塔河9区高含蜡集输管道清蜡周期预测及清蜡方案优选

塔河9区高含蜡集输管道清蜡周期预测及清蜡方案优选
梁光川;宋泞杉;叶帆;周军;马骐
【摘要】塔河油田9区生产层系为奥陶系,属于凝析气藏,原油为凝析油,具有低密度、低黏度、低含硫量、低沥青质含量、高含蜡量、高凝固点的特点.9区目前有4条管道存在结蜡现象,由于管道介质为油气水三相复杂流动,现有室内实验难以确定清蜡周期,且无类似经验可借鉴.通过利用OLGA软件模拟管道蜡沉积、Pipesim软件模拟不同结蜡厚度下管道压降,预测得到清蜡周期,基于技术可行性分析与经济性对比,推荐管段TK916、TK915-8采用热油清蜡;管段S101、TK915-6采用提高加热炉出口温度的清蜡方式,为塔河9区降低蜡堵风险提供了经济、可行的解决方法,并可为高含蜡、高凝点、复杂多相流动下的集输管道清蜡提供借鉴.
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2018(037)004
【总页数】6页(P42-47)
【关键词】集输管道;清蜡周期;数值模拟;清蜡方案;可行性分析;经济性对比
【作者】梁光川;宋泞杉;叶帆;周军;马骐
【作者单位】西南石油大学石油与天然气工程学院;西南石油大学石油与天然气工程学院;中国石化西北油田分公司;西南石油大学石油与天然气工程学院;西南石油大学石油与天然气工程学院
【正文语种】中文
塔河9区位于新疆塔里木盆地西北部，生产层为奥陶系，属凝析气藏，原油为凝
析油，具有四低（密度、黏度、含硫量和沥青质含量）、两高（含蜡量和凝固点）特点，平均含蜡量27.9%，平均凝固点29.69℃，最高凝固点达48℃。

天然气、
凝析油、采出水自单井产出，经加热、计量后由井口混输送至处理厂，由于冬季地温低至5℃，部分管内流体在输送过程中运行温度低于析蜡点，此时蜡从凝析油中结晶析出附着在管壁上，管壁结蜡层的增加使管道流通截面逐渐减少，输量不变时摩阻增大，增加了输油成本。

塔河9区相比辽河油田、大庆油田、中原油田，具有含蜡量高、凝固点高[1-2]，
且呈油气水三相复杂流动的特点，因此不能直接借鉴其他油田的清蜡周期预测方法，需要进一步探究。

本文模拟塔河9区集输管道蜡沉积环境，利用软件模拟得到管
道蜡沉积分布，以此确定清蜡周期，基于技术可行性分析与经济性对比，为塔河9区高含蜡集输管道清蜡方案优选提供了经济、可行的解决方案。

1 集输管道运行概况
塔河9区站外配套工程包括T901高压计量阀组1座，下辖单井管道8根，通过
调研得到各管道起点、终点的温度和压力，如表1所示。

表1 各管道温度、压力及管输流体性质管段TK915—阀组TK916—阀组S101—
阀组TK915-3—阀组TK915-4—阀组TK915-5—阀组TK915-6—阀组TK915-8—阀组阀组—处理厂起点压力/MPa 7.16 7.15 7.50 7.10 7.52 6.83 7.03 7.20 6.90终点压力/MPa 6.54 6.59 6.51 6.96 6.35 6.44 6.69 6.57 5.00起点温度
/℃58.83 49.66 58.66 58.21 63.25 68.52 53.79 58.88 63.00终点温度/℃37.50 32.83 44.11 56.37 59.83 50.93 41.40 36.93 47.00含蜡量/%4.96 18.22 23.23 10.00 18.16 5.03 16.45 38.37 25.54析蜡点/℃33.0 44.9 52.1 17.5 27.5 36.1 43.5 49.7 46.2
通过对集输管道运行概况调研，得到TK916、S101、TK915-6、TK915-8这4条管道的终点温度低于析蜡点，会有蜡结晶析出造成管道的堵塞。

2 清蜡周期预测
基于OLGA软件组分模型、实际管道参数与环境参数，建立塔河9区冬季集输管
道蜡沉积模型，模拟出现蜡沉积的4条管道在运行半个月、1个月后的管道蜡沉积情况。

环境基本参数中冬季地温为5℃，管道传热系数为6.8 kJ/（h·m2·℃），管道基本参数如表2所示。

模拟得到管道蜡沉积情况如图1～图8所示。

2.1 TK916管道
OLGA软件模拟得到TK916至阀组管道运行半个月后最大蜡沉积厚度为1.723 mm，运行1个月后最大蜡沉积厚度为3.03 mm（图1）。

蜡沉积会导致管道流
通截面积减小，进一步增大压降，利用Pipesim软件模拟得到不同蜡沉积厚度下
管道压降情况，当最大蜡沉积厚度达到6 mm时，压降超过2 MPa（图2），此
时压降过大，需要进行清蜡，确定清蜡周期为59天。

图1 TK916至阀组单井管道运行半个月、1个月蜡沉积情况
图2 TK916至阀组单井管道不同结蜡厚度对压降影响
2.2 S101管道
OLGA软件模拟得到S101至阀组管道运行半个月后最大蜡沉积厚度为1.738 mm，运行1个月后最大蜡沉积厚度为3.16 mm（图3）。

当最大蜡沉积厚度达到4 mm时，压降超过2 MPa（图4），此时压降过大，需要进行清蜡，确定清蜡周
期为35天。

图3 S101至阀组单井管道运行半个月、1个月蜡沉积情况
表2 管道及输量基本参数管段TK916 S101 TK915-6 TK915-8管规格/mm
Φ89×5 Φ89×5 Φ76×7 Φ89×8长度/km 0.95 3.2 1.7 4.5保温材质玻璃钢管玻
璃钢管双金属复合管双金属复合管保温厚度/mm 30 30 30 30管输液量/（t·d-1）
17.20 26.98 23.47 36.67管输气量/（m3·d-1）48 324 63 849 33 154 4 405含水/%10.20 0.00 8.30 14.50
图4 S101至阀组单井管道不同结蜡厚度对压降影响
2.3 TK915-6管道
OLGA软件模拟得到TK915-6至阀组管道运行半个月后最大蜡沉积厚度为1.548 mm，运行1个月后最大蜡沉积厚度为3.067 mm（图5）。

当最大蜡沉积厚度达到6 mm时，压降超过2 MPa（图6），此时压降过大，需要进行清蜡，确定清蜡周期为58天。

图5 TK915-6至阀组单井管道运行半个月、1个月蜡沉积情况
图6 TK915-6至阀组单井管道不同结蜡厚度对压降影响
2.4 TK915-8管道
OLGA软件模拟得到TK915-8至阀组管道运行半个月后最大蜡沉积厚度为1.713 mm，运行1个月后最大蜡沉积厚度为3.117 mm（图7）。

当最大蜡沉积厚度达到4 mm时，压降超过2 MPa（图8），此时压降过大，需要进行清蜡，确定清蜡周期为38天。

综上，基于OLGA软件模拟蜡沉积情况、Pipesim模拟蜡沉积厚度对压降影响，确定了4条管道清蜡周期TK916为59天、S101为35天、TK915-6为58天、TK915-8为38天。

图7 TK915-8至阀组单井管道分别运行半个月、1个月蜡沉积情况
图8 TK915-8至阀组单井管道不同结蜡厚度对压降影响
3 清蜡方案对比优选
3.1 技术可行性分析
目前常用清蜡方法有机械清蜡、热油清蜡、化学清蜡、集肤效应电伴热、提高加热炉出口温度等[3-5]。

3.1.1 热油清蜡
该方法是利用热油携带的热量把管线内壁的蜡溶解冲洗掉，蜡质随热油一起进入热油储罐[6-7]。

热油为稀油，清蜡需热油罐车，其自带的锅炉把罐车里的稀油加热到指定温度后，经热油罐车自带的高压柱塞泵打压进入管线扫线，清除管线内壁的蜡质，保证管线畅通。

由于管线中凝析油的含蜡一般为C16～C30的石蜡，其熔点范围为40～65℃[5]，因此将热油加热到75℃。

利用Aspen HYSYS模拟热油清蜡过程（图9），得到各管道热油清蜡参数，如表3所示。

图9 Aspen HYSYS模拟热油清蜡
表3 各管道热油清蜡参数管段TK916 S101 TK915-6 TK915-8管道长度/m 950 3 200 1 700 4 500清蜡用油/m3 80 243 92 436热油出口温度/℃75 75 75 75泵压/MPa 9.0 9.0 9.0 9.0
3.1.2 提高加热炉出口温度
通过提高加热炉出口温度来提高整体管道运行的温度，以保证管道终点温度高于析蜡点。

利用Aspen HYSYS软件对管线、水套加热炉进行模拟（图10）。

由HYSYS计算可得，当能量流为200 kW时，热效率取为75%，加热炉最大可将流体加热至104.4℃，由于水套加热炉的加热介质为水，因此根据现场情况加热炉最大出口温度取为75℃，模拟得到4条管道所需加热炉出口温度，如表4所示。

由计算结果可知，对于TK915-8管道需要加热炉出口温度提高到79.02℃，高于加热炉最大出口温度，因此该方法不适用于TK915-8管道。

图10 Aspen HYSYS模拟计算加热炉出口温度
表4 各管道所需加热炉出口温度管段TK916 S101 TK915-6 TK915-8原加热炉出口温度/℃49.66 58.66 53.79 58.88管道终点温度/℃32.83 44.11 41.40 36.93措施后加热炉出口温度/℃66.81 69.12 55.67 79.02管道终点温度/℃45.0 52.3 43.7 49.8析蜡点/℃44.9 52.1 43.5 49.7耗能/kW 39.9 29.8 8.5 47.7
3.1.3 集肤效应电伴热
该方法利用交流电通过导体电流集中在导体内表面流过，在管壁电阻作用下通过电流发热，以此保持管道温度，而管道外表面电压、电流为零，自身形成绝缘结构，使流体在管道内安全可靠地输送[8]。

由于TK916、S101为非金属管道，因此不
能采用该方法。

通过计算管道热损失，得到TK915-6、TK915-8管道采用该方法
所需电伴热带功率如表5所示。

表5 集肤效应电伴热参数管段TK915-6 TK915-8管道热损失/（W·m-1）17.3 22.3加热效率/%60 60耗能/kW 7.5 45.6
3.1.4 机械清蜡
机械清蜡是利用清管器的摩擦、刮削作用，使结蜡剥离破碎然后被油流携带离开。

部分清管器则利用泄漏流体产生的冲力对管壁上的结蜡及污垢产生冲刷、粉化作用从而实现清洗目的[9-10]。

由于塔河9区管线为弹性敷设，且沿途地形起伏较大，热胀冷缩可能会使管线的一些部位出现较大的变形情况，如果冬季冒然进行通球清管，则可能导致球被卡住，而要取出球来，必须首先扫线然后切割管线才能取出清管球，风险较大，因此不建议采用此方法。

3.1.5 结果分析
综上所述，4条管道清蜡方式的可行性分析结果如表6所示。

表6 管道清蜡方式可行性分析管段TK916 S101 TK915-6 TK915-8热油清蜡可行可行可行可行机械清蜡不可行不可行不可行不可行提高加热炉出口温度可行可行可行不可行集肤效应电伴热不可行不可行可行可行
3.2 经济性对比
3.2.1 TK916管道
对于TK916管道可采用提高加热炉出口温度和热油清蜡两种方法对管线进行清蜡，两种方法的投资及能耗对比如表7所示，管道运行期间清蜡费用如图11所示。

表7 TK916管道清蜡投资及能耗对比项目提高加热炉出口温度热油清蜡一次投资/万元0 45年消耗量电能39.9 kW稀油488 m3 20年总投资/万元233 93
图11 TK916管道运行期间清蜡费用
可以看出热油清蜡费用更低，因此建议TK916管道采用热油清蜡。

3.2.2 S101管道
对于S101管道可采用提高加热炉出口温度和热油清蜡两种方法对管线进行清蜡，两种方法的投资及能耗对比如表8所示，管道运行期间清蜡费用如图12所示。

表8 S101管道清蜡投资及能耗对比项目提高加热炉出口温度热油清蜡一次投资/万元0 45年消耗量电能29.8 kW稀油2 430 m3 20年总投资/万元174 288
图12 S101管道运行期间清蜡费用
可以看出，提高加热炉出口温度方法费用更低，且操作简单，更为安全，因此建议S101管道采用提高加热炉出口温度的方法。

3.2.3 TK915-6管道
对于TK915-6管道可采用集肤效应电伴热、提高加热炉出口温度和热油清蜡三种方法对管线进行清蜡，三种方法的投资及能耗对比如表9所示，管道运行期间清蜡费用如图13所示。

表9 TK915-6管道清蜡投资及能耗对比项目集肤效应电伴热提高加热炉出口温度热油清蜡一次投资/万元7.9 0 45年消耗量电能7.5 kW电能8.5 kW稀油570
m3 20年总投资/万元139.9 49.6 102
图13 TK915-6管道运行期间清蜡费用
可以看出，提高加热炉出口温度方法费用更低，且操作简单，更为安全，因此建议TK915-6管道采用提高加热炉出口温度的方法。

3.2.4 TK915-8管道
对于TK915-6管道可采用集肤效应电伴热和热油清蜡两种方法对管线进行清蜡，
两种方法的投资及能耗对比如表10所示，管道运行期间清蜡费用如图14所示。

表10 TK915-8管道清蜡投资及能耗对比项目集肤效应电伴热热油清蜡一次投资/
万元68 45年消耗量电能45.6 kW稀油4 360 m3 20年总投资/万元868.0 481.0
图14 TK915-8管道运行期间清蜡费用
可以看出，热油清蜡费用更低，因此建议TK915-8管道采用热油清蜡。

4 总结及建议
（1）通过调研塔河9区站外T901阀组下辖8条集输管道运行情况，分析得到
TK916、S101、TK915-6、TK915-8 4条管道出现蜡沉积时需要采取的清蜡措施。

（2）集输管道内流体呈油气水三相复杂流动，无法通过室内实验快速、准确地确定清蜡周期，采用OLGA软件模拟管道蜡沉积情况、Pipesim软件模拟结蜡厚度
对压降的影响，确定TK916、S101、TK915-6、TK915-8 4条管道清蜡周期分别为59、35、58、38天。

（3）通过调研常用清蜡方式，结合管道材质、运行工况进行可行性分析，确定各管道可行的清蜡方案，并计算、模拟得到关键参数。

（4）基于可行性分析，对4条管道清蜡方案经济性进行对比分析，推荐TK916、TK915-8采用热油清蜡，S101、TK915-6采用提高加热炉出口温度的清蜡方式。

（5）预测得到的清蜡周期并不是一成不变的，流体组分、气油比、含水量以及周围环境的变化都会影响结蜡情况，因此还需要对管线运行进行实时监控，并根据流体性质不断修正模拟模型，确定更接近实际的清蜡周期，以最大程度地保障管道安全运行。

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