降低。

当地温较高时，原油出站温度较低，开始就有蜡沉积形成，但由于油壁温差较小，故沿线蜡沉积速率较小且逐渐降低。地温越高，油温降至蜡沉积速率峰值温度的位置越靠近上游，且此处油壁温差随地温的升高而减小，故蜡沉积速率的峰值向管道上游移动且逐渐减小。

1.3  原油流量

管道流量越高，蜡沉积速率逐渐减小。这是由于随着流量的增加油壁温差减小，蜡分子扩散的驱动力下降，导致蜡沉积速率减小。与下游管道相比，每个站间管道上游的油壁温差更大，所以蜡沉积速率较大，靠近上游管道的结蜡越明显。

2  管道结蜡厚度分布

2.1  结蜡厚度计算

采用管道平均结蜡厚度摩阻和管道沿线累积沿程摩阻相结合的方法进行管道沿线结蜡计算。

采用达西公式计算管道摩阻，即：

水力摩阻系数λ是雷诺数Re和管壁相对当量粗糙度的函数，随流态的不同而不同。对于牛顿流体，流体在管路中的流态按雷诺数来划分，在不同的流态区，水力摩阻系数与雷诺数及管壁粗糙度的关系不同，长距离原油管道一般运行在紊流态水力光滑区，常用式（2），这样就可以根据一个站间沿程摩阻计算平均结蜡厚度。

结合管道摩阻，通过当量直径反算法确定管道内结蜡层平均厚度，结蜡计算核心公式为：

其中Q为原油输量，m3/h；υ为原油黏度，Pa·s；d为管道有效内径，mm；δ为管道内平均结蜡厚度，mm；ι为压力测量间距，m。

2.2  管道沿线结蜡厚度分布

根据现场原油物性和运行工况，对一年期间的数据进行分析，通过结蜡厚度计算公式，得出管道各个站间段内部结蜡厚度分布情况，如图 3所示。

从图 3可以看出，管道沿线均有蜡的沉积物且分布不均，蜡层厚度在出站20 km～30 km的中间管段达到峰值，最厚为20 mm左右，随着距离的增加，结蜡厚度逐渐变薄。

3  制定清管策略

由于管道已经形成较为严重的结蜡层，需重新设计制作适用于该管道的清管器。根据清管作业不同阶段分别采用泡沫清管器和机械清管器，通过结蜡厚度计算和现场清管效果综合分析，确定清管器最佳尺寸和型式。

3.1  清管器尺寸

考虑到管道内部结蜡厚度较厚，清管时单次刮削下来的积蜡不宜过多，清管器直径过大会造成单次清出大量积蜡引起蜡堵的风险。通过结蜡厚度计算结果，反算出可以采用的清管器直径，控制每次清出的积蜡量。公式如下：

其中，当量直径为

清管工作前期，使用的泡沫清管器直径取决于管线的管径D、壁厚B、结垢厚度δ，通过经验公式计算得出：

3.2  清管器选型

选取泡沫清管器进行清管作业，优点是一旦出现卡堵，清管器较容易被打碎，油流可冲散蜡柱而自行解堵。针对管道已经处于厚结蜡、高风险运行状态，从240 mm～320 mm共制作了等级直径差为5 mm 的17种不同直径泡沫清管器供现场选择使用，达到既能清管又确保安全的目的。

3.3  应用效果分析

管道清管前站间压差由投产时的0.90 MPa增高至2.75 MPa，理论计算结蜡厚度达40 mm，严重影响输送安全和输送效率。通过发送 17次泡沫清管器，降压效果明显。作业过程中没有引起大面积的结蜡脱落，清管期间站间压差波动幅值控制在0.1 MPa以内，累计收出结蜡约1300 kg。清管作业期间管道理论结蜡厚度和压差变化分别如图 4和图 5所示。

图 4 管道理论结蜡厚度变化

图 5 站间压差变化

4  结论

“三高”原油管道结蜡规律分析为制定清管策略提供了理论支持。现场清管作业效果显著，清管过程安全稳妥，消除了管道安全运行威胁，提高了管道输送效率。通过现阶段泡沫球清管作业，管道清洁度和输送效率得到了提升，但是远未达到管道内检测清洁度要求。针对管道内部顽固结蜡，现有机械清管器适用性不强，清管作业过程中容易造成蜡堵。下一步将继续结合管道结蜡规律制定深度清管计划，彻底消除结蜡对管道安全运行造成的危害。

 

作者简介：李立波，1988年生，工程师，硕士毕业于西安石油大学，项目经理，现从事管道检测工作。联系方式：15100632473，jc_lilibo@cnpc.com.cn 。