張建昌 王立濤 周曉宇 張嘉安 張 妮 于 丹 丁 妮

1. 中國石油長慶油田分公司第三輸油處, 寧夏 銀川 750000;2. 西安石大派普特科技工程有限公司, 陜西 西安 710065

0 前言

含蠟原油輸送過程中,當油品溫度低于析蠟點溫度時,蠟晶析出并在管壁沉積,導(dǎo)致管道內(nèi)有效流通面積減小,管道輸送能力下降,嚴重時甚至?xí)l(fā)蠟堵事故,造成重大經(jīng)濟損失[1-3]。

針對原油管道蠟沉積問題,國內(nèi)外學(xué)者大多采用室內(nèi)環(huán)道實驗或軟件仿真實驗的方式開展研究[4-5]。室內(nèi)環(huán)道實驗通過控制變量法定量研究各變量對蠟沉積規(guī)律的影響,基于實驗數(shù)據(jù)建立蠟沉積生成速率預(yù)測模型[6-7];軟件仿真實驗通過仿真軟件建立管道動態(tài)模型,模擬蠟沉積厚度變化規(guī)律[8-10]。最后將室內(nèi)環(huán)道實驗或軟件仿真實驗的研究成果應(yīng)用于現(xiàn)場,制定相應(yīng)的清蠟防蠟方案。

然而,上述研究方法在現(xiàn)場管輸應(yīng)用中存在一定局限性,主要因為：1)生產(chǎn)現(xiàn)場管道規(guī)模龐大、工藝復(fù)雜,室內(nèi)環(huán)道實驗規(guī)模較小,難以還原現(xiàn)場真實工況;2)生產(chǎn)現(xiàn)場工況多變(增壓、反輸、倒罐、清管等),油品進出站壓力、溫度、流量均處于動態(tài)變化過程,且埋地溫度受季節(jié)與天氣影響而變化頻繁;3)室內(nèi)環(huán)道實驗與軟件仿真實驗難以模擬現(xiàn)場復(fù)雜多變的工況,導(dǎo)致實驗成果在生產(chǎn)現(xiàn)場的適用性較差。

針對上述問題,本文充分利用SCADA系統(tǒng)所采集的運行數(shù)據(jù)進行數(shù)據(jù)分析和挖掘,進而評價實際生產(chǎn)管道的蠟沉積規(guī)律和狀態(tài),并論證了該方案的可行性;即采用壓差法計算原油管道當量蠟沉積厚度,分析油品輸量、平均溫度、管道埋地溫度對當量蠟沉積厚度的影響,明確油品溫度與油流沖刷對當量蠟沉積厚度的影響,并建立“蠟沉積動力學(xué)”預(yù)測模型,為生產(chǎn)現(xiàn)場評估管道蠟沉積情況提供新思路。

1 現(xiàn)場管輸蠟沉積分析

1.1 管道概況

西北地區(qū)JF原油管道全長113.5 km,管道規(guī)格Φ377 mm×6 mm,任務(wù)輸量250×104t/a,最小起輸量117×104t/a,起終點高程差173 m。油品物性經(jīng)過化驗后,密度與黏度隨溫度變化情況見圖1,平均溫度下原油密度與黏度分別按式(1)與式(2)計算;原油析蠟點溫度為34.7 ℃,凝點溫度為21 ℃。

ρPJ=0.875 3-7.498×10-4TPJ

(1)

lgμPJ=-1.271-0.015 83TPJ

(2)

式中:ρPJ為油品平均溫度下的密度,g/cm3;μPJ為油品平均溫度下的黏度,Pa·s;TPJ為油品平均溫度,℃。

圖1 油品密溫關(guān)系與黏溫關(guān)系圖Fig.1 Oil product density-temperature relationship and viscosity-temperature relationship

1.2 計算方法

準確測量蠟沉積厚度是開展蠟沉積研究的前提。室內(nèi)環(huán)道實驗中,管道蠟沉積厚度測量方法主要有直接測量法、傳熱測量法、壓差測量法等。其中,直接測量法將蠟沉積物清理出管道并測量其質(zhì)量或體積,進而計算出蠟沉積層厚度[11];傳熱測量法根據(jù)油品與環(huán)境之間熱阻的變化計算出沉積層厚度[12-13];壓差測量法通過監(jiān)測管道兩端壓差變化計算出沉積層厚度[14-15]。

考慮到在生產(chǎn)現(xiàn)場蠟沉積物取樣困難,且蠟沉積量及油品與環(huán)境換熱量難以實時計量,直接測量法與傳熱測量法在現(xiàn)場應(yīng)用不便,故本次研究選擇壓差測量法計算蠟沉積厚度,該方法僅需要油品進出站壓力、溫度、流量等數(shù)據(jù),根據(jù)管道壓差變化反算出管道有效內(nèi)徑,見式(3)。

(3)

式中:Δpf為蠟沉積管段壓降,Pa;L為蠟沉積管段長度,m;d為管段有效內(nèi)徑,m;Q為體積流量,m3/s;ρ為流體密度,kg/m3;f為范寧摩阻系數(shù)。

f可由式(4)計算:

(4)

式中:c、n為常數(shù),當流態(tài)為層流時,c=16,n=1;當流態(tài)為紊流時,c=0.046,n=0.2；μ為流體黏度，Pa·s。

根據(jù)管道摩擦壓降間接計算管道有效內(nèi)徑后,可計算出管道當量蠟沉積厚度:

(5)

式中:y為管道當量蠟沉積厚度，m;d0為管道原始管內(nèi)徑,m。

考慮到管道沿程油品溫度不斷變化,原油出站溫度與進站溫度均不能概括管道整體油品溫度情況,故選用油品平均溫度計算油品密度與黏度。

(6)

式中:TPJ為油品沿程平均溫度,℃;TR為油品起點溫度,℃;TZ為油品終點溫度,℃。

在原油輸送過程中,僅當原油溫度低于析蠟點溫度時蠟晶才會析出,原油管道蠟沉積分布并不均勻[16];而隨著管道沿線埋地溫度變化以及油品輸送工藝的調(diào)整,管道內(nèi)沉積物厚度變化規(guī)律會更加復(fù)雜[17];因此式(5)計算結(jié)果并不是管道實際蠟沉積厚度,而是根據(jù)管路壓降反算出的當量蠟沉積厚度,體現(xiàn)了局部沉積物厚度變化對管道整體水力學(xué)特性的影響。本文1.3節(jié)選用2020年5—6月管道9次清管數(shù)據(jù)驗證計算結(jié)果準確性。

1.3 準確性驗證

清管作業(yè)時,蠟沉積物被剝離并被油流裹挾流向下游,清管球前會形成一段蠟沉積物與油品混合的區(qū)間;收球時,大部分蠟油混合物會繼續(xù)流向下游,少部分蠟油混合物跟隨清管球進入收球筒。因此,可通過分析收球筒中蠟沉積物與原油占比判斷清管效果。

取清管前后的站點壓力、溫度、流量數(shù)據(jù)計算當量蠟沉積厚度;記錄每次清管后收球筒中蠟油混合物質(zhì)量及蠟沉積物質(zhì)量,計算結(jié)果見表1。

表1 9次清管數(shù)據(jù)與計算結(jié)果表

將收球筒中蠟沉積物質(zhì)量與蠟油混合物質(zhì)量之比定義為蠟沉積物質(zhì)量分數(shù),見式(7);蠟沉積物質(zhì)量分數(shù)越大,表明蠟油混合物中蠟沉積物含量越多,即該次清管作業(yè)清出蠟沉積物越多。

(7)

式中:Mwax為收球筒中蠟沉積物質(zhì)量,kg;Mwax-oil為收球筒中蠟油混合物質(zhì)量,kg;η為蠟沉積物質(zhì)量分數(shù)。清管前后當量蠟沉積厚度變化量與蠟沉積物質(zhì)量分數(shù)關(guān)系見圖2。

圖2 當量蠟沉積厚度變化量與蠟沉積物質(zhì)量分數(shù)關(guān)系圖Fig.2 The relationship between the change of equivalent wax deposition thickness and the mass fraction of wax deposition

由圖2可知,當量蠟沉積厚度變化量與蠟沉積物占蠟油混合物中質(zhì)量分數(shù)呈線性正比關(guān)系;清管前后當量蠟沉積厚度變化量較大時,該次清管清出蠟沉積物較多,蠟沉積物占蠟油混合物中質(zhì)量分數(shù)較大;當量蠟沉積厚度變化量較小時,該次清管清出蠟沉積物較少,蠟沉積物占蠟油混合物中質(zhì)量分數(shù)較小。

當量蠟沉積厚度的變化規(guī)律與管道內(nèi)蠟沉積物質(zhì)量分數(shù)的變化規(guī)律一致，證明本文提出的當量蠟沉積厚度計算方法準確性較高。

2 蠟沉積厚度規(guī)律分析

影響蠟沉積的因素諸多,包括油品組成、流型、流態(tài)、油溫、流速、油壁溫差、沉積時間等[18-19];而生產(chǎn)現(xiàn)場工況多變,無法采用室內(nèi)實驗的方式(控制變量法)分析蠟沉積規(guī)律;本節(jié)基于JF原油管道2018—2019年712組生產(chǎn)數(shù)據(jù),分析當量蠟沉積厚度變化規(guī)律。

考慮到影響蠟沉積的因素眾多,而原油輸送過程中油品組成、流型、流態(tài)變化情況較少,粗糙度難以準確測量,故本文主要研究油品流量、油品平均溫度以及管道埋地溫度3個參數(shù)對蠟沉積的影響情況。

2.1 油品流量

JF原油管道2018年1月—2019年12月油品流量在190～340 m3/h范圍內(nèi)變化頻繁,無法如室內(nèi)實驗般保持油流穩(wěn)定,油品流量與當量蠟沉積厚度關(guān)系見圖3。

圖3 油品流量與當量蠟沉積厚度關(guān)系圖Fig.3 The relationship between pipeline equivalent wax deposition thickness and flow rate

由圖3可知,當量蠟沉積厚度并未隨時間一味增大,而是與管道流量呈負相關(guān),當流量減小時,管道當量蠟沉積厚度增大;當流量增大時,管道當量蠟沉積厚度隨之減小。這是因為流量變化會影響剪切剝離作用[20-21]，當流量增大時,由于剪切剝離作用增強,油流對蠟沉積層的沖刷作用隨著增大,當量蠟沉積厚度隨著減小。研究結(jié)果表明,在生產(chǎn)現(xiàn)場,剪切剝離作用對蠟沉積影響較大。

生產(chǎn)現(xiàn)場輸量變化頻繁,而室內(nèi)環(huán)道實驗與仿真實驗時,難以模擬如此復(fù)雜的輸量變化,通常會保持輸量恒定,這必然導(dǎo)致蠟沉積厚度預(yù)測結(jié)果與實際相差較大。

2.2 油品平均溫度

油品沿程溫降變化受埋地溫度、輸量等因素影響,油品出站溫度與進站溫度均不能概括油品溫度變化情況,因此分析油品平均溫度與當量蠟沉積厚度的關(guān)系影響見圖4。

圖4 當量蠟沉積厚度與油品平均溫度關(guān)系圖Fig.4 The relationship between the equivalent wax deposition thickness of the pipeline and the average temperature of the oil

由圖4可知,當量蠟沉積厚度與油品平均溫度呈負相關(guān),即當油品平均溫度較高時,當量蠟沉積厚度處于較低水平,這是因為油品平均溫度較高時,油品溫度低于析蠟點管段的長度會縮短,蠟沉積對油品流動產(chǎn)生的影響降低;但在局部時段(如2019年4—6月),隨著油品平均溫度升高,當量蠟沉積厚度逐漸升高,這是因為該時段輸量較低(圖3),剪切剝離作用影響較小,油品平均溫度增大會增大油壁溫差,增強分子擴散作用的影響。

2.3 管道埋地溫度

管道埋地溫度與當?shù)貧夂蚣凹竟?jié)變化相關(guān),JF原油管道所處地區(qū)夏秋兩季管道埋地溫度較高,春冬兩季埋地溫度較低。管道埋地溫度與當量蠟沉積厚度關(guān)系見圖5。

圖5 當量蠟沉積厚度與管道埋地溫度關(guān)系圖Fig.5 Relationship between pipeline equivalent wax deposition thickness and pipeline buried temperature

由圖5可知,管道埋地溫度與當量蠟沉積厚度呈負相關(guān),當管道埋地溫度增大時,當量蠟沉積厚度隨之減小;管道埋地溫度減小時,當量蠟沉積厚度隨之增大。這是因為管道埋地溫度變化會導(dǎo)致原油與管壁之間溫度梯度改變,進而影響分子擴散作用[22];當管道埋地溫度升高時,原油與管壁之間溫度梯度降低,分子擴散作用減弱,蠟沉積速率降低;反之,當管道埋地溫度降低時,原油與管壁之間溫度梯度升高,分子擴散作用增強,蠟沉積速率隨著升高。

由上述分析可知,分子擴散與剪切剝離作用對管道蠟沉積的影響均較大,而實際生產(chǎn)過程中,油品流量、油品平均溫度與管道埋地溫度均處于動態(tài)變化過程,分析蠟沉積厚度變化規(guī)律較困難,因此需要建立蠟沉積動力學(xué)預(yù)測模型,根據(jù)實時數(shù)據(jù)預(yù)測蠟沉積厚度變化情況。

3 蠟沉積動力學(xué)預(yù)測模型

考慮到原油管道蠟沉積同時受分子擴散作用與剪切剝離作用影響,本次研究選用Hsu模型[23-24]建立蠟沉積速率預(yù)測模型,見式(8)。

(8)

由于管道沿程溫降較大,本文選用油品平均溫度與管道埋地溫度計算徑向溫度梯度,見式(9)。

(9)

式中:T0為管道埋地溫度,℃;r為有效半徑,m。

根據(jù)管道實測數(shù)據(jù)擬合蠟沉積速率公式,回歸系數(shù)為k與fs，擬合結(jié)果見式(10),模型預(yù)測結(jié)果與當量蠟沉積厚度變化量見圖6。

圖6 模型預(yù)測結(jié)果與實際值對比圖Fig.6 Comparison of model prediction results with actual values

(10)

711組數(shù)據(jù)計算結(jié)果中,有518組數(shù)據(jù)計算結(jié)果與實際變化趨勢相同,占比72.9%,最大誤差為1.74 mm/d,說明通過蠟沉積動力學(xué)預(yù)測模型計算當量蠟沉積厚度具有可行性。計算結(jié)果存在一定誤差,原因如下。

1)現(xiàn)場提供生產(chǎn)數(shù)據(jù)不夠精確,其中壓力單位為MPa,輸量單位為m3/h,難以準確計算管道當量蠟沉積厚度、范寧摩阻系數(shù)等參數(shù)。

2)本次研究選用第i-1天生產(chǎn)數(shù)據(jù)預(yù)測第i天當量蠟沉積厚度變化量,且第i-1天生產(chǎn)數(shù)據(jù)為各參數(shù)計量值的平均值,蠟沉積動力學(xué)預(yù)測模型未能考慮1天內(nèi)工況變化(如停泵、增壓、倒罐等)的影響。

3)現(xiàn)場管道跨度較長,但只能提供油品進站與出站數(shù)據(jù),故研究中選用沿線油品平均溫度計算密度、黏度與溫度梯度等,不能準確反映溫度變化對蠟沉積的影響。

4)JF管道投產(chǎn)至今已運行17年,管道內(nèi)壁腐蝕與保溫層失效情況嚴重,管段檢修、更換頻繁,各段管道粗糙度、傳熱系數(shù)以及內(nèi)徑不一,當量蠟沉積厚度計算時未能考慮上述情況。

受現(xiàn)場條件約束,蠟沉積動力學(xué)預(yù)測模型計算結(jié)果雖不能精準地根據(jù)第i-1天生產(chǎn)數(shù)據(jù)預(yù)測第i天蠟沉積厚度變化量,但計算結(jié)果與實際當量蠟沉積厚度變化趨勢相同;因此,上述Hsu模型可用于評估工況(出站油溫與輸量)變化與地溫變化對蠟沉積的影響。

4 結(jié)論與建議

1)當量蠟沉積厚度雖然不是真實蠟沉積厚度,但其能夠反映蠟沉積對管道整體壓降的影響;清管前后,當量蠟沉積厚度變化量與蠟沉積物質(zhì)量分數(shù)呈線性正比,證明當量蠟沉積厚度計算結(jié)果準確性較高。

2)西北地區(qū)JF原油管道蠟沉積同時受分子擴散與剪切剝離作用影響,提高油品輸量與出站溫度能夠有效降低管道當量蠟沉積厚度;選取Hsu模型預(yù)測蠟沉積速率;預(yù)測模型最大誤差為1.74 mm/d,712組數(shù)據(jù)計算結(jié)果中,有518組數(shù)據(jù)計算結(jié)果與實際變化趨勢相同,占比72.9%。

3)在本次研究中,現(xiàn)場數(shù)據(jù)質(zhì)量較差導(dǎo)致當量蠟沉積厚度計算不夠精確;蠟沉積動力學(xué)預(yù)測模型也未能考慮工況變化與內(nèi)壁腐蝕等情況,因此以后的研究應(yīng)該圍繞提高計算精度與模型適應(yīng)性兩方面開展;而隨著管網(wǎng)仿真技術(shù)的成熟與應(yīng)用,蠟沉積速率動態(tài)預(yù)測、沉積厚度實時監(jiān)控將成為可能。