何绪蕾

摘 要：针对原油在管道集输过程中在管壁结蜡危害的问题，首先分析了管道结蜡沉积机理，在此基础上，综合考虑了蜡分子浓度梯度、管壁处剪切应力、油流温度梯度以及粘度等因素建立结蜡沉积速率模型，根据实际油田地区情况，结合当地季节土壤温度，做了含水率、集油温度、流量等对结蜡速率的影响，研究表明含水率在65%左右，也就是在转相点附近管道结蜡速率最高，主要是原油粘度影响较大;集油温度越高，结蜡速率越低，是由于温度的高低决定了分子的扩散和热运动大小;流量越大，结蜡速率越低，是因为剪切应力破坏了管壁结蜡沉积强度。针对结蜡对管道堵塞腐蚀的影响，选取PIG清管技术进行处理，能够有效的降低管道输送压力，降低管道穿孔风险，在保障年输量的条件下，节约电量高达4.32×105 kW？h，年运行费用减少了123.89×104元。实验结果有助于指导该地区原油集输管道工程设计。

关 键 词：集输管道;机理分析;模型;PIG清管技术

中图分类号：TE 832 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）06-1388-04

Experiment of Paraffin Deposit Rate in Crude Pipeline and Pigging Technology

HE Xv-lei

（Sinopec International Petroleum Exploration and Development Co.， Ltd.， Beijing 100029，China）

Abstract： Aimed at hazards of paraffin deposit rate in crude oil gathering and transferring process， firstly wax deposition mechanism was analyzed.On this basis， considering the wax molecule concentration gradient and wall shear stress， flow， temperature gradient， viscosity and so on， the wax deposition rate model was established. According to actual oil field condition， combined with the local seasonal soil temperature， effect of moisture content， oil temperature and flow rate on the paraffin deposit rate was investigated. The results show that， when the moisture content is about 65%， which is near the phase inversion point， the wax precipitation rate is the highest， which is mainly caused by greater viscosity of crude oil; The higher the oil temperature， the lower the wax precipitation rate， which is due to that the temperature can affect the molecular diffusion and heat movement; The lower the flow rate， the higher the wax precipitation rate， which is due to that the shear stress can damage wall wax deposition. In order to decrease effect of the paraffin deposit rate on pipe blockage and corrosion， the PIG pigging technology can be used， it can effectively reduce the pipeline pressure and the pipeline perforation risk; Under the condition of ensuring annual throughput， 4.32×105 kW·h power can be saved， annual operation cost can be decreased by123.89×104 Yuan. The results help guide for engineering design of crude oil pipeline in the region

Key words： Pipeline; Mechanism analysis; Model; PIG pigging technology

我国开采出来的原油，普遍具有“三高”特点，即高含蜡、高凝点、高黏度，原油在开采和集输过程中，大部分管道原油含蜡质量分数在15%～30%，也有达到40%～50%，含蜡量越高，析蜡温度也越高，析蜡温度高会导致管道容易結蜡，影响原油管道正常输送。原油在管道输送过程中，沿程管道内温度会降低，当温度低于析蜡温度时，原油中的石蜡开始结晶析出，附着在管道内壁上，形成结蜡中心，随着温度的继续降低，管壁内壁附着的晶体逐渐变大、变厚，导致输油管道有效流通内径逐渐变小，输送能力下降，严重时可能造成管道结垢堵塞，各石油储运管道公司每年需要投入大量的资金和人力在管道保温清蜡工作中。因此，对原油集输管道结蜡的深入研究显得十分必要[1]。

1 管道内石蜡沉积机理分析

原油集输管道蜡沉积受到多种因素的共同影响，其中包括集输温度、管壁温度、输送流速、含水率、原油轻质成分以及管壁材质等等。下面简要介绍下以上几种机理[1-4]：

1.1 分子扩散

在输油管道中，石蜡分子在不同的部位浓度不同，原油中的石蜡分子浓度高于管壁处，由于浓度梯度的影响，石蜡分子向管壁移动、聚集、沉淀，并且沿程管壁温度的降低，当低于析蜡温度和集输温度，石蜡分子将大量运移到管壁处，形成结蜡中心。分子扩散定律表达式如下：

式中：—单位时间单位面积扩散的蜡分子的质量，;—蜡密度，;—蜡分子扩散系数，;—蜡分子径向浓度梯度，m-1。

1.2 剪切弥散

与分子扩散中的浓度梯度机理不同，剪切弥散机理主要是从管道中原油流速角度出发，强调在流场速度梯度的作用下，石蜡分子由原油中运移到管壁处。当管壁处的温度高于油流温度或者与油流温度差不多时，并且管壁处存在石蜡结晶，这说明是剪切弥散作用导致管壁结蜡，而并非分子扩散作用。

1.3 布朗运动

原油中石蜡晶体的无规则热运动，即布朗运动，石蜡晶体颗粒存在于原油中，由于存在浓度梯度，油流中的石蜡晶体浓度较高，石蜡晶体从较高浓度区域运移到管壁低浓度区，沉降、聚集附着在管壁上，减小管道有效流通横截面积。

1.4 布朗运动

石蜡晶体颗粒密度与原油密度不同，由于重力作用，石蜡晶体颗粒沉降在液流底部，逐渐沉积。

1.5 剪切剥离与老化机理

随着油流速度的增大，管壁与油流温差减小，剪切应力增大，紊流比层流结蜡能力低，管壁蜡沉积速度降低，而且随之增大的剪切应力能够冲击石蜡沉积强度，当剪切应力达到一定值后，可能直接将石蜡从管壁冲刷下来。老化机理是指低于油流温度时，首先在管壁处会形成凝油层，随后，石蜡分子会通过凝油层继续向管壁运移，导致管壁处沉积石蜡越聚越多，含油量变小[4]。

2 建立石蜡沉积速率模型

根据室内模拟实验，建立石蜡沉积速率模型。该模型考虑了蜡分子浓度梯度、管壁处剪切应力、油流温度梯度以及粘度等，首先计算了蜡沉积倾向系数，考虑蜡沉积倾向系数，建立蜡沉积速率模型。

石蜡沉积倾向系数：

（1）

式中：f′—蜡沉积倾向系数;

—管壁处剪切应力，Pa;

—管壁处径向温度梯度，℃/mm;

—常数。

石蜡沉积速率模型：

（2）

式中：w—蜡沉积倾向系数，;

—原油粘度，;

—管壁处石蜡晶体溶解度系数，10-3/℃。

通过对某油田地区产出原油进行大量室内模拟实验，确定了模型中的常数，具体原油集输管道结蜡模型如下：

3 集油温度和含水率对集输管道结蜡速率的影响

根据某油田地区资料，首先，研究了集输管道原油视粘度与含水率、剪切速率之间的变化规律，如图1所示。该地区一年中最高土壤温度为10 ℃，最低土壤温度为-10 ℃，研究在最高和最低土壤温度下，不同流量、不同集油温度、不同含水率对原油管道结蜡速率大小的影響，分析不同因素对结蜡速率影响规律，如图2-图4所示[4-8]。

图1 不同含水率下原油粘度实验曲线

Fig.1 Experiment curve of viscosity of crude oil with different moisture content

上图1可知，在不同的剪切速率下，管道原油视粘度不同，随着剪切速率的增加，转相点（含水率65%左右）的视粘度明显下降;在转相点之前（含水率为10%～65%），原油视粘度随着含水率的增加而上升，在转相点之后（含水率为65%～85%），原油视粘度随着含水率的增加而下降;在相同的含水率条件下，原油视粘度一般是随着剪切速率的增加而下降，当含水率超过85%时，原油视粘度受剪切速率影响减小，趋向牛顿流体。

从图1-4可知，对于不同含水率、不同油温的原油，结蜡速率最高点出现在转相点（含水率为65%左右），油流速度越高，结蜡速率越低;在转相点之前，同一油温条件下，随着含水率的上升，管道结蜡速率上升，这是由于原油视粘度的增大，促使原油与管壁充分接触，原油中的石蜡分子与管壁径向石蜡晶体浓度梯度增大，原油中的石蜡分子逐渐迁移到管壁结蜡中心聚集、沉淀下来;在转相点之后，随着含水率的上升，结蜡速率呈下降趋势;在最高土壤温度（10 ℃）条件下，流量为40 m3/d时的结蜡速率是流量为5 m3/d的1/4倍，是因为流量越大，剪切应力越大，足以破坏管壁处石蜡沉积层，或者直接将石蜡冲刷下来;对于同一土壤温度下，40 ℃集油温度时的结蜡速率一般是20 ℃集油温度的2～3倍，这是由于集油温度的下降，分子扩散作用将减小，石蜡晶体的热运动会减弱，造成了20 ℃下的结蜡速率比30、35和40 ℃的结蜡速率要低;对于其他条件相同情况下，土壤温度为10 ℃的结蜡速率只有土壤温度为-10 ℃的一半。

（a）土壤温度10 ℃ （b）土壤温度-10 ℃

图2 油流流速为40 m3/d时

不同含水率不同温度下的管道结蜡速度

Fig.2 Paraffin deposit rate of crude oil with 40 m3/d flow velocity under different moisture content and different temperature

（a）土壤温度10 ℃ （b）土壤温度-10 ℃

图3 油流流速为20 m3/d时

不同含水率不同温度下的管道结蜡速度

Fig.3 Paraffin deposit rate of crude oil with 20 m3/d flow velocity under different moisture content and different temperature

（a）土壤温度10 ℃ （b）土壤温度-10 ℃

图4 油流流速为5 m3/d时

不同含水率不同温度下的管道结蜡速度

Fig.4 Paraffin deposit rate of crude oil with 5m3/d flow velocity under different moisture content and different temperature

综上所述，总结以下规律：结蜡速率的变化规律可划分为2个区间，①小于含水率65%时，随着含水率的上升，结蜡速率上升;②大于65%以下时，随着含水率的上升，结蜡速率下降;整体呈现出一条凸型曲线。结蜡速率的最高点出现在转相点附近，集油温度越高，结蜡速率越低。

4 清管技术

在原油输送过程中，由于集输管道内壁结蜡导致原油流通界面减小、输送能力下降，势必会增加运行成本，因此，对管道内壁清蜡显得尤为重要。管道内部结蜡示意图如图5所示。

图5 集输管道蜡沉积示意图

Fig.5 Schematic of wax deposition in the pipeline

4.1 沉积蜡成分分析

集输管道内壁蜡主要是以片状晶体析出，在管道低温状态下，容易形成网络结构将液态包裹起来构成凝胶状，长时间沉积在管道内壁，是管道运行的有效管径变小，导致原油输送能力下降，下面主要选取了管道结蜡严重的原油蜡样进行分析化验，如表1所示。

对管道蜡样分析，管道内壁沉积物主要以原油重组分为主，蜡和胶质、沥青含量高达63.77%，固相含量占比6.32%，属于混合垢质，这些结垢物质主要包括FeS、Fe2O3（腐蚀垢），CaCO3、MgCO3（碳酸垢）以及硅铝酸盐。

表1 蜡样品成分化验分析

Table 1 Wax sample composition analysis

4.2 PIG清管应用效果

PIG是一种清管器简称，主要成分为聚氨酯发泡体，在油气流推动以及自身动力下，在管道内壁运动，以清洁和检测管壁状态为目的。下面选取一条结蜡严重的管道为例，进行PIG清管效果分析。

实例分析结果表明，管道压降在清洗前压降为1.7 MPa，清洗后降为0.7 MPa，相反，输送原油的流量从12 m3/h上升为14 m3/h，上升幅度为16.7%。

（1）在相同年输量的条件下，采取PIG清管技术后，维护管道运行的电量减少了4.32×105 kW·h，年运行费用减少了123.89×104元。

（2）同时启用泵加压条件下，PIG清管技术后，年输送原油量可增加18 361 m3，年电量可减少5.96×105 kW·h，年运行费用减少将近16 214×104元。

5 结 论

根据某油田地区原油集输管道结蜡模拟实验，原油在集输过程中，沿程的输油温度会有所下降，温度的下降会导致石蜡分子的扩散减小，无规则的热运动减弱，原油中的石蜡与管壁处的石蜡形成浓度梯度，石蜡分子逐渐向管壁处迁移，积少成多，最后沉淀下来。在不同的含水率条件下，转相点一般是管道结蜡速率的最高点，结蜡速率的变化规律以转相点为分界，划分为2个区间，整体呈现出一条一条凸型曲线，原油含水率在65%左右（转相点）时，原油的视粘度最大，形成的水环在管道横截面上不明显，这时原油与管壁充分接触，导致原油中的石蜡分子与管壁处的石蜡晶体形成较大的浓度梯度，石蜡分子逐渐向管壁迁移、聚集，结蜡速率上升，而转相点以后，含水率逐渐上升，起到稀释体系液体粘度的作用，石蠟分子浓度梯度下降，结蜡速率随之减小。采取PIG清管技术可以有效的降低管道运行压力，较低管道输送压力会降低管道穿孔风险，保证年输量的同时，节约了年使用电量以及运行费用。

参考文献

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