保温原油管道蜡沉积研究综述

胡志勇，吴 明，酆春博，任洪达，王少松，牛 冉

（1. 中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院，山东 青岛 266071； 2. 辽宁石油化工大学 石油天然气工程学院，辽宁 抚顺 113001）

我国生产的原油多为含蜡粘稠原油，具有含蜡量高、凝点高、粘度大的特点[1]，管道蜡沉积一方面使管道流通面积减小，而且过厚的蜡沉积层会导致管道停输再启动过程出现危险；另一方面，蜡沉积层的存在起到了保温作用，减小了管道运行的热力费用[2]。

目前国内的原油管道少部分采用保温层保温，然而对于这类输油管道的清蜡周期方案的制定只是在不保温管道运行的经验中得来的，缺乏深入的研究和科学的理论依据。因此，本文将分析国内外学者研究不保温原油管道时的思路与方法，对影响蜡沉积因素、建立的实验装置、模型建立、保温层影响等方面展开讨论，提出保温原油管道蜡沉积研究的方向。

1 蜡沉积的影响因素

1.1 油温

李俊刚等[3]在蜡沉积室内模拟实验装置中进行实验，将管壁温度设置在42 ℃到50 ℃，获得壁温一定的情况下，随着油温的升高结蜡速率呈增大趋势。

朱林等[4]对大庆原油进行系统实验，实验中在保持油壁温差为2 ℃的前提下，通过改变油温与流量的方案，得到如下实验结果：在某一温度下结蜡速率达到最大，该峰点温度之前，随着油温的上升，结蜡量逐渐减少。

因此，在接近析蜡温度的较高温度与接近凝点的较低温度之间有一个蜡沉积较为严重的区域，而在这上述的两个温度附近蜡沉积较轻。根据蜡沉积机理，这种情况应该与管壁温度即油流与管壁的温差有关。

1.2 温差

如文献[2]中所述，原油与管壁的温差决定着蜡分子通过沉积层扩散与沉积层中低分子量烃的反扩散。当壁温低于原油中蜡的初始结晶温度时，将导致壁温与中心油流的温差和蜡分子的浓度梯度均增加，分子扩散作用也随之增强。然而蜡沉积的发生必须满足表面温度低于原油的析蜡点和溶解温度。因此，温差是蜡沉积的主要因素，当壁温高于油温时，管壁内几乎没有蜡沉积；当满足温度条件时，蜡沉积量随温差的加大而增加。

1.3 剪切速率

Hsu等[5]在自行研制的高压紊流环道装置上进行实验，认为层流情况比紊流情况下蜡沉积严重，随着流速的增大，原油流动的流态从层流转变为紊流时，其蜡沉积减少近75%。Jessen等[6]认为，层流与紊流两种流态相比，由于流速增大、油壁温差减小和壁面处剪切应力的增大，将会导致管壁上蜡沉积层变薄，因此，层流流态下蜡沉积量随着剪切速率的增加相应地增加，而紊流流态恰恰相反。

Agrawal[7]在实验过程中保证壁温保持一定，研究不同油温下，蜡沉积量随流量大小变化的变化关系。实验结果表明：在一定油温下，蜡沉积量随流量的增加先增加后减小，即存在一个蜡沉积量最大的流量值，且该流量值随着油温的升高而增大。

1.4 原油的组成

含蜡原油中通常含有胶质和沥青质。这两种物质的存在对蜡沉积的影响作用并不相同，单独存在的沥青质几乎不会影响蜡沉积，沥青质则对蜡沉积层的形成起到了加速作用。随着原油含水率的增大，易在管壁形成水膜，从而削弱蜡与管壁的接触机会和结合力，导致蜡沉积速率降低[8]。其他机械杂质的存在，也容易形成结蜡核心，增大结蜡强度。

2 实验装置

2.1 冷板法与冷指法

Hunt[9]、Jorda[10]、Charle[11]等人采用的冷板法试验装置中，可以通过磁力搅拌杆搅拌原油，易于控制油与板的温差，使用该方法研究蜡沉积规律的试验装置较为简单。Cole[12]等对油水两相流层流状态下的蜡沉积进行了冷板实验，研究了不同的润湿特性（冷板材质特性的改变）对蜡沉积的影响。

Hamouda[13]、Weispfening[14]和 Bern[15]等通过改变沉积面，即采用圆柱面，建立了冷指法试验装置，Hamouda利用冷指实验装置，研究了单相含蜡油体系中的蜡沉积规律，张宇等[16]利用冷指实验装置进行了含蜡油-水乳状液的蜡沉积规律研究，该研究弥补了以往文献中蜡沉积冷指实验的不足，考虑了乳状液粒径分布对蜡沉积的影响，较为准确地描述了含蜡油-水两相体系中的蜡沉积规律。

上述两种方法在工作原理方面是类似的，均采用控制油温与介质的温度，达到恒温、恒温差或恒速降温的目的，都可以测量规定时间间隔内的蜡沉积量，还可以测量温度、温差、冷却速率、时间、沉积表面性质及化学剂等 6个方面对蜡沉积的影响。

2.2 旋转圆盘法

Matlach等[17]使用旋转圆盘法测量蜡沉积量的试验装置可通过控制油温、转盘温度、旋转时间和速度，实现圆盘转速与蜡沉积量的实时测量。该方法除了能够完成冷板法和冷指法所研究的6个方面的影响因素之外，还可以研究剪切速率对蜡沉积的影响，而且控制与测量的实现也较为方便。但存在的缺点是蜡沉积在旋转的圆盘上，与实际管道中原油流动且沉积表面固定的情况并不相符。

2.3 环道法

环道法是将管道浸入冷却介质中，使原油在管内流动，以此来控制原油的流量和温度，以及冷却介质的温度，从而实现恒温、恒温差或恒速降温的要求，最终可以测量规定时间内的结蜡量。该方法的最大优点是更易真实地模拟含蜡原油在实际管道中的流场分布和描述其蜡沉积规律。

较为典型的有Hunt等建立的小型环道模拟实际管道，这种装置在蜡沉积厚度的测量方面较为困难，不能解决原油粘度在测量过程中的变化造成的压降增大问题。Hsu[18]和Singh[19]等对原有环道装置进行改进，设置了测试段与参比段两个部分。Hsu等建立了高压紊流环道，该装置的测试段与参比段完全相同，利用水套控制管壁温度，根据参比段与测试段的压差计算蜡沉积量。该装置的成功之处在于，不需频繁拆卸试验管段，重复性好，因此获得的试验结果较为准确。

在环道试验方法中蜡沉积量的测量是试验的关键因素，目前蜡沉积量的测定方法有如下几种。

2.3.1 直接法

在环道试验中测量蜡沉积量的直接方法是拆管法和清管法。拆管法就是测量从含有蜡沉积的测试管段中移出的沉积蜡的质量，从而确定结蜡厚度。清管法就是直接在管道中通球，然后测量移出的蜡容积来获得结蜡厚度。这种直接法简单直接，可以对蜡沉积物进行成分分析，由于该方法具有简单直接以及可以分析蜡沉积物成分等优点，虽然存在操作耗时和只能计算平均厚度的缺陷，但在低压单相流动的蜡沉积试验研究中仍然广泛应用。

2.3.2 压降法

随着蜡沉积的产生，管道的流通面积减小，流体的水力直径也相应减小，从而造成了管道端面的压力增大。因此压降法就是根据达西公式，求得管壁的平均结蜡厚度。

目前，国内很多学者建立的蜡沉积试验环道均采用压降法，但该方法并不适用于多相流动中压降特性更为复杂情况下结蜡厚度的测量。

2.3.3 传热法

在管道中未形成结蜡层的时候，流体与环境之间存在一个总的热阻，随着蜡沉积物的产生，整个管道会增加一个新的热阻。传热法中是通过将新增热阻与结蜡厚度近似地认为成正比，获得相关的热参数后，由传热公式解得结蜡厚度。

传热法是非插入式的在线结蜡厚度测量法，此方法能够得到较为精确的结蜡厚度的前提是能够精确地预测内外管壁上的传热系数。由于在多相管流中无法满足这一要求，因此该方法并不适用。另外，对于水平管道和近水平管道，特别是当管道中出现段塞流和层流时，管壁周围的传热系数通常是不相同的。

2.3.4 其他新技术

除上述方法外，目前还有一些新的测试方法。如液体置换与检测法[20]、超声波法和激光测厚法等。

液体置换与检测法是将管段竖直放置，用参比段中的试验油品重新填充经压缩天然气排空的测试段，根据油品在两部分管段的液位高度的差值变化，计算测试管段中各环向截面的结蜡厚度。美国Tulsa大学[21]气液两相流蜡沉积试验装置中就采用了液体置换与检测法装置来测量结蜡厚度，试验结果十分可靠、精确。

超声波技术测量目前仅仅处于试验阶段，在国外Isaksen[22]和Adersen[23]等利用超声波技术实现了在线测量管壁上蜡沉积物分布情况的目标。

Rainer[24]等人在测量单相原油结蜡厚度时采用了特殊的激光装置，并使用微型照相机拍摄原油管道内壁的蜡沉积状况，对蜡沉积发生前后的照片进行处理和分析后，可以观测到较为精确的管内结蜡厚度环状分布状况，而且可以利用激光发射器在管道轴线方向的移动功能，达到了观测管内蜡沉积厚度的轴向分布状况的目的。

3 模型建立

目前关于蜡沉积的理论模型主要有两种，一种是热力学模型，另一种是动力学模型。动力学模型能够确定不同流动及热力条件下的蜡沉积量，所需参数较少，容易测定，比较适于研究工程实际问题。由于国内外学者在建立蜡沉积模型过程中，选取的影响因素和采用的建模方法不同，获得的模型也有一定差异。

Hamouda等[25]认为在蜡沉积过程中，分子扩散占主导地位，忽略剪切弥散的影响，认为蜡分子质量分数梯度为常数，并建立了蜡沉积速率模型。然而，在实际中管内油流具有冲刷作用，并不存在所有扩散到管壁的蜡分子全部沉积的情况，因此，这一理论所建立的模型与工程实际有一定差距。

Hsu等[26,27]提出了将分子扩散和剪切弥散两类影响因素考虑在内的蜡沉积倾向系数这一概念，该系数仅仅与温度和剪切速率有关。该模型中探索了蜡沉积放大的问题，但其提出的“临界蜡强度”物理意义较为牵强，而且放大依据并不充分。

Burer等[28]所建立的蜡沉积模型中，分别计算了因分子扩散和剪切弥散引起的蜡沉积，但是模型仍未考虑油流的冲刷作用，蜡沉积物的含蜡率也并非常数。另外，现在的绝大多数的研究中，均不支持剪切弥散使原油中已经析出的蜡晶沉积的观点。

由于管壁沉积物中有部分物质并不是蜡，因此在对蜡沉积层的形成、老化等沉积机理进行深入的研究后，Singh等[29]人分别根据质量守恒和沉积机理，建立了新的蜡沉积速率模型和沉积物含蜡量计算模型。Hernandez等[30]人在借鉴Singh的思路基础上，考虑剪切对沉积物的剥离作用，提出了改进的蜡沉积速率模型和沉积物含蜡量计算模型。

目前，在蜡沉积的研究中，多数学者认为影响管道蜡沉积速率的主要因素有4个，分别是剪切应力、温度梯度、蜡分子的质量分数梯度和原油的动力粘度。

周诗岽等[31]采用逐步回归法，将上述四个影响因素考虑在内，对实验数据进行回归处理，建立了大庆原油蜡沉积速率模型，为进一步研究原油管道蜡沉积规律和管道优化运行奠定了基础。另外，其认为因不同油品的物性参数不同，加上蜡沉积过程的复杂性，造成了各个因素的影响因子并不相同，即蜡沉积速率与四类影响因素之间存在的是一个复杂的非线性关系，管道蜡沉积预测是一个多因素非线性预测问题[32]。该研究中采用人工神经网络的方法模拟各种影响因素与原油管道蜡沉积速率之间的映射关系，建立了多因素非线性影响下的蜡沉积速率模型，预测精度高，误差在2%以内。

逐步回归法和人工神经网络法相比，后者具有能够描述多因素之间的非线性关系，求解精度高的优点，而前者只能描述线性关系，求解精度低；但后者的计算速度慢，不能得到蜡沉积速率与其影响参数的亲疏程度，相反前者计算速度快，可以确定影响蜡沉积速率的主要因素[33]。

刘勇峰等[34]基于灰色系统理论建立了管输原油蜡沉积速率灰色预测模型，该方法解决了因片面考察个别影响因素而影响整体预测结果的客观性问题，比逐步回归法求解的精度高，与逐步回归法相比较，更适用于原油蜡沉积规律的预测。

刁俊[35]采用灰色神经网络理论对原油管道内的蜡沉积速率进行了预测分析，与传统的灰色预测方法相比，所得到的预测值更为接近实际值，蜡沉积速率的相对误差绝对值在 1.6%以内，预测的效果良好。

4 保温层影响

目前国内部分原油管道都使用了保温层保温，保温层的使用减少了热媒在输送过程中的热损失，保证了介质的出口温度[36]，同时也改变了蜡沉积各个影响因素的作用效果，还可能改变影响蜡沉积因素的主次关系。若直接采用不保温管道的蜡沉积速率模型与清蜡周期模型或根据不保温管道运行经验建立模型，都存在很大的偏差。

5 结束语

各类文献中对不保温原油管道蜡沉积规律的研究提出了思路与方法，针对目前在保温管道中采用经验模型所带来的局限性，对于保温原油管道研究，仍应该从蜡沉积机理入手，分析在保温管道中各个影响因素的作用与关系，重新建立适用于保温管道蜡沉积研究的试验装置，同时应准确模拟同一输量下不同环境的蜡沉积状况，运用新的测试与检测技术，动态检测管道内的蜡沉积分布，深入分析影响保温原油管道蜡沉积的关键性因素，对保温输油管道的蜡沉积规律进行全面地研究，建立考虑多种因素影响的清蜡周期模型，分析温降、燃料和电能消耗等对清蜡周期的影响，为保温管道清管方案的制定提供更加科学的理论依据。

同时，应该解决将室内小管径试验管路的蜡沉积规律放大应用到大口径实际管道的问题，利用现代动态仿真技术、室内环道试验以及现场实验，在保温原油管道蜡沉积研究领域有所突破，以满足工程实际的要求。

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