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摘 要：输油管道内壁结蜡会导致原油通过能力下降，降低管道的运行效率，结蜡严重时将影响管道内检测的正常进行。合理的确定管道清管周期是保障管道安全、经济、优化运行的重要手段，本篇依据某保温原油管道运行数据，对某管道结蜡情况分析为管道清管作业风险防控提供理论指导
1管道内壁结蜡厚度的确定
1.1管道概况
某原油管道于2012年10月投产，全长561.23km，管径为Φ457mm，设计压力8Mpa/ 6.3Mpa，设计输量为500×104t/a，管道最小启输量230万吨/年。全线共设置6座站场、18座阀室。该原油管道为三层PE外加聚氨酯泡沫保温管加热输送的工艺运行方式。
1.2管道结蜡计算和过程分析
1.2.1当量直径相关计算公式
1.2.1.1管段间平均温度
TR—上站出站日平均温度 Tz —下站进站日平均温度 Tpj —管段间平均地温温度
1.2.1.2粘度
温度为t、t0时的运动粘度 u —粘度指数
1.2.1.3当量直径
HR—上站出站水头 HZ—下一站进站水头 Z△—上下站高程差
βm-经计算雷诺数为21225，β、m取值0.0246、0.25
1.2.2计算过程
2.2.1通过列宾综公式推导出管道当量直径计算公式
2.2.2运动粘度确定
根据某管道各站间进出站平均温度计算出站间管道内原油的平均温度；通过油田原油动力粘度测试数据查表，用内插法计算出与各管段内原油平均温度相对应动力粘度，利用粘度计算公式计算出对应的运动粘度。
2.2.3流态判别
依据实际的管道内径、运动粘度计算出雷诺数Re=21225，属于水力光滑区确定β、m取值分别为0.0246、0.25。
2.2.4确定管道各站间的水头
根据各站进出站压力计算沿线各点的水头
2.2.5统一单位将流量、高程、管道实长等基础数据带入当量直径计算公式，计算结蜡厚度。
1.2.3计算结果
1.2.3.1以2013年3月22日运行数据为例，由于当日前后10天内运行工况平稳，1号站、3号站、5号站加热炉运行，因此选取了1号站至3号站；3号站至5号站；5号站至6号站三段作为站间距进行了计算。
1.2.3.2 2013年3月至9月份数据统计
2管道结蜡的变化与规律
2.1管道内壁结蜡沿线分布
通过统计数据和图2可以看出在1#站、3号站、5号站加热炉运行的情况下，总体上管道结蜡厚度从首站至末站呈上升趋势。其中首站到3号站结蜡厚度随着管道延伸缓慢增加；5号站至6号站结蜡厚度随着管道延伸快速增加。
造成上述结果有两个原因。5号站到6号站管道向周围土壤散发热量快，主要原因该段穿越黄河，该段属于平原地下水位较高。管道向周围传递热量的热阻小，经过计算该段传热系数高于上游管段的近30%是形成5号站至6号站结蜡较上游增加明显的一个主要原因；另外一个原因该加热管道距离短，5号站加热原油出站温度低于首站和3号站的出站加热温度。输送过程中处在析蜡区间的时间较长也是其中的一个原因。
2.2影响管道内壁结蜡便于控制的主要因素
2.2.1温度对管道结蜡影响
以该管输原油析蜡曲线报告为参考，该图原油析蜡点在31.36℃，在-19.7℃至31.36℃是析蜡区间，1#站出站温度在55℃以上，原油到达2号站的温度在35℃以上，1号站到2号站的结蜡厚度在3mm以下，1号站到3号站的结蜡主要集中在2号站到3号站的管路上； 5号站原油出站温度控制在40℃以下，该段处在析蜡区间的长度明显高于上游管路。
管道结蜡随着原油加热温度的升高而下降，图1可以看出2013年6月25至7月23日和8月20日到9月17日沿线原油提温，三段管道结蜡厚度明显下降，这说明原油温度的提高对管道内壁结蜡有明显的化蜡效果。
2.2.2流量对管道结蜡影响
在原油出站温度不发生变化的前提下提高原油的排量可以提高下一站原油进站温度，从而可以缩短原油在析蜡区间的停留时间和管段距离减少蜡质的聚合和附着力降低结蜡厚度，通过温降公式计算可以证明该结论。
排量的增大提高了管道内原油流速，使层流边层厚度减小，油流动能增加，快速的油流对低分子附着能力弱的蜡质具有一定的冲刷效果。图1的流量趋势变化与结蜡厚度对可以看出随着流量的上升结蜡厚度呈下降趋。
3管道清管的风险
3.1该管道各站站间距长是非保温管线的2.5倍，同样油品和工况下运行管道析蜡数量大大高出其他管道，增加了清管的风险。
3.2该管道没有返输功能清管发生蜡堵应急处置措施手段欠缺。
3.3该管道多处于沙漠、丘陵地段没有伴行路一旦发生蜡堵抢修机具设备进入困难。
3.4该管道是泵到泵的密闭输送管道，中间站没有设置应急的旁接储油罐，末站没有设置储油罐，清管时清管器前端推送的蜡质没有办法从管道中取出，五百多公里管线内的蜡只能一直推送到末站。管道清管时易发生停输、蜡堵事故。
3.5管道建设过程中没有清除干净的泥沙杂质会在蜡质的裹挟下被清出，沿线管道内杂质堆积到末站会对精密的计量设备造成损伤。
3.6该管道截止到2014年2月份管道已经运行了14个月，聚合附着在管壁上的高分子蜡质会随着时间的推移而增加，清管周期越长风险越大。
3.7 5号站压力调节阀没有投运，3号站到6号站327公里的管道只能依靠3号站出站和6号站压力调节阀进行调节，控制难度大。
4风险防控与消减
4.1清管前在管道允許的情况下提高原油的温度、排量对管道内壁蜡质进行冲刷和化蜡；提高管道周围土壤的蓄热能力为抢修提供更长停输时间
4.2清管作业运行由调控中心统一调度、统一指挥保证指令准确下达执行得力。
4.3抢修队伍设备机具准备充分，提前做好练兵和演练。确保出现险情能够快速反应，排险及时。
4.4清管作业前要进行精密的计算，保证各站间管段的结蜡厚度不超过5mm。
4.5选择过盈量较小、多导流孔的清管器以提高清管器的通过能力。
4.6 清管作业选取结蜡较少、上下站有输油泵、抢修队伍设备容易进
入开展抢修的站间进行清管测试，评估清管措施是否充分有效。
1管道内壁结蜡厚度的确定
1.1管道概况
某原油管道于2012年10月投产，全长561.23km，管径为Φ457mm，设计压力8Mpa/ 6.3Mpa，设计输量为500×104t/a，管道最小启输量230万吨/年。全线共设置6座站场、18座阀室。该原油管道为三层PE外加聚氨酯泡沫保温管加热输送的工艺运行方式。
1.2管道结蜡计算和过程分析
1.2.1当量直径相关计算公式
1.2.1.1管段间平均温度
TR—上站出站日平均温度 Tz —下站进站日平均温度 Tpj —管段间平均地温温度
1.2.1.2粘度
温度为t、t0时的运动粘度 u —粘度指数
1.2.1.3当量直径
HR—上站出站水头 HZ—下一站进站水头 Z△—上下站高程差
βm-经计算雷诺数为21225，β、m取值0.0246、0.25
1.2.2计算过程
2.2.1通过列宾综公式推导出管道当量直径计算公式
2.2.2运动粘度确定
根据某管道各站间进出站平均温度计算出站间管道内原油的平均温度；通过油田原油动力粘度测试数据查表，用内插法计算出与各管段内原油平均温度相对应动力粘度，利用粘度计算公式计算出对应的运动粘度。
2.2.3流态判别
依据实际的管道内径、运动粘度计算出雷诺数Re=21225，属于水力光滑区确定β、m取值分别为0.0246、0.25。
2.2.4确定管道各站间的水头
根据各站进出站压力计算沿线各点的水头
2.2.5统一单位将流量、高程、管道实长等基础数据带入当量直径计算公式，计算结蜡厚度。
1.2.3计算结果
1.2.3.1以2013年3月22日运行数据为例，由于当日前后10天内运行工况平稳，1号站、3号站、5号站加热炉运行，因此选取了1号站至3号站；3号站至5号站；5号站至6号站三段作为站间距进行了计算。
1.2.3.2 2013年3月至9月份数据统计
2管道结蜡的变化与规律
2.1管道内壁结蜡沿线分布
通过统计数据和图2可以看出在1#站、3号站、5号站加热炉运行的情况下，总体上管道结蜡厚度从首站至末站呈上升趋势。其中首站到3号站结蜡厚度随着管道延伸缓慢增加；5号站至6号站结蜡厚度随着管道延伸快速增加。
造成上述结果有两个原因。5号站到6号站管道向周围土壤散发热量快，主要原因该段穿越黄河，该段属于平原地下水位较高。管道向周围传递热量的热阻小，经过计算该段传热系数高于上游管段的近30%是形成5号站至6号站结蜡较上游增加明显的一个主要原因；另外一个原因该加热管道距离短，5号站加热原油出站温度低于首站和3号站的出站加热温度。输送过程中处在析蜡区间的时间较长也是其中的一个原因。
2.2影响管道内壁结蜡便于控制的主要因素
2.2.1温度对管道结蜡影响
以该管输原油析蜡曲线报告为参考，该图原油析蜡点在31.36℃，在-19.7℃至31.36℃是析蜡区间，1#站出站温度在55℃以上，原油到达2号站的温度在35℃以上，1号站到2号站的结蜡厚度在3mm以下，1号站到3号站的结蜡主要集中在2号站到3号站的管路上； 5号站原油出站温度控制在40℃以下，该段处在析蜡区间的长度明显高于上游管路。
管道结蜡随着原油加热温度的升高而下降，图1可以看出2013年6月25至7月23日和8月20日到9月17日沿线原油提温，三段管道结蜡厚度明显下降，这说明原油温度的提高对管道内壁结蜡有明显的化蜡效果。
2.2.2流量对管道结蜡影响
在原油出站温度不发生变化的前提下提高原油的排量可以提高下一站原油进站温度，从而可以缩短原油在析蜡区间的停留时间和管段距离减少蜡质的聚合和附着力降低结蜡厚度，通过温降公式计算可以证明该结论。
排量的增大提高了管道内原油流速，使层流边层厚度减小，油流动能增加，快速的油流对低分子附着能力弱的蜡质具有一定的冲刷效果。图1的流量趋势变化与结蜡厚度对可以看出随着流量的上升结蜡厚度呈下降趋。
3管道清管的风险
3.1该管道各站站间距长是非保温管线的2.5倍，同样油品和工况下运行管道析蜡数量大大高出其他管道，增加了清管的风险。
3.2该管道没有返输功能清管发生蜡堵应急处置措施手段欠缺。
3.3该管道多处于沙漠、丘陵地段没有伴行路一旦发生蜡堵抢修机具设备进入困难。
3.4该管道是泵到泵的密闭输送管道，中间站没有设置应急的旁接储油罐，末站没有设置储油罐，清管时清管器前端推送的蜡质没有办法从管道中取出，五百多公里管线内的蜡只能一直推送到末站。管道清管时易发生停输、蜡堵事故。
3.5管道建设过程中没有清除干净的泥沙杂质会在蜡质的裹挟下被清出，沿线管道内杂质堆积到末站会对精密的计量设备造成损伤。
3.6该管道截止到2014年2月份管道已经运行了14个月，聚合附着在管壁上的高分子蜡质会随着时间的推移而增加，清管周期越长风险越大。
3.7 5号站压力调节阀没有投运，3号站到6号站327公里的管道只能依靠3号站出站和6号站压力调节阀进行调节，控制难度大。
4风险防控与消减
4.1清管前在管道允許的情况下提高原油的温度、排量对管道内壁蜡质进行冲刷和化蜡；提高管道周围土壤的蓄热能力为抢修提供更长停输时间
4.2清管作业运行由调控中心统一调度、统一指挥保证指令准确下达执行得力。
4.3抢修队伍设备机具准备充分，提前做好练兵和演练。确保出现险情能够快速反应，排险及时。
4.4清管作业前要进行精密的计算，保证各站间管段的结蜡厚度不超过5mm。
4.5选择过盈量较小、多导流孔的清管器以提高清管器的通过能力。
4.6 清管作业选取结蜡较少、上下站有输油泵、抢修队伍设备容易进
入开展抢修的站间进行清管测试，评估清管措施是否充分有效。