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        西北地區(qū)JF原油管道蠟沉積評價方案

        2021-11-06 09:24:14張建昌王立濤周曉宇張嘉安
        天然氣與石油 2021年5期
        關鍵詞:平均溫度當量油品

        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,導致管道內有效流通面積減小,管道輸送能力下降,嚴重時甚至會引發(fā)蠟堵事故,造成重大經濟損失[1-3]。

        針對原油管道蠟沉積問題,國內外學者大多采用室內環(huán)道實驗或軟件仿真實驗的方式開展研究[4-5]。室內環(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,基于實驗數據建立蠟沉積生成速率預測模型[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]。最后將室內環(huán)道實驗或軟件仿真實驗的研究成果應用于現(xiàn)場,制定相應的清蠟防蠟方案。

        然而,上述研究方法在現(xiàn)場管輸應用中存在一定局限性,主要因為:1)生產現(xiàn)場管道規(guī)模龐大、工藝復雜,室內環(huán)道實驗規(guī)模較小,難以還原現(xiàn)場真實工況;2)生產現(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)室內環(huán)道實驗與軟件仿真實驗難以模擬現(xiàn)場復雜多變的工況,導致實驗成果在生產現(xiàn)場的適用性較差。

        針對上述問題,本文充分利用SCADA系統(tǒng)所采集的運行數據進行數據分析和挖掘,進而評價實際生產管道的蠟沉積規(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”預測模型,為生產現(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 油品密溫關系與黏溫關系圖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量或體積,進而計算出蠟沉積層厚度[11];傳熱測量法根據油品與環(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、流量等數據,根據管道壓差變化反算出管道有效內徑,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。

        f可由式(4)計算:

        (4)

        式中:c、n為常數,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。

        根據管道摩擦壓降間接計算管道有效內徑后,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整,管道內沉積物厚度變化規(guī)律會更加復雜[17];因此式(5)計算結果并不是管道實際蠟沉積厚度,而是根據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次清管數據驗證計算結果準確性。

        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、流量數據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量及蠟沉積物質量,計算結果見表1。

        表1 9次清管數據與計算結果表

        將收球筒中蠟沉積物質量與蠟油混合物質量之比定義為蠟沉積物質量分數,見式(7);蠟沉積物質量分數越大,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量,kg;Mwax-oil為收球筒中蠟油混合物質量,kg;η為蠟沉積物質量分數。清管前后當量蠟沉積厚度變化量與蠟沉積物質量分數關系見圖2。

        圖2 當量蠟沉積厚度變化量與蠟沉積物質量分數關系圖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量分數呈線性正比關系;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量分數較大;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量分數較小。

        當量蠟沉積厚度的變化規(guī)律與管道內蠟沉積物質量分數的變化規(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];而生產現(xiàn)場工況多變,無法采用室內實驗的方式(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組生產數據,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范圍內變化頻繁,無法如室內實驗般保持油流穩(wěn)定,油品流量與當量蠟沉積厚度關系見圖3。

        圖3 油品流量與當量蠟沉積厚度關系圖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,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。研究結果表明,在生產現(xiàn)場,剪切剝離作用對蠟沉積影響較大。

        生產現(xiàn)場輸量變化頻繁,而室內環(huán)道實驗與仿真實驗時,難以模擬如此復雜的輸量變化,通常會保持輸量恒定,這必然導致蠟沉積厚度預測結果與實際相差較大。

        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系影響見圖4。

        圖4 當量蠟沉積厚度與油品平均溫度關系圖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,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

        管道埋地溫度與當地氣候及季節(jié)變化相關,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系見圖5。

        圖5 當量蠟沉積厚度與管道埋地溫度關系圖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,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預測模型,根據實時數據預測蠟沉積厚度變化情況。

        3 蠟沉積動力學預測模型

        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。

        根據管道實測數據擬合蠟沉積速率公式,回歸系數為k與fs,擬合結果見式(10),模型預測結果與當量蠟沉積厚度變化量見圖6。

        圖6 模型預測結果與實際值對比圖Fig.6 Comparison of model prediction results with actual values

        (10)

        711組數據計算結果中,有518組數據計算結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預測模型計算當量蠟沉積厚度具有可行性。計算結果存在一定誤差,原因如下。

        1)現(xiàn)場提供生產數據不夠精確,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、范寧摩阻系數等參數。

        2)本次研究選用第i-1天生產數據預測第i天當量蠟沉積厚度變化量,且第i-1天生產數據為各參數計量值的平均值,蠟沉積動力學預測模型未能考慮1天內工況變化(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據,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管道投產至今已運行17年,管道內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、傳熱系數以及內徑不一,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,蠟沉積動力學預測模型計算結果雖不能精準地根據第i-1天生產數據預測第i天蠟沉積厚度變化量,但計算結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量分數呈線性正比,證明當量蠟沉積厚度計算結果準確性較高。

        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模型預測蠟沉積速率;預測模型最大誤差為1.74 mm/d,712組數據計算結果中,有518組數據計算結果與實際變化趨勢相同,占比72.9%。

        3)在本次研究中,現(xiàn)場數據質量較差導致當量蠟沉積厚度計算不夠精確;蠟沉積動力學預測模型也未能考慮工況變化與內壁腐蝕等情況,因此以后的研究應該圍繞提高計算精度與模型適應性兩方面開展;而隨著管網仿真技術的成熟與應用,蠟沉積速率動態(tài)預測、沉積厚度實時監(jiān)控將成為可能。

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