大庆油田北十五联输油管线结蜡现状及预防措施探讨
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摘 要本文分析了北十五联输油管线回压升高的原因是脱水转油站游离水脱除器压力控制略高或来液量增多；外输油粘度升高；变径转弯处堵塞或结蜡；管线内壁结蜡。系统阐述了从地下管线总传热系数、计算管内径当量法判断管线内壁结蜡情况，管线结蜡的危害。针对北十五联输油管线现状，结合日常管理，提出预防结蜡的措施。根据油温与管壁结蜡强度的关系，掌握好输油温度；根据外输管线的结蜡情况，合理选择外输含水油的输量；提高外输油的含水率；对结蜡的输油管线，可使用化学添加剂防蜡或利用掺水系统提高输油温度。通过采取切实可行的措施，确保联合站的安全生产。
主题词 节约能源安全生产预防管线结蜡延长管线使用寿命
1前言
近年来，北十五联的输油管线回压缓慢升高。以21#放水站为例，1998年投产初期，正常输量情况下外输回压在0.25―0.30MPa，中期约为0.30―0.40MPa，而现在已达到0.40―0.50MPa。特殊情况下，如来液量多，泵排量大时，外输回压要超过0.60MPa以上，致使缓冲罐液位上升，液位打不下去，造成外输油困难。为此，要分析回压升高的具体原因，并采取相应的预防措施和解决办法。
2外输回压升高的原因分析
外输回压升高的原因一是北十五联脱水转油站游离水脱除器的压力控制略高，或转油站来液增多造成。二是21#放水站输油温度较低和含水率造成外输油粘度升高。三是21#放水站至北十五联Φ273×7mm输油管线，在进入北十五联来油阀组的Φ219×7mm管线的变径转弯处，有可能堵塞或结蜡。四是自1998年10月投产至今，已有11年多，在各种不正常的输油生产情况下，造成了外输管线内壁的结蜡。此种原因比较复杂，管内壁结蜡的可能性较大。由于外输油温的因素，使油温在接近析蜡点或析蜡点区间运行中，加上外输排量控制不平稳，极易使管线内壁结蜡。特别是在较小排量下输送，管道没达到满负荷运行，油流流速过小，在层流状态下输送，造成了剪切速率过低，原油中的蜡晶极易析出，粘附在管道内壁上。当油流的流速在0.7m/s时，析蜡温度为30―35℃。即使在正常的排量下外输，也会由于外输温度的逐渐降低，在管线末端，当油温低于析蜡点时，原油中就析出固体蜡晶，粘附在管内壁上，形成厚度不均匀的结蜡层，使管线内径逐渐变小。
21#放水站输油温度一般都在40℃以下，特别在冬季输油时，管线周围的土壤温度较低，那么输油管壁的温度也较低，管内壁越容易结蜡。
3管线内壁结蜡的判断方法
3.1 从地下管线总传热系数判断管线的散热和结蜡情况
当管线保温良好或油温接近周围地下土壤温度时，管线的散热量较小。但21#放水站距北十五联有800m的距离，不属于热油管线输送，但埋地管线已运行11年多了，保温层也不可能保温的很好，实际运行中，在终点一定要有温降。但从现场观察到的实测起终点温度来看，夏季起终点温度在36℃，冬季起终点温度在39℃，几乎没有温降。从这一点判断，管内壁周围可能结了蜡层，这层蜡层热阻很大，起到了很好的“保温层”的作用。
3.2 计算管内径当量法判断结蜡情况
管线在长时间运行中，由于种种原因会出现不正常现象，相同排量下外输回压增高，有时甚至蹩泵打不出油去，排除了其它原因和机械故障外，最后的判断就是这条管线可能结蜡了。
首先根据现场录取的流量、管径及在该输送温度下的粘度，求出雷诺数来判断流态。油田输油管线一般都在紊流光滑区。选择计算公式，由流态确定各项系数，最后计算出管线的当量直径。
下面以21#放水站外输管线为例，计算管内结蜡情况。根据表1，以160m3/h的排量为例，计算过程如下：
h=βQ(2-m).vm.L/d（5-m）
h：摩阻损失，m；
β：流态确定的指数；（紊流光滑区β取值0.0246，m取值0.25）
Q：流量，m3/s；
v：运动粘度，m2/s；
d：管线内径，m；
L：管线长度，m。
再与Φ273×7mm为光管时内直径相减除以2得出平均结蜡厚度
g=（d-d当）/2=（(259-205)/2=27mm
根据表1各流量下计算的结果可知，内径为259mm的Φ273×7mm管线到现在已变为直径约为205mm左右的Φ219×7mm的管线了。
21#放水站Φ273×7mm输油管线（800m）结蜡计算结果 表1
21#放水站Φ273×7mm输油管线（800m）压降比原来增加的倍数表2
为了解和掌握北十五联地区输油管线的运行情况，把北十五联至北二一的外输净化油管线（φ273×7mm）在现阶段的运行参数及结蜡情况进行统计，加以分析和判断，以便及时发现异常问题。
北十五联至北二一外输净化油Φ273×7mm管线运行参数统计表表3
根据表3统计，现阶段北十五联至北二一φ273×7mm输油管线畅通，管内壁结蜡轻微，运行正常。外输油管线的优化运行参数为，原油管线进站油温比原油凝固点高2―3℃最优，但为了避开结蜡高峰区，取进站油温在析蜡高峰区之上。所以，对于北十五联净化原油外输的最佳出站温度为49℃，去掉沿程温降约4℃左右，到终点北二一站的温度为45℃为佳。
根据目前北十五联的外输量，在180―190m3/h左右，由表3看出，在此排量下终点温度为42―43℃左右。这个温度既在析蜡点，又在蜡溶点之内，从多方面讲这个温度是比较安全的。
4管线结蜡的危害
4.1管线结蜡后要多耗电能
由于管内壁结蜡，使得管内流通面积减少。在同输量下，管线摩阻增加，可造成动力设备的负荷增加，要多耗电能。
根据能耗公式：
N= = 和W= N•t可计算出多耗的电能。
Q：泵排量,m3/h；
P1、P2：在相同流量下结蜡前后的回压，MPa；
T：结蜡后运行的时间，h；
N：结蜡后多耗的功率，kW；
W：多耗的电能，kW•h；
P= P2－P1
以21#放水站泵排量在160m3/h时，投产初期外输回压在0.33MPa,现在泵排量也在160m3/h时，回压0.48MPa多耗的电能如下：
N= =6.536kW
Wd=6.536×24=156.86kW•h
Wa=156.86×365=57253.9kW•h
计算可看出泵排量按160m3/h计，每年要多浪费掉57253.9kW•h。
4.2管线结蜡后还要多耗热能（天然气）
为了因流通面积减少而还要维持原来的输量,对满负荷运行的管线，就要提高管输原油运行温度来抵消因流通面积减少而增加的管线沿程摩阻，所以就得要多耗天然气来增加原油的温度，降低粘度来减少沿程摩阻。
4.3增加了运转设备的维修费用
管线由于结蜡，使得动力设备（特别是离心泵）在满负荷或在超负荷下长期运转，易造成运转设备的转动部件磨损，增加维修费用。
4.4管线内壁逐渐结蜡，如不注意加强管理和预防，最后将造成管线堵死，被迫停产，给企业带来重大的经济损失。
5管线结蜡的预防措施及治理
为了使管内壁不结蜡或少结蜡以及减缓结蜡的速度，延长管线的使用寿命，对转油站至北十五联的输油管线要采取预防结蜡措施。
5.1在输油温度上，要根据大庆原油油温与管壁结蜡强度的关系，掌握好输油温度。大庆原油属于高含蜡的易凝原油，含蜡在23―25%，根据大庆原油现场试验测得的管线结蜡强度可知，在30―45℃为结蜡高峰区，低于30℃，高于45℃时输送，管线中结蜡较轻微。但从另一方面考虑，大庆原油的蜡溶点综合考虑外输油的终点温度，应在35―42℃之间为佳。转油站应根据各站到北十五联的管长、输油量、温降等各项参数确定起点温度。就21#放水站而言，预热炉设计的出口温度仅为40℃，建议21#放水站把预热炉出口温度就控制在40℃为佳。
5.2在外输量上，各站要根据外输管线的结蜡程度，结合本站的来液量和污水处理量，合理选择外输含水油的输量。要尽量使外输含水油的流态在紊流光滑区内输送，防止过小排量在层流状态下长时间输送。
以21#放水站为例：外输管线为φ273×7mm，如今管内壁结蜡，内径当量已变为φ219×7mm的管线。如按φ219×7mm的管线输送时，外输泵排量要控制在180m3/h为佳，这时油流在管内的流速约为1.516m/s。因为当油流流速达到1.5m/s时，实验表明，管内就较少结蜡，因流速增大，油流的剪切速率增大，析出的蜡晶被油流带走，管内不易结蜡。
对21#放水站而言，目前在来液量不增加的情况下，对φ219×7mm的管线，输送能力也是够用的。8寸管线的经济输送能力在118.75―233.33m3/h,最大输送能力为307m3/h。
5.3在外输油含水上，一方面外输含水油水含率增大时，蜡沉积的速率要降低，另一方面原油在较低含水时算起，当原油的水逐渐增多时，粘度也升高，含水达到一定值时，粘度达到最大。当含水再进一步升高时，大量的乳化水滴又开始合并，使油水乳状液发生转相，即由“油包水”型转化为“水包油”型乳状液，这时水是外相，此乳状液粘度很小。同时乳化水游离出来后，还能润湿管壁而降低流动阻力。从这两方面来讲，对转油站到联合站的外输含水原油的输送，还是使原油的含水率高一点为佳，这样既能降低管线沉积蜡晶，又可减小流动的摩擦阻力。
5.4对结蜡的输油管线，可使用化学添加剂防蜡或利用掺水系统提高输油温度来治理管线结蜡。
6结论
6.1管线结蜡是多种因素共同作用的结果
21#放水站管线结蜡是由多种因素共同作用的结果，其中有输油温度的因素；有外输量的因素；有外输油含水率的因素。这三种因素同时作用，达到一定程度时，就造成了管线结蜡。
6.2加强管理，有效预防和治理
只要我们对输油管线结蜡问题高度重视，加强生产管理，制定相应的预防结蜡措施，就可使输油管线不结蜡或少结蜡。对于结蜡的输油管线，可使用化学添加剂防蜡或利用掺水系统提高输油温度。通过采取切实可行的措施，就可提高输油管线的使用寿命，确保联合站的安全生产。
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