22阿賽線清蠟方式及運(yùn)行參數(shù)優(yōu)化研究

黃啟玉， 王文達(dá)， 曲文星， 龐 全， 付 軍

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京102249；2.中國(guó)石油華北油田公司二連分公司，內(nèi)蒙古錫林浩特026000）

阿爾善—賽漢塔拉輸油管線（以下簡(jiǎn)稱阿賽線）采用傳統(tǒng)加熱輸送工藝輸送原油，進(jìn)站溫度控制在45℃左右，遠(yuǎn)高于管輸原油凝點(diǎn)（25℃），這導(dǎo)致進(jìn)站管段結(jié)蠟較嚴(yán)重。目前，管道清管頻繁，雖加密了清管頻率，但清蠟通球作業(yè)中仍存在蠟量較多、清管球到達(dá)不了預(yù)定位置、進(jìn)站壓力大幅波動(dòng)及蠟多堵塞加熱爐進(jìn)口支線或過(guò)濾器的操作隱患。這不僅嚴(yán)重影響管道的運(yùn)行安全，而且頻繁清管也耗費(fèi)大量人力財(cái)力，過(guò)高的進(jìn)站油溫也使得熱力操作費(fèi)用較高，管道運(yùn)營(yíng)成本升高。解決這個(gè)問(wèn)題最根本的方法是通過(guò)優(yōu)化管道運(yùn)行參數(shù)適當(dāng)延長(zhǎng)管道清管周期。因此，有必要在弄清管道內(nèi)結(jié)蠟規(guī)律的基礎(chǔ)上，探究更優(yōu)的管道運(yùn)行參數(shù)（主要是進(jìn)站溫度）及清蠟方式，以實(shí)現(xiàn)管道的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

目前，主要根據(jù)流體力學(xué)、傳質(zhì)傳熱的基本原理建立蠟沉積模型，模型中的經(jīng)驗(yàn)系數(shù)需要進(jìn)行大量實(shí)驗(yàn)確定。E D Burger等［1］提出綜合分子擴(kuò)散和剪切彌散兩種機(jī)理的蠟沉積模型，需要根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)確定模型中的蠟沉積速率系數(shù)。A A Hamouda等［2－3］認(rèn)為在蠟沉積過(guò)程中分子擴(kuò)散起主導(dǎo)作用，模型中蠟沉積傾向系數(shù)需要實(shí)驗(yàn)來(lái)確定。J J C Hsu等［4－5］根據(jù)臨界蠟強(qiáng)度建立了結(jié)蠟?zāi)Ｐ?，而模型中的蠟沉積傾向系數(shù)同樣需要室內(nèi)實(shí)驗(yàn)來(lái)確定。黃啟玉等［6－7］結(jié)合理論分析和多種原油環(huán)道實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，提出適合大多數(shù)原油的普適性蠟沉積模型，該模型只要測(cè)試原油的粘度和DSC曲線等基礎(chǔ)物性參數(shù)，即可確定該原 油 的 蠟 沉 積 模 型。P Singh 等［8－9］提 出 了適用于層流條件的蠟沉積老化模型。在此基礎(chǔ)上，H S Lee［10］、R Venkatesan［11］和O Hernandez等［12］針對(duì)上述模型的不足之處進(jìn)行了修正。最近J F Tinsley和R Hoffmann等［13－14］指出分子擴(kuò)散是主要的蠟沉積機(jī)理，但需考慮沖刷的影響。

本文利用普適性蠟沉積模型，預(yù)測(cè)了阿賽線在不同工況下管道沿線蠟沉積速率及蠟層厚度分布。并結(jié)合管道局部保溫層破損條件下的蠟沉積特點(diǎn)及分布，最終提出了阿賽線不同進(jìn)站溫度下的全線清管周期及新的進(jìn)站溫度。

1 管道概況及管輸原油物性

阿賽線始于內(nèi)蒙古阿爾善寶力格東北10.5 km，止于賽漢塔拉，全長(zhǎng)360.8km，管徑273mm×6（7）mm，埋深1.2～1.6m。管線設(shè)計(jì)最低輸油量5.5×105t／a，最高輸油量1.05×106t／a，設(shè)計(jì)工作壓力6.28 MPa，輸送介質(zhì)溫度小于80 ℃。管輸原油的主要基本物性為：標(biāo)準(zhǔn)密度855.0kg／m3，含蠟質(zhì)量分?jǐn)?shù)22%，凝點(diǎn)25 ℃，析蠟點(diǎn)50 ℃。表1是管線全年管線埋深處地溫情況，表2是阿賽線各管段站間距和總傳熱系數(shù)，圖1是管輸原油的黏溫曲線。

表1 阿賽線不同月份管道埋深處地溫參數(shù)Table 1 Soil temperature profiles of Asai pipeline at different months

表2 各管段站間距和總傳熱系數(shù)Table 2 Station spacing and overall coefficient of heat transfer for different pipeline segments

圖1 黏溫曲線Fig.1 Viscosity temperature curve

2 原油不同溫度析出蠟量

要研究原油中蠟的沉積規(guī)律，首先必須知道在試驗(yàn)溫度范圍內(nèi)析出的蠟量。通過(guò)差示掃描量熱儀，繪制管輸原油的熱譜圖，計(jì)算原油不同溫度段的析蠟量。結(jié)果見(jiàn)圖2。

圖2 不同溫度析出蠟量Fig.2 Wax precipitation amount at different cooling temperatures

從圖2可以看出，管輸原油的析蠟點(diǎn)為50 ℃，析蠟高峰區(qū)為8～29 ℃。在析蠟高峰區(qū)內(nèi)溫度降低1 ℃析出的蠟量快速增加，管道在此溫度區(qū)間蠟沉積嚴(yán)重。

3 原油蠟沉積模型

利用普適性蠟沉積模型［7］，根據(jù)管輸原油的黏度、析蠟特性、密度等基本物性參數(shù)，回歸出阿賽線輸送原油的蠟沉積模型。回歸結(jié)果如下：

4 現(xiàn)場(chǎng)蠟沉積預(yù)測(cè)

根據(jù)管輸原油的蠟沉積模型，結(jié)合管道實(shí)際運(yùn)行工況，預(yù)測(cè)了阿賽線在不同工況下的蠟沉積速率。

4.1 現(xiàn)場(chǎng)參數(shù)的確定

要預(yù)測(cè)管道的蠟沉積分布，需要確定管道油溫、管壁處徑向溫度梯度、管壁處剪切率、原油黏度、管壁處蠟晶溶解度系數(shù)等參數(shù)。其中管道沿線油溫分布可利用蘇霍夫溫降公式計(jì)算。

式中：Tm為沿管道軸向距首站L 處截面平均油溫，℃；T0為環(huán)境溫度，℃；TR為出站油溫，℃；K為總傳熱系數(shù)，W／（m2·℃）；D 為熱阻最大部分的管徑，m；G 為質(zhì)量流量，kg／s；cp為原油比熱容，J／（kg·℃）；L 為沿管線軸向距出站的距離，m。

不同管段的徑向溫度梯度，可根據(jù)熱平衡關(guān)系，利用式（3）計(jì)算。

管壁處剪切率在不同流態(tài)下計(jì)算方法不同，牛頓流體紊流狀態(tài)下的管壁剪切率為：

根據(jù)管道沿線油溫分布，分別通過(guò)蠟晶溶解度系數(shù)與溫度關(guān)系（dC／dT－T）和黏溫關(guān)系曲線進(jìn)行插值計(jì)算可得出不同溫度下的析出蠟量和原油黏度。結(jié)蠟后的總傳熱系數(shù)發(fā)生變化，與結(jié)蠟前的保溫?zé)嵊凸苈房倐鳠嵯禂?shù)關(guān)系利用式（6）計(jì)算。

式中：Kw為有結(jié)蠟層生成后的熱油管路總傳熱系數(shù)，W／（m2·K）；K 為結(jié)蠟前的保溫?zé)嵊凸苈房倐鳠嵯禂?shù)，W／（m2·K）；λw為結(jié)蠟層的導(dǎo)熱系數(shù)，W／（m·K）；δ為結(jié)蠟層厚度，m。

4.2 不同工況下原油蠟沉積速率對(duì)比

根據(jù)以上蠟沉積速率模型，對(duì)比分析了阿賽線在不同地溫、不同輸量、不同進(jìn)站溫度下的沿線蠟沉積速率。地溫分別?。?、0、10、20 ℃，輸量分別取80、100、120、140、160 m3／h，進(jìn)站溫度分別取35、40、45 ℃。由于阿賽線屬于搶建搶投工程，難免存在缺陷，長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行后管道沿線部分管段可能保溫層穿孔破損，此時(shí)破損處蠟沉積嚴(yán)重性要高于正常估計(jì)。因此分別對(duì)保溫層良好條件下蠟沉積速率和局部保溫層破損條件下蠟沉積規(guī)律進(jìn)行了研究。本文以地溫－5 ℃、輸量120m3／h、進(jìn)站溫度35 ℃的極限工況為例進(jìn)行綜合對(duì)比分析。

4.2.1 保溫層良好條件下蠟沉積速率對(duì)比

（1）不同進(jìn)站溫度下蠟沉積速率對(duì)比

阿賽線7＃站～末站管段在地溫－5 ℃、輸量120m3／h 條件下，不同進(jìn)站溫度下沿線管輸原油蠟沉積速率對(duì)比結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 不同進(jìn)站溫度下蠟沉積速率對(duì)比Fig.3 Comparison of wax deposition rate at different inlet temperatures

圖3表明，進(jìn)站油溫35 ℃時(shí)管道沿線蠟沉積速率較大，進(jìn)站油溫40 ℃和45 ℃時(shí)，管道沿線蠟沉積速率很小，蠟沉積主要集中在靠近進(jìn)站口管段?？偟膩?lái)說(shuō)，進(jìn)站油溫升高，蠟沉積速率減小。

（2）不同地溫下蠟沉積速率對(duì)比

阿賽線7＃站～末站管段在進(jìn)站溫度35 ℃、輸量120m3／h 條件下，不同地溫下沿線管輸原油蠟沉積速率對(duì)比結(jié)果見(jiàn)圖4。

圖4 表明，地溫越高，蠟沉積速率越小。夏季（地溫20 ℃）蠟沉積速率明顯最小。

圖4 不同地溫下蠟沉積速率對(duì)比Fig.4 Comparison of wax deposition rate at different soil temperatures

（3）不同輸量下蠟沉積速率對(duì)比

阿賽線7＃站～末站管段在地溫－5 ℃、進(jìn)站溫度35 ℃條件下，不同輸量沿線管輸原油蠟沉積速率進(jìn)行對(duì)比結(jié)果見(jiàn)圖5。

圖5 不同輸量下蠟沉積速率對(duì)比Fig.5 Comparison of wax deposition rate at different throughputs

圖5表明，增大輸量可減小蠟沉積，這主要是油流沖刷的作用。同時(shí)，在輸量增大的過(guò)程中，蠟沉積集中位置也在發(fā)生變化。

4.2.2 局部保溫層破損條件下蠟沉積規(guī)律研究預(yù)測(cè)了局部保溫層破損條件下（較大傳熱系數(shù)）管道結(jié)蠟速率隨油溫的變化規(guī)律。管道總傳熱系數(shù)分別取1.0、1.5、2.0 W／（m2·℃）。管輸原油在地溫－5 ℃、輸量120 m3／h條件下，不同油溫蠟沉積速率對(duì)比結(jié)果見(jiàn)圖6。

從圖6可以看出，總傳熱系數(shù)越大蠟沉積速率越高。管輸原油在油溫為35 ℃時(shí)蠟沉積速率最大，40 ℃和45 ℃蠟沉積速率均小于此值。這表明在局部保溫層破損條件下，蠟沉積主要集中在管線進(jìn)站處，且進(jìn)站溫度越低，蠟沉積速率越大。

4.3 阿賽線蠟沉積厚度分布

阿賽線在地溫－5 ℃、輸量120m3／h的條件下輸送原油，進(jìn)站溫度分別為35 ℃和40 ℃時(shí)7＃站～末站管線蠟沉積厚度分布對(duì)比結(jié)果見(jiàn)圖7。

圖6 不同總傳熱系數(shù)沉積速率對(duì)比Fig.6 Comparison of wax deposition rate at different heat transfer coefficients

圖7 不同進(jìn)站溫度下蠟層厚度分布Fig.7 Wax deposit thickness along the pipeline at the different inlet temperature

圖7表明，進(jìn)站溫度越低，蠟沉積厚度越大，站間蠟沉積分布不均勻，靠近進(jìn)站處蠟沉積較嚴(yán)重。此外管道末段（7＃站～末站）蠟沉積比其他管段要嚴(yán)重，因本管段總傳熱系數(shù)最大。

5 預(yù)測(cè)結(jié)果驗(yàn)證

為驗(yàn)證所建蠟沉積模型的正確性，將阿賽線清管周期內(nèi)（10d）各站間摩阻壓降預(yù)測(cè)結(jié)果和現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行了對(duì)比結(jié)果如圖8所示。平均相對(duì)誤差為9.49%。

圖8 預(yù)測(cè)結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)對(duì)比Fig.8 Comparison of prediction result and field data

由圖8可以看出，在輸量一定時(shí)，站間摩阻變化不大，模型預(yù)測(cè)結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況吻合良好，此蠟沉積模型具有很好的可靠性。

6 清管周期確定

根據(jù)阿賽線輸送原油蠟沉積預(yù)測(cè)結(jié)果來(lái)看，當(dāng)進(jìn)站溫度位于析蠟高峰區(qū)內(nèi)時(shí)，進(jìn)站前這一段管線為結(jié)蠟較多區(qū)域，清出蠟后直接進(jìn)入站內(nèi)，容易導(dǎo)致憋壓。如若發(fā)生保溫層破損，結(jié)蠟更多，更容易發(fā)生清管事故。因此，最終阿賽線清管周期的確定應(yīng)綜合考慮管道輸送油樣物性、不同站間的蠟沉積狀況、清管器類型、設(shè)備工況及終端接收能力。

以管道沿線管壁沉積物最大厚度2mm 時(shí)清管為基本依據(jù)［15－16］，綜合考慮了管道保溫層良好條件和局部保溫層破損條件下的蠟沉積特點(diǎn)及分布，最終得到了阿賽線不同進(jìn)站溫度下的全線清管周期。結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 清管周期計(jì)算表Table 3 Pigging period calculation

針對(duì)阿賽線目前存在的問(wèn)題，在保證清管不過(guò)頻繁的前提下，結(jié)合不同進(jìn)站溫度下的管道清管周期選擇一個(gè)盡可能低的進(jìn)站溫度，從而實(shí)現(xiàn)管道的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。經(jīng)過(guò)優(yōu)選，對(duì)各季節(jié)運(yùn)行方案及清管周期提出以下建議。結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 建議進(jìn)站溫度及清管周期Table 4 Recommended inlet temperature and pigging period

為保證清管作業(yè)平穩(wěn)進(jìn)行，且達(dá)到清管效果，建議采用具有泄流功能的機(jī)械清管器進(jìn)行清管作業(yè)，利用油流泄流將蠟沉積物分散懸浮于球前，這樣可以降低清管作業(yè)中發(fā)生堵管的風(fēng)險(xiǎn)。清管作業(yè)應(yīng)堅(jiān)持逆序原則，從后往前逐步分階段清管。在確定清管器的尺寸時(shí)，既要充分考慮到管道內(nèi)結(jié)蠟特點(diǎn)以保證清蠟過(guò)程的整體安全性，又要考慮到清蠟效果，如果清蠟器直徑太小，清蠟效果不好。如果清管器過(guò)大，則可能產(chǎn)生較高的憋壓現(xiàn)象，綜合以上幾點(diǎn)應(yīng)綜合考慮來(lái)確定清管器尺寸。

7 結(jié)論

通過(guò)分析管輸原油析蠟特性，結(jié)合管道運(yùn)行工況，預(yù)測(cè)了阿賽線不同工況下管道沿線蠟沉積分布，在此基礎(chǔ)上提出了新的進(jìn)站油溫和清管周期。得到以下主要結(jié)論：

（1）阿賽線目前運(yùn)行參數(shù)下蠟沉積主要集中在管道進(jìn)站處，這也是阿賽線目前通球清蠟作業(yè)中一切問(wèn)題的根本來(lái)源。

（2）管道沿線可能存在的保溫層破損使得管道局部熱力條件惡化，破損處結(jié)蠟速率要明顯高于正常計(jì)算值。在所研究的溫度范圍內(nèi)，對(duì)于管輸原油，蠟沉積速率油溫35 ℃時(shí)最高；結(jié)合管線的油溫分布可以進(jìn)一步預(yù)測(cè)不同進(jìn)站油溫下蠟沉積集中區(qū)的分布位置及長(zhǎng)度。

（3）在蠟沉積分析的基礎(chǔ)上，降低了管道的進(jìn)站溫度并提出了相應(yīng)的新清管周期。夏季和春秋季管道進(jìn)站溫度取35 ℃，冬季地溫低，且輸送油品凝點(diǎn)高，容易發(fā)生凝管事故，進(jìn)站溫度取40 ℃。建議夏季14d清管一次，春秋季11d清管一次，冬季9d清管一次。

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