“三高”原油低排量輸送清管效果分析

馬明勇，馮建錄，尹得心，蘇志華，李文龍，劉彬彬

(中國石油管道局工程有限公司管道投產運行分公司，河北廊坊 065001)

0 引言

非洲某輸油管線輸送“三高”(高凝點、高結蠟、高黏度)原油。因上游產能和下游供需關系的影響，管線自投產運行以來一直處于較低的排量運行。長期低排量運行導致的管壁結蠟會影響輸油成本，也不利于增量情況下安全輸油，因此，需對管線進行清管作業，降低輸油成本的同時確保管道安全運行。原油清管速度在1～5 m/s時清管效果最佳[1]，該管線長期保持原油速度在1 m/s以下運行，因此需要選擇合理的清管器類型并結合現場工況選擇合理的清管排量，以實現良好的清管效果。

1 工程概況

該管線地處非洲中部，分旱、雨兩季，雨季從6月持續到10月，在環境溫度的持續影響下，地溫會持續低至來年2月。該管道線路全長約195 km，管徑Φ508×7.9 mm。全線共設置4座閥室(BVS1～4)和2座中間加熱站(HS1、HS2)，其中閥室為具有數據遠傳功能的RTU閥室，可隨時查看該點壓力和溫度情況，方便記錄清管參數。管道各站及閥室高程和距離分布如表1所示。

表1 管道各站場及閥室高程和距離分布表

該管線輸送原油為“三高”原油，凝點29 ℃，傾點30 ℃，析蠟溫度為57 ℃。峰值析蠟溫度為28 ℃，原油在37～27 ℃溫度每下降1 ℃，析蠟量增加約50%，管道在此溫度區間析蠟沉積嚴重。原油輸送過程中加注降凝劑后，其凝點和傾點發生明顯改變，凝點為26 ℃，傾點27 ℃。輸送混合原油析蠟量-溫度及黏溫曲線如圖1所示。

圖1 混合原油析蠟量-溫度及黏溫曲線

2 清管器受力分析

分析清管器時，因該管道高程變化不大，近似認為清管器在水平方向運行?，F場所發送清管器未安裝刷具和其他附件，也無射流孔，為簡潔的兩直四碟清管器，模型簡化后的受力情況如圖2所示。Δps為通過清管器的壓降，Fw為管壁對清管器的摩擦阻力，Fj為清管器所承受的剪切力。

圖2 清管器簡化模型受力情況

采用皮碗變形等效位移的原理[2]，將位移變化原因歸于皮碗外側受壓，管壁強度遠大于皮碗，認為管壁為剛性。對公式進行整合，最終可得Fw為[3]

(1)

(2)

(3)

式中:f為清管器與管道內壁的滑動摩擦系數；n為清管器安裝皮碗個數；l為皮碗與管壁的接觸寬度，m；E為皮碗材料的彈性模量，Pa；υ為皮碗材料的泊松比；D為皮碗外徑，mm；d為管道內徑，mm；dc為皮碗等效內徑，mm；A1為清管器橫截面面積，m2。

清管器所受的剪切力[4-7]:

(4)

式中:μ為介質黏度，mPa·s；l1為清管器長度，m；vs為清管器運行速度,m/s；e為管壁絕對粗糙度。

從上述公式可知，影響清管效果的因素最終可以歸為：n、l、f、vs(實際工況中通常以原油輸送排量替代)；l1、dc(實際工況中以清管器過盈量替代)。

實際使用清管器的過程中，現場通?？紤]vs、清管器類型(l和n)、清管器過盈量(dc)。

3 清管效果對比

3.1 列賓宗公式計算結蠟情況

假設管道內結蠟均勻，通過計算，雷諾數均大于3 000且小于Re1[8]，將管道輸送流體視為紊流光滑區，管線內徑不變即各位置原油流速相同，則有：

(5)

(6)

式中：β、m為不同流體狀態常數，β=0.024 6，m=0.25；hf為管道沿程摩阻，m；Q為管道流量，m3/h；ρ為流體在研究段的平均密度,kg/m3；g為重力加速度，m/s2；l2為研究管段的長度，m；υ1為研究管段平均溫度下的運動黏度，m2/s；σ為研究管段的平均結蠟厚度，mm；Δz為研究管段的高差，m。

將式(6)變型可得到平均結蠟厚度公式：

(7)

通過平均結蠟厚度和管段長度，能夠計算出該段位置結蠟量。

(8)

將計算出的各段結蠟量疊加可計算出總結蠟量。為便于參數的實時記錄，選擇壓力、溫度可讀取的站場和RTU閥室為監測點，將管線劃分為IS-BVS1，BVS1-HS1，HS1-BVS2，BVS2-HS2 4段分別計算各管段清管器作業前后的結蠟量。因管線壓降隨著清管進度的不同會有變化，在計算各段平均結蠟厚度時，選擇清管器經過該段位置時的壓降，從而避免結蠟或下游壓力變化導致計算誤差過大。各位置的溫度變化不大，計算時以平均溫度下的黏度作為計算黏度。數據處理選擇清管作業時間(d)間隔接近的數據，以提高數據的分析的可靠性。

對清管數據進行選擇時，選取低地溫環境下的清管效果數據分析，以此來研究雨季和冬季清管器的清管能力。

3.2 不同流量下清管器的清管效果

選擇一組外徑為507 mm的兩直四碟機械清管器[9-10]，清管時排量為365、550、600 m3/h，清管器經過各監測點前、后溫度如表2所示，壓力變化情況如表3所示。

以表2、表3數據為基礎，運用式(6)～式(8)計算不同排量清管時清管前、后各段結蠟量和管道總結蠟量，從而得到清管排量下清管器清管效果。表4為該組工況下清管前后各段結蠟量計算統計表。

表2 不同排量清管器經過監測點前、后溫度 ℃

表3 不同排量清管器經過監測點前、后壓力 MPa

表4 不同排量清管前、后結蠟量 m3

通過表4中的相關數據進行分析，能夠得到表5所示不同排量下清管器各分段及總管線清管效率。

表5 不同排量清管器管程段清管效率及總管線清管效率 %

結合表4、表5可得如下結論：

(1)清管前管道內結蠟數據顯示，隨著管線運行排量的增加，計算的各段結蠟量整體呈下降趨勢，管道結蠟總量逐漸減少。當流量從365 m3/h提高到550 m3/h時，管道結蠟總量從6 705 m3下降到4 822 m3。流量從550 m3/h增加到600 m3/h，結蠟總量則降低為3 884 m3。由此可見，隨著管道運行流量的增加，管道初始結蠟總量減少。

(2)隨著清管時原油輸送量的增加，管道整體清管效率明顯提高，但清管效率在不同流量下的不同管段的效果差異明顯。如排量550 m3/h時，清管器在到達HS1之前的管段中清管效果能達到60%以上，而HS1-BVS2管段則迅速下降到15.38%；排量600 m3/h時，各計算管段的清管效率相差不大。流量從365 m3/h增加到550 m3/h再至600 m3/h時，清管效率由2.22%提高到16.09%再至23.30%。由此可見，隨著運行輸送排量的增加，管線的清管效率提高。

(3)雖然隨著輸送排量的增加，管線結蠟量降低，但其效果比使用清管器效果差。

(4)隨著清管時排量的增加，清管效果在各計算管程段中逐漸穩定，如排量為600 m3/h時各段清管效率。

3.3 不同過盈量下清管器的清管效果

選擇清管流量為580 m3/h 時的3組不同過盈量的兩直板四碟機械清管器，其過盈量分別為：3.01%、3.82%、5.24%。不同過盈量下清管器經過監測點前、后溫度和壓力情況如表6、表7所示。

表6 不同過盈量下清管器經過監測點前、后溫度 ℃

表7 不同過盈量下清管器經過監測點前、后壓力 MPa

由式(6)～式(8)計算得到不同過盈量下清管前、后各段結蠟量。相關計算結果如表8所示。

表8 不同過盈量下清管前、后結蠟量 m3

由表8中的相關數據，可以計算出不同過盈量下清管器對各段及總管線的清管效率，如表9所示。

表9 不同過盈量下清管器管程段及總管線清管效率 %

由表8、表9可知：

(1)清管時排量和清管器類型不變的情況下，隨著過盈量增加，管道總清管效率先升后降。

(2)由IS至HS2所分的4個階段清管效果可知，除過盈量為3.01%外，剩余2組清管效果隨著清管器在管線中的運行距離增加清管效果呈高低高再降低的趨勢。這是因為過盈量為3.01%及以下，排量為580 m3/h及以上清管時，管壁結蠟整體下降，清管效果不明顯。過盈量為3.82%和5.24%時清管數據說明，清管初期清管器過盈量較大，清管效果明顯，但隨著清管器磨損，導致過盈量迅速下降，所以BVS1-HS1段清管效果大幅下降。HS1-BVS1段清管效果上升，原因為管壁結蠟厚度增加，且清管器磨損逐漸降低。

(3)排量一定的情況下，增加清管器過盈量后的管壁總結蠟量變化不明顯。過盈3.01%清管后管線內結蠟總量為4 148 m3，當過盈量增加到5.24%時，管線總結蠟量為3 963 m3。說明當過盈量到達一定值后，清管器過盈量對清管后的管道結蠟量影響不明顯，增大清管器過盈量來提高清管效果的措施并不可取。

4 結論

通過對清管器的受力分析，得出了實際工況中影響清管效果的相關因素，并依據現場清管時各檢測位置的基礎參數，結合列賓宗公式計算清管前、后各段結蠟量和總結蠟量，并分析清管效果，得到如下結論:

(1)清管時排量的增加會提高清管效果;

(2)對比3種過盈量的清管效果，發現過盈量3.82%清管效果最優;

(3)原油輸送過程中，隨著輸送排量的增加，管線整體的結蠟量減少;

(4)由于清管器在運行中的磨損，清管器運行到一定距離后，其清管效果會下降;

(5)當過盈量增大到一定值后，清管后管道總結蠟量變化不明顯。

根據上述結論，對清管策略的制訂有如下方案：

(1)清管前先采用大排量輸送，降低管壁初始結蠟量，配合加降凝劑大排量清管，提高清管效率[11-12];

(2)清管時不必使清管器的過盈量過大，保持4%左右的清管過盈量就能達到良好的清管效果;

(3)根據原油物性合理設置收、發球站，避免清管器磨損造成清管效果的下降;

(4)現場根據計算管壁結蠟情況確定清管周期;

(5)若中間站具備收、發球功能，可分段合理選擇清管器過盈量，提高全管段的清管效果;

(6)設計時可避免管線輸送原油峰值結蠟區域的出現，合理設置加熱站和收、發球站，降低管壁結蠟量，提高清管效果[13]。