基于质量流变化的输油管道轴向蜡沉积分布规律判断方法与流程

本发明属于油品管道运输技术领域，具体涉及一种基于质量流变化的输油管道轴向蜡沉积分布规律判断方法。

背景技术：

管输系统中蜡沉积的发生会导致管道的有效流通面积减小，增大输送摩擦阻力，输送压力升高，降低管道的输送能力，严重时甚至会发生蜡堵事故，大大增加了含蜡原油输送的难度和风险，造成巨大的经济损失。因此，管流蜡沉积一直是国内外石油工业研究的重点和热点问题。

目前，在工程上清管是缓解管输蜡沉积层过厚问题的一种有效方法。但是，如何快速合理的确定清管周期是管道安全经济运行的关键。要确定合理的清管周期，首先要充分掌握管道沿线的蜡沉积厚度分布，故预测管道沿线蜡沉积层厚度分布就显得尤为重要。目前已经存在的蜡沉积预测方法，主要集中了蜡沉积动力学模型，即基于分子扩散理论，考虑蜡沉过程中温度、流速等其因素的影响，建立相关蜡沉积预测模型。

不管是含蜡原油的实际管道输送还是室内外的实验模拟系统，操作温度都是影响蜡沉积形成与否和厚度的重要因素，也是蜡沉积研究的热点问题。因此，国内外学者针对温度对蜡沉积的影响进行了大量的室内实验研究，并取得了一些成果。虽然许多学者研究了温度对蜡沉积规律的影响，但是仍存在分歧，没有统一的结论：式中一部分认为油壁温差增大会导致蜡沉积量增多，一部分则认为油壁温差增大会使得蜡沉积量减少。造成这一现状的原因主要有以下几点：(1)实验装置差异。目前蜡沉积的研究主要采用冷指、冷板和环道三种实验装置，环道装置能够近似地模拟实际管流条件下的蜡沉积情况，但冷指和冷板装置以其操作简单，所需实验油样少的特点也被广泛使用；(2)油品性质不同。国外研究者一般多采用轻质油或者按不同比例配制的模拟油，而国内学者一般都用现场的含蜡原油，含蜡量较高；(3)沉积时间不同。不同的实验者根据油品或实验要求设定的沉积时间不同，但是沉积过程是一个缓慢变化的过程，因此不同的沉积时间会导致蜡沉积量的不同；(4)实验温度选取不同。这一现象也导致在工程上评估蜡沉积沿输油管线分布时出现偏差。

因此，本发明提出了一种基于质量流变化的输油管道轴向蜡沉积分布规律判断方法。

技术实现要素：

为了克服上述现有技术存在的不足，本发明提供了一种基于质量流变化的输油管道轴向蜡沉积分布规律判断方法。

为了实现上述目的，本发明提供如下技术方案：

基于质量流变化的输油管道轴向蜡沉积分布规律判断方法，包括以下步骤：

步骤1、选择输油管线，测量输油管线及化验油品的相关参数；

步骤2、结合实际工况条件，基于现场scada系统采集油品的温度数据；

步骤3、将采集的温度数据带入传热关系公式(1)，计算在输油管线初期没有发生沉积时的实际壁面温度twall；

式中，u—测试段总传热系数，w/(m²·℃)；αin—油流到壁面的放热系数，w/(m²·℃)；to—油流的温度，℃；tc—冷却液的温度，℃；

步骤4、结合相关参数，根据实际壁面温度公式(2)计算在实际壁面温度twall条件下的蜡分子扩散系数dwo,wall；

式中，μ—油流在温度为t0时的粘度值，pa·s；—蜡分子的平均相对分子量，ρw—蜡分子的平均密度，kg/m³；

步骤5、根据油品的溶解度曲线得到蜡分子在油流和管壁处的浓度coil、cwall，继而计算得到蜡分子在油壁处的浓度差coil－cwall；

步骤6、根据公式jwax＝dwo,wall(coil－cwall)计算蜡分子的质量流jwax；

如果质量流增大，则沉积层厚度增加，否则沉积层厚度减小。

优选地，所述步骤3中输油管线的实际壁面温度的获取包括以下步骤：

步骤a、按照经典的分子扩散方程式(3)，蜡沉积的形成主要取决于分子扩散系数——蜡分子扩散效率、温度浓度梯度(蜡在原油中溶解度曲线的斜率)——蜡分子的沉积能力、温度梯度——蜡分子的扩散动力三个因素；

式中：—单位时间内扩散到管壁处的蜡分子质量，kg/s；ρw—蜡分子的平均密度，kg/m³；dm—原油中蜡分子的扩散系数，m²/s；a—沉积面积，m²；—蜡在原油中的溶解度系数，1/℃；—径向温度梯度，℃/m；

步骤b、对公式(3)进行化简，获得蜡分子的质量流jwax，

式中，tinterface指界面处的温度，interface指界面处；

步骤c、蜡沉积层厚度的增长由蜡分子在壁面处的对流扩散质量流jwax决定，且在计算未形成沉积层前的质量流时，将式(4)变形简化为式(5)来计算未发生沉积时的质量流，

jwax＝dm,wall(coil-cwall)(5)

式中，dm,wall为实际壁面温度twall下的蜡分子扩散系数；

步骤d、通过hayduk-minhas关系式计算，如式(6)所示，

式中，coil—油流主体温度to下的蜡分子浓度；cwall—实际壁面温度twall下的蜡分子浓度；μ—油流在温度为t0时的粘度值，pa·s；—蜡分子的平均相对分子量；

步骤e、在热量传递的计算中，测试段的能量传递是一个稳态过程，不考虑测试段散失到空气中的热量，油流所散失的热量和冷却液吸收的热量相等，不考虑油流流动过程中的摩擦生热，由热平衡关系可得出测试段的总传热系数的计算公式为：

式中，u—测试段总传热系数，w/(m²·℃)；αin—油流到壁面的放热系数，w/(m²·℃)；αout—内管外壁到冷却液的放热系数，w/(m²·℃)；λp—管材的导热系数，w/(m·℃)，钢管的导热系数在46-50w/(m·℃)之间；din—内管的内管径，m；dout—内管的外管径，m；

油流-壁面处的温度梯度可按照测试管段的热平衡关系求得，

式中，—油流与壁面沿径向的温度梯度，℃/m；to—油流的温度，℃；tc—冷却液的温度，℃；λoil—油流的导热系数，w/(m·℃)；

壁面处的温度可以由测试段的总传热系数计算得到：

式中，twall—壁面处的实际温度，℃。

优选地，所述输油管线的相关参数包括管径、导热系数；所述油品的相关参数包括密度、分子量、溶解度、粘度。

本发明提供的基于质量流变化的输油管道轴向蜡沉积分布规律判断方法利用经典的分子扩散理论，基于现场scada系统采集的温度数据，通过计算蜡分子扩散质量流，提出了如何判断温度对沉积层规律影响的方法及步骤，实现管道沿线蜡沉积分布的时时在线快速评估，提高了清管方案制定的效率，缩短了输油管线清管周期计算的时间，提高了输油管线运行的安全性。

附图说明

图1为本发明实施例1的基于质量流变化的输油管道轴向蜡沉积分布规律判断方法的流程图；

图2为含蜡原油蜡浓度-温度曲线；

图3为含蜡原油粘温曲线。

具体实施方式

为了使本领域技术人员更好的理解本发明的技术方案并能予以实施，下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。

实施例1

本发明提供了一种基于质量流变化的输油管道轴向蜡沉积分布规律判断方法，具体如图1所示，包括以下步骤：

步骤1、选择输油管线，测量输油管线及化验油品的相关参数；

本实施例中，输油管线的相关参数包括管径、导热系数；油品的相关参数包括密度、分子量、溶解度、粘度；

步骤2、结合实际工况条件，基于现场scada系统采集油品的温度数据；

步骤3、将采集的温度数据带入传热关系公式(1)，计算在输油管线初期没有发生沉积时的实际壁面温度twall；

式中，u—测试段总传热系数，w/(m²·℃)；αin—油流到壁面的放热系数，w/(m²·℃)；to—油流的温度，℃；tc—冷却液的温度，℃；

步骤4、结合相关参数，根据实际壁面温度公式(2)计算在实际壁面温度twall条件下的蜡分子扩散系数dwo,wall；

式中，μ—油流在温度为t0时的粘度值，pa·s；—蜡分子的平均相对分子量，ρw—蜡分子的平均密度，kg/m³；

步骤5、根据油品的溶解度曲线得到蜡分子在油流和管壁处的浓度coil、cwall，继而计算得到蜡分子在油壁处的浓度差coil－cwall；

步骤6、根据公式jwax＝dwo,wall(coil－cwall)计算蜡分子的质量流jwax；

如果质量流增大，则沉积层厚度增加，否则沉积层厚度减小。

上述计算结果中，质量流jwax的最大值对应沉积层厚度的最大值。在实际管输中，已知油品的首站出站温度，通过现场数据采集系统scada得到沿程温度分布，然后按照上述计算过程得到输油管线未发生沉积时沿线的蜡分子质量流，继而从中寻找出最大质量流对应的温度点或温度区，相对应的沿程位置即为管输过程中沉积层最厚的位置点，即可依据此点的沉积量制定相应清管方案。

进一步地，本实施例中，步骤3中输油管线的实际壁面温度的获取包括以下步骤：

步骤a、按照经典的分子扩散方程式(3)，蜡沉积的形成主要取决于分子扩散系数——蜡分子扩散效率、温度浓度梯度(蜡在原油中溶解度曲线的斜率)——蜡分子的沉积能力、温度梯度——蜡分子的扩散动力三个因素；

式中：—单位时间内扩散到管壁处的蜡分子质量，kg/s；ρw—蜡分子的平均密度，kg/m³；dm—原油中蜡分子的扩散系数，m²/s；a—沉积面积，m²；—蜡在原油中的溶解度系数，1/℃；—径向温度梯度，℃/m；

步骤b、对公式(3)进行化简，获得蜡分子的质量流jwax，

式中，tinterface指界面处的温度，interface指界面处；

步骤c、蜡沉积层厚度的增长由蜡分子在壁面处的对流扩散质量流jwax决定，且在计算未形成沉积层前的质量流时，将式(4)变形简化为式(5)来计算未发生沉积时的质量流，

jwax＝dm,wall(coil-cwall)(5)

式中，dm,wall为实际壁面温度twall下的蜡分子扩散系数；

步骤d、通过hayduk-minhas关系式计算，如式(6)所示，

式中，coil—油流主体温度to下的蜡分子浓度，根据含蜡原油的dsc数据进行计算得到蜡分子在原油中的溶解度曲线，如图2所示；cwall—实际壁面温度twall下的蜡分子浓度；μ—油流在温度为t0时的粘度值，pa·s，含蜡原油的粘度曲线如图2所示，含蜡原油粘温曲线如图3所示；—蜡分子的平均相对分子量；

步骤e、在热量传递的计算中，测试段的能量传递是一个稳态过程，不考虑测试段散失到空气中的热量，油流所散失的热量和冷却液吸收的热量相等，不考虑油流流动过程中的摩擦生热，由热平衡关系可得出测试段的总传热系数的计算公式为：

式中，u—测试段总传热系数，w/(m²·℃)；αin—油流到壁面的放热系数，w/(m²·℃)；αout—内管外壁到冷却液的放热系数，w/(m²·℃)；λp—管材的导热系数，w/(m·℃)，钢管的导热系数在46-50w/(m·℃)之间；din—内管的内管径，m；dout—内管的外管径，m；

油流-壁面处的温度梯度可按照测试管段的热平衡关系求得，

式中，—油流与壁面沿径向的温度梯度，℃/m；to—油流的温度，℃；tc—冷却液的温度，℃；λoil—油流的导热系数，w/(m·℃)；

壁面处的温度可以由测试段的总传热系数计算得到：

式中，twall—壁面处的实际温度，℃；

通过计算、比较质量流jwax随温度的变化情况就可以得出蜡沉积层厚度随温度的变化规律。

本实施例提供的基于质量流变化的输油管道轴向蜡沉积分布规律判断方法利用经典的分子扩散理论，基于现场scada系统采集的温度数据，通过计算蜡分子扩散质量流，提出了如何判断温度对沉积层规律影响的方法及步骤，实现管道沿线蜡沉积分布的时时在线快速评估，提高了清管方案制定的效率，缩短了输油管线清管周期计算的时间，提高了输油管线运行的安全性。

以上所述实施例仅为本发明较佳的具体实施方式，本发明的保护范围不限于此，任何熟悉本领域的技术人员在本发明披露的技术范围内，可显而易见地得到的技术方案的简单变化或等效替换，均属于本发明的保护范围。