某油气田混输管道沉积固相分析及清管研究

冯盼 FENG Pan；曹彧维 CAO Yu-wei；胡守博 HU Shou-bo；文星强 WEN Xing-qiang；黄翼HUANG Yi

（重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆400000）

0 引言

在油气资源的长距离运输过程中，往往受运输环境等等因素的影响，导致管道中运输的油品容易发生固体物沉淀，沉淀物中主要的成分大多为石蜡、沥青等物质。研究固体物质的沉积规律，可以显著提高清管作业的效率。

本文将根据某油气田集输管道的运行状况、油品资料及管道结构，开展某油气田集输管道的运行状况下原油粘温关系的研究，得到原油中固相的沉积规律，进一步得到设计工况下某油气田集输管线的温度分布、压力分布，最后确定某油气田集输管线清管方案。

1 蜡沉积预测模型

目前原油管输沉积物的成分就大多数为蜡质，所以匹配合适的蜡沉积预测模型非常重要。迄今为止，管流蜡沉积预测模型主要以分子扩散、老化、剪切剥离和剪切弥散理论为基础而建立。具体各个蜡沉积模型的特点如表1 所示。

表1 蜡沉积模型汇总

2 现场分析

某油气田片区地面集输管网形式以星状管网为主，采用油气混输工艺，所在地区冬季气温低，夏季昼夜温差大，停输时间过长会容易发生凝管现象。由于油品含蜡量较高，运行时时越容易发成蜡堵，影响管线系统正产运行。故根据某油气田集输管网现场实际情况，选择1 区域的管线作为研究对象，分别为“1-6 井与 1 号阀组（A 管道）”、“1号阀组至中间阀组（B 管道）”、“中间阀组至处理站（C 管道）”。对这三条管线在三种流量、三种环境温度下的运行过程，共27 个工况分别进行模拟温压计算。其中某油气田A、B、C 三条管道的示意图如图1 所示。

图1 某油气田部分区域示意图

管输原油的成分表与粘温特性曲线如表2 所示。

表2 某油气田原油样品组分含量表

原油输出井1-6H 的口油样特性曲线与粘温曲线如图 2、图 3 所示。

图2 1-6H 井口析蜡特性曲线

图3 1-6H 井口油样粘温曲线

3 温压计算结果

管道温压计算结果汇总如表3 所示。

表3 管道温压计算结果汇总

单一管线分析：地温对单位长度压降影响不大。地温对温降影响较大，且流量越小，温降越大。现场情况，当流量最小，地温最低时，终点温度最低。管线之间对比分析：根据计算结果可以看出，A 管线压力最高，压降最大，该管管径偏小但流量最小影响计算结果，管道温度压力计算结果相对现场数据较为吻合。B 管线管道长度最大但压降小，该管管径流量大使得压力迫降偏小计，管道温度压力计算结果相对现场数据较为吻合。C 管线压力最低，压降最小，该管管径偏大且流量最大，管道温度压力计算结果相对现场数据较为吻合。根据温度和压力计算结果可以发现，A 管道蜡沉积风险相对小，C 管蜡沉积风险相对大。

4 清管方案

根据模拟，管输系统中蜡沉积的发生减少了管道的有效流通面积，降低了管道的输送能力，如果不加以处理，严重时会造成蜡堵事故，危及管道安全，造成极大的经济损失。所以应当制定相应的应对方案。

最终选择选择机械清管与化学清管相结合的清管方式，并以机械清管为主，化学清管为辅。清管器选择泡沫清管器。根据混输管道蜡沉积厚度分布结果，以蜡沉积最大厚度超过厚度临界值作为清管周期的确定标准。该方法根据局部蜡沉积厚度制定，可避免清管器运移过程中局部堵阻力过大导致清管器堵塞。根据OLGA 程序模拟，得出A段蜡沉积厚度结果如表4 所示。

表4 A 管道蜡沉积厚度

A 段在地温为24℃时流量分别为228.6m3/d、160m3/d、298m3/d 蜡沉积厚度折线趋势图如图4、图5、图6 所示。

图4 流量228.6m3/d 条件下蜡沉积厚度分布预测结果

图5 流量160m3/d 条件下蜡沉积厚度分布预测结果

图6 流量298m3/d 条件下蜡沉积厚度分布预测结果

根据以上折线趋势图，当A 管道清管周期为30 天时，符合管输压力要求。B 管道与C 管道的计算过程根据上文中的A 管道的蜡沉积厚度分布计算结果可知：A 管清管周期推荐清管周期为30 天；B 管清管周期推荐清管周期为90 天；C 管清管周期推荐清管周期为60 天。

5 总结

本报告的撰写是经过了现场调研，了解某油气田管网、管道基础数据情况，并对油品进行了取样分析。并开展了流型转换机理、水力模型、热力模型三方面的调研。蜡沉积是一个相当复杂的过程，蜡沉积机理可分为分子扩散机理、剪切弥散机理、布朗扩散机理、重力沉降机理、剪切剥离机理、老化机理等，并对目前各种清蜡手段做出了分析。并且确定最终的清管方案为：A 管清管周期推荐清管周期为30 天；B 管清管周期推荐清管周期为90 天；C 管清管周期推荐清管周期为60 天。