管道结蜡堵塞预测研究

刘恩博

摘   要：原油在运输过程中，由于内在因素和外界环境因素的影响，会析出蜡，沉积的石蜡会减少有效流动面积甚至完全堵塞地面流动管线，有可能引起局部憋压。针对某海上油田原油输送管道所存在的结蜡堵塞问题，运用管线模拟软件建立该油田集输管网模型，通过改变管径和外界温度两个因素进行实验，并分析含蜡原油管线结蜡机理，提出了预防结蜡堵塞管道的方法，对确保原油管道安全集输原油具有重要意义。

关键词：原油管道;结蜡机理;堵塞预测

1    结蜡过程简介

我国多产含蜡原油，易凝流动性差，在管道输送过程中因为温度等环境条件的改变会在管壁形成蜡沉积[1-3]。此外，随着陆上油田和海上油田的开发进入后期，采出物通常为多相混合物，考虑到经济性的问题，油田将会采用多相混和输送的方式进行管道输送。多相通常为油水、油气两相，有时候甚至油气水三相混输，管输介质的复杂性使得多相流蜡沉积过程远比单相流蜡沉积过程复杂。而蜡沉积会在管道运输过程中容易发生堵塞等安全问题。通过研究发现原油结蜡机理[4]：当集输管道内壁处温度低于输送原油析蜡点，并且比油流温度低时，靠近管道内壁的原油中含有的蜡分子就容易随着管道内壁的结晶中心进行结晶而析出，同时，影响到该处原油中含有的蜡分子浓度比油流中的浓度低，导致油流中的蜡分子根据浓度关系在集输管道内壁迁移，并进行沉积形成结蜡。通过软件进行分析，可以提前规划管网，避免出现结蜡堵塞造成安全事故。

2    结蜡规律实验

A油田当前日产液量为2 943 m3/d，目前环境温度25 ℃，管径为203.2 mm，管线总长约12 km，包含两个油水分离器。针对该油田管网实际分布情况，建立集输管网模型，如图1所示。

2.1  管道蜡沉积模型

在管道径向方向，由于管道中心与管壁之间存在温度梯度，导致油流中的蜡分子在浓度梯度作用下向着管壁方向不断扩散，从而在低于析蜡点温度的管壁上沉积下来[5]。蜡沉积层含蜡量计算公式如下：

（1）

式中，r为管内有效半径，m;FW为沉积层中固相蜡的质量分数，%;ρgel为沉积层密度，kg/m3;CWS为蜡分子在油流中的溶解度，kg/m3;T为沉积层界面温度，δ为无量纲化的沉积层厚度。

沉积层厚度δ有3种常用的测量方法，直接测量法、压降法和LD-LD法。

直接測量法是将一部分试验管段装在实验装置上，在形成蜡沉积后，将管段拆下，通过加热的方法使蜡沉积层融化，然后刮出融化后的蜡进行质量测定，从而得到等效沉积层厚度。

压降法的主要原理是用两段材料和性质完全相同的管道在不同的温度下进行测试，测试管段的温度低于蜡析出的临界温度，对比管段的温度则高于析蜡温度以确保其无蜡晶析出影响实验的准确性。然后通过两管段的压降差值，间接计算蜡沉积层厚度。

LD-LD法是将一定量的原油加入实验管道中，然后多次记录管路中原油体积及上升高度，从而算出各个位置的蜡沉积厚度及平均厚度。通常来说，记录越频繁，间隔越短，那么结果就更为准确。

此外，还有一种新型的测量方法，热脉冲厚度检测方法。该方法是运用加热元件发射瞬时脉冲，温度传感器测量热效应，然后间接算出蜡沉积层厚度。

2.2  管道沿线温度分布计算公式

计算沿线温度分布通常采用考虑摩擦热的轴向温降公式，轴向温降公式的推导。

基本假设如下。

（1）稳定工况。包括热力、水力条件稳定，即各站的进出站温度不随时间变化，输量也不随时间变化。

（2）油流至周围介质的总传热系数K沿线为常数。

（3）沿线地温T0和油品的比热C为常数，该温降公式也称为文宾宗温降公式：

（2）

（3）

式中：G表示油品质量流量，kg/s。

c表示油品比热，J/kg ?℃。

D表示管道外径，m。

t0表示管中心埋深处自然地温，℃。

L表示管道输送的长度，m。

K表示出站管道总传热系数，W/（m2?℃）。

tR表示出站温度，℃。

tL表示出站距离L处的油温，℃。

i表示油流的水力坡降m/m。

a，b表示参数。

g表示重力加速度，m/s2。

原油在流动过程中存在摩阻，流速过快会使油品升温，外界环境温度过低会导致管内外温差过大，热交换增加，蜡晶更容易析出。但流速过快，会在管壁产生剪切力，使蜡不容易集结造成堵塞，故综合考虑两方面因素，通过软件模拟，观察结蜡堵塞与原油流速之间的关系，为管道安全输送原油提供支撑。

2.3  模拟过程

（1）通过实际情况，建立A油田区块生产集输管网模型，输入对应实际数据，模拟现场集输管网。

（2）固定管径为6 in，设置环境温度为10 ℃，此温度表示该地区常年的最低温度，通过改变流量即流速进行管道输送模拟，观察管道运输情况，记录此环境温度管道堵塞情况。

（3）改变环境温度依次降低为5 ℃，3 ℃，0 ℃，重复步骤（2），求出对应临界流速。

（4）作出不同温度下，临界流速图表。

2.4  模拟结果分析

（1）当管径为6 in，环境温度为0 ℃时，随着体积流量的减小，当流量减小至5 250 m3/d左右时管道堵塞情况消失。

（2）随着环境温度的上升，在温度为10 ℃时，流量由6 580 m3/d减小到3 180 m3/d时，管道堵塞情况才消失。

3    結语

（1）蜡的固相含量随外界温度的降低（即管壁内外温差越大）而增加。

（2）在同一流量下，随着环境温度的降低，管道会逐渐开始出现结蜡堵塞的现象。

（3）在同一环境温度下，虽然流速快不容易形成蜡堆积，但是流量过大时，轻微的蜡堆积也会导致局部堵塞。

（4）当管径较小时，轻微的结蜡就有可能导致局部憋压，压裂管道，因此，可以通过上述方法，确定不同管径、不同环境温度下时的临界流量，避免出现结蜡堵塞管道的情况。

[参考文献]

[1]蔡洪，黄成.高含蜡凝析气井石蜡沉积实验研究[J].石油化工应用，2011（3）：20-22.

[2]于宏庆，马云.高原原油集输管道结蜡规律及防护技术[J].油气田地面工程，2014（10）：94-95.

[3]孙雪姣，吕涛，肖荣鸽.含蜡原油管道结蜡机理及清蜡技术研究[J].清洗世界，2014（4）：31-34.

[4]吕朝旭，邢晓凯，柯鲁峰.多相流蜡沉积研究进展[J].油气田地面工程，2018（4）：36-41.

[5]彭阳.含蜡原油管道输送蜡沉积预测模型研究[D].成都：西南石油大学，2016.

Study on the prediction of the blockage of wax in the pipeline

Liu Enbo

（Chongqing Gas Group Co.， Ltd.， Chongqing 400020， China）

Abstract：During the transportation of crude oil， due to internal factors and external environmental factors， wax will be precipitated. The deposited paraffin will reduce the effective flow area or even completely block the ground flow pipeline， which may cause local rolling pressure. Aiming at the problem of wax blockage in the crude oil pipeline of a certain offshore oilfield， the pipeline simulation software was used to establish the model of the oilfield pipeline network. The experiment was carried out by changing the diameter of the pipeline and the external temperature， and the waxing mechanism of the waxy crude oil pipeline was analyzed. It is proposed to prevent the wax from clogging the pipeline， which is of great significance for ensuring the safe collection and transportation of crude oil from crude oil pipelines.

Key words：crude oil pipeline; waxing mechanism; wax formation forecast