董 良 辰



苏嵯输油管道蜡沉积规律研究

董 良 辰

（东北石油大学， 黑龙江 大庆 163318）

采用差压法设计安装了一个室内环道管流设备，并以此设备对苏嵯管道的不同工况进行了室内结蜡实验。参照苏嵯输油管线现场运行数据，在通过计算得到管壁剪切率、蜡晶溶解度、油品粘度以及径向温度梯度等参数的基础上，采用最小二乘法回归确立了适用于苏嵯输油管线的管道蜡沉积模型。在数据分析和模拟实验结果的基础上，分析了流速、油温以及壁温等因素对苏嵯输油管道结蜡的影响，得出了该条管道的蜡沉积规律，为苏嵯输油管道的实际生产运行提供了参考依据。

结蜡实验；苏嵯输油管线；蜡沉积模型

输油管道结蜡是管道经济、合理、安全运行的重要影响因素之一，输油管道的结蜡是指油品在管道流动过程中，当含蜡油品的温度低于油品的析蜡点时就会有蜡晶析出，并且其中部分蜡晶沉积在管壁上形成结蜡层[1]。结蜡层的产生一方面降低了管道的传热系数，对管道起到了有效的保温作用；另一方面，结蜡层会增大管道摩阻，减小管道有效流通面积，导致管道对油品的输送能力降低，如不进行控制可能会造成管道堵塞，导致严重的经济损失[2-3]。又因为我国多产“三高”原油，多数原油含蜡量在20%以上，有的甚至达到40%~50%，蜡沉积问题十分严重[4]，所以了解输油管道蜡沉积影响因素及其规律，对确保输油管道合理运行有十分重要的意义。

苏嵯混油输送管道作为一个呼伦贝尔油田首条长距离混油输送管道，其任务为向嵯岗转输油总站输送油品，承担着呼伦贝尔油田的主要输送任务，是其重要的地面工程之一。然而混油的油品组成情况会受其中各原油物性及掺混比例的影响，所以其基本物性相对于原油更为不稳定，因此其结蜡规律也更加复杂，故通过研究其混油的结蜡规律，并以此对实际生产提供参考作用十分必要。

1 实验装置

为了分析苏嵯混油在管道内流动过程中管壁的结蜡规律，本文设计了一个室内环道管流设备（如图1所示）。该设备主要包括：参比管段、测试管段、质量流量计、差压传感器、温度传感器、螺杆泵、蠕动泵和计算机。其中参比管段和测试管段的长度和直径是相同的，各管段外壁均有水套用来控温，通过调节水套温度来控制各管段管道的壁温，让其温度低于测试管段内的混油温度及其析蜡点，从而导致测试管段内壁上逐渐结蜡；同时，保证参比管段的壁温高于混油油温以确保其管内不会产生结蜡，通过对比测试管段和试验管道的压差，随时计算得到测试管段的蜡沉积厚度，并且可以通过计算机对实验数据进行采集和记录。

该实验装置有以下特点：①混油结蜡实验在油流流动状态下进行，更符合现场实际情况；②计算机自动对实验数据进行简单地采集和记录；③实验过程中可以随时通过对比两管段压差对蜡沉积厚度进行计算；④该实验装置使用蠕动泵驱动油品，很大程度的保持了油品的物性。

2 结蜡模型的预测

影响输油管道结蜡的主要因素包括油品的粘温特性、管道径向的温度梯度、油壁温差、蜡晶溶解度系数、管壁附近的剪切应力等[5]。根据实验测试结果，通过差压法计算出输油管道运行时的蜡沉积量；根据热平衡关系，计算管道的径向的温度梯度，再结合已知的油品粘度，可以计确定出管壁剪切应力；依据温降计算，得到析出的蜡晶浓度梯度；通再结合苏嵯油品的基础物性，建立苏嵯输油管线结蜡速率模型：

利用现有数据当作基础数据，对苏嵯输油管线结蜡速率模型的系数进行拟合。实验参数如表1所示。

表1 模拟的实验参数

续表

蜡沉积速率/(g·m-2·h-1）管壁剪切应力/Pa粘度/(mPa·s)蜡晶溶解系数，‰管壁温度梯度/(℃·mm-1) 9.421.7616.920.562.68 8.713.3216.810.563.86 8.534.6516.580.564.67 8.216.5616.570.564.93 8.0410.1216.960.565.85 17.965.0422.752.524.52 11.263.8517.860.657.26 22.573.6919.331.827.26 16.552.9815.120.627.26 12.125.3929.312.62.67 11.781.7126.392.61.66

结合实验数据，通过采用最小二乘法对结蜡模型的系数进行拟合，回归得到其中参数、、，=5.869 7，=-0.382 6，=-0.469 8，故苏嵯输油管线预测结蜡模型为：

3 苏嵯混油蜡沉积特性

考虑到现场调控混油输送的参数主要为油温的控制和流量（即流速）的控制，本文主要对苏嵯管线在不同输量下、不同油温下的结蜡规律进行了分析，从而为其在不同工况下导致的输量变化和不同季节导致的油壁温差变化的情况提供参考依据。

3.1 不同流量下的蜡沉积

3.1.1 夏季（平均环境温度为12 ℃）流量变化对结蜡速率的影响

苏嵯混油管道结蜡速率会随着输量的增大而降低，当输量增大时，终点油品温度会较低输量时升高，整条管路的油温都会升高，从而导致油品对蜡晶的溶解能力变强，而且高输量的油流对沉积的蜡有更好的冲刷作用，所以结蜡速率会降低。夏季混油输送时油品输量与结蜡速率关系如图2所示。

图2 夏季不同输量下的结蜡速率

3.1.2 冬季（平均环境温度为-4.5 ℃）流量变化对结蜡速率的影响

苏嵯混油管道冬季不同流量下的结蜡速率如图3所示。

图3 冬季不同输量下的结蜡速率

冬季时结蜡速率受流量影响规律与夏季大体相似，随着流量的不断增大，蜡晶受到油流更高的剪切作用和油品的溶解，只是管壁温度更低结蜡速率较夏季跟高一些。

3.2 不同油温下的蜡沉积

3.2.1 夏季油温变化对结蜡速率的影响

苏嵯混油管道在夏季不同油温的情况下结蜡速率情况如图4所示。

图4 夏季不同油温下的结蜡速率

如图可知，油品夏季结蜡速率的高峰期是在40~50 ℃时，结蜡速率约为12.5 g/（m2·h）左右，油品温度低于析蜡点，随着油品温度的逐渐降低，蜡晶会不断析出，结蜡速率逐渐达到最大值。当油品温度高于60 ℃左右以后，结蜡速率会逐渐降低，虽然此时油品温度高于析蜡点，不过还是会有蜡晶在析出。

3.2.2 冬季油温变化对结蜡速率的影响

苏嵯混油管道在冬季不同油温的情况下结蜡速率情况如图5所示。

图5 冬季不同油温下的结蜡速率

由图5可知，油品温度对结蜡速率的影响与该管道夏季的趋势大致相同，但油品输送时由于冬季外界温度较低，导致油壁温差较大，由于分子扩散的影响，析出的蜡晶向管壁上蜡层的扩散能力变强，故冬季管道结蜡速率更高。

如图，油品冬季结蜡速率的高峰期是在40~45℃，当油品温度小于40 ℃时，在油品温度的下降过程中，油流与管壁的温差逐渐缩小，蜡晶浓度梯度随之缩小，因此油品温度在40 ℃以下时，结蜡速率会逐渐降低。当油品温度高于45 ℃时，虽然油品与壁温温差增大，但高温油流对蜡晶的溶解贡献要远大于蜡晶由于温差导致的扩散作用，所以结蜡速率同样在逐渐降低。

4 结 论

（1）本文根据差压法，建立安装了研究油品环道管输模拟室内实验装置，根据苏嵯混油输送管线的现场实际工况和运行实测数据，确定了模拟环境温度为夏季为12 ℃冬季为-4.5 ℃，油品温度控制区间为35~75 ℃，输量60~180 m3/h。模拟实验进程中达到了实验数据的实时采集和记录。

（2）本文利用仿真模拟实验设备，针对苏嵯混油在管路中的结蜡情况进行模拟，并以此为依据，分析了符合苏嵯输油管道的结蜡规律。按照最小二乘法对实验数据进行回归，确立了苏嵯输油管道内混油的结蜡模型，可以以此估计苏嵯管道内的结蜡情况。

（3）从实验结果并参照结蜡预测模型得到，苏嵯混油管道随着管内流量的增加，由于油品对结蜡层的剪切速率和剪切应力、蜡晶在油流中的溶解程度和油壁温差导致的油流径向的温度差等因素的共同作用，使其结蜡速率逐渐减小，该实验结果可为苏嵯输油管道在实际运行方案中提供相应参考。

（4）从实验结果并参照结蜡预测模型得到，随着油流温度的逐渐升高，管内的结蜡速率先是增加，当油温达到40~50 ℃时是结蜡速率的高峰期，然后随着混油的输送里程增加，结蜡速率逐渐下降。综合考虑不同季节的环境温度变化导致的油壁温差和油品温度逐渐降低导致的蜡晶析出，才导致管内结蜡速率先增大后降低。苏嵯现场实际运行过程中可参照此试验结果，针对不同季节的环境温度变化来控制混油的加热温度，以争取输油管道经济、合理的运行。

［1］ 韩兴平. 埋地管线腐蚀、涂层缺陷检测技术[J]. 天然气工业，2001，21(1)：108-111.

［2］ Moritis G. Flow assurance challenges production from deeper water [J]. Oil & Gas J., 2001, 99：66-71.

［3］ Azevedo L F A, Teixeira A M. A critical review of the modeling of wax deposition mechanisms [J]. Pet. Sci. Tech., 2003, 21：393-408.

［4］ 冯耀荣. 油气输送管道工程技术进展[M]. 北京：石油工业出版社，2006：182-183.

［5］ 马伟平，王舰，王禹钦，等. 任京线正反输运行长期不清管条件下的结錯规律[J]. 石油工程建设，2012，37(6)：7-11．

Study on Wax Deposition Law of Suo-Cuo Oil Pipeline

DONG Liang-chen

（Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China）

A differential pressure method was used to design and install the ring pipe flow equipment; indoor wax deposition experiment of Sue-Cuo pipeline under different working conditions was carried out with this equipment. Referring to Sue-Cuo pipeline field operation data, wall shear rate, wax crystal solubility，oil viscosity, radial temperature gradient and other parameters were obtained by calculation, the wax deposition model suitable for Sue-Cuo oil pipeline was established by least square method. Based on data analysis and results of simulation experiments, effect of flow velocity, oil temperature, tube wall temperature, and other parameters on wax deposition of Sue-Cuo oil pipeline was analyzed, the wax deposition law of this pipeline was obtained.

wax deposition experiment; Suo-Cuo oil pipeline; model of wax deposition

TE 832

A

1671-0460（2016）06-1253-04

严寒地区高含蜡原油储存工艺方案优化技术研究，项目号：2014D-5006-0607。

2016-05-16

董良辰（1992-），男，黑龙江省大庆市人，东北石油大学在读硕士研究生，研究方向：石油与天然气工程。E-mail：dongliangchen123@126.com。