楊 明，單錦旭，姚 彬，李榮彬，薩日朗，劉英杰

(1.管網(wǎng)集團(tuán)(新疆)聯(lián)合管道有限責(zé)任公司，新疆 烏魯木齊 830012； 2.油氣管道輸送安全國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室/城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，中國(guó)石油大學(xué)(北京)，北京 102249； 3.中國(guó)石油化工集團(tuán)公司碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 中國(guó)石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

引 言

凝析油具有凝點(diǎn)低、含蠟量低、黏度小等特點(diǎn)。在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際操作工況條件下，凝析油一般為牛頓流體，具有較好的流動(dòng)性[1]。由于通常凝析油的蠟沉積現(xiàn)象較為輕微，其在長(zhǎng)輸過(guò)程中的蠟沉積問(wèn)題尚未引起國(guó)內(nèi)外學(xué)者足夠的重視。目前，國(guó)內(nèi)外大多學(xué)者通過(guò)建立管輸原油蠟沉積模型的方法對(duì)管道中管壁處的蠟層厚度進(jìn)行預(yù)測(cè)。而在凝析油輸送過(guò)程中，由于其凝點(diǎn)一般遠(yuǎn)低于管道的實(shí)際運(yùn)行溫度，不存在最小安全輸量和安全停輸問(wèn)題。研究人員在經(jīng)過(guò)蠟沉積計(jì)算之后得出了凝析油管道可長(zhǎng)期不清管的結(jié)論[2]。然而，此結(jié)論并未考慮當(dāng)原油中存在有瀝青質(zhì)時(shí)對(duì)蠟沉積過(guò)程所產(chǎn)生的影響，也未經(jīng)過(guò)室內(nèi)蠟沉積實(shí)驗(yàn)以及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行參數(shù)的驗(yàn)證。

在原油的各種組分之中，瀝青質(zhì)作為原油中相對(duì)分子質(zhì)量最高、極性最強(qiáng)的非烴類(lèi)化合物，會(huì)對(duì)原油中蠟的析出過(guò)程以及沉積層的增長(zhǎng)速率造成影響，進(jìn)而導(dǎo)致沉積層含蠟量的徑向分布不均，為現(xiàn)場(chǎng)的清管作業(yè)帶來(lái)諸多困難與風(fēng)險(xiǎn)。Yun等[3]探究了瀝青質(zhì)分散度對(duì)蠟沉積的影響，發(fā)現(xiàn)瀝青質(zhì)含量對(duì)蠟沉積的影響存在一個(gè)臨界濃度。當(dāng)瀝青質(zhì)含量低于臨界濃度時(shí)，瀝青質(zhì)在原油中為分散態(tài)。在此階段，當(dāng)油流的主體溫度降低到析蠟點(diǎn)時(shí)，處于分散態(tài)的瀝青質(zhì)會(huì)阻礙蠟分子的析出過(guò)程，使蠟分子的徑向濃度梯度增加，進(jìn)而使蠟沉積層的增長(zhǎng)速率變大。當(dāng)原油中的瀝青質(zhì)濃度高于臨界濃度時(shí)，瀝青質(zhì)開(kāi)始聚集，并呈現(xiàn)為聚集態(tài)。在此階段，聚集的瀝青質(zhì)會(huì)促進(jìn)蠟分子的析出與結(jié)晶，使蠟分子的徑向濃度梯度減小，進(jìn)而使蠟沉積層的增長(zhǎng)速率變小。Li等[4]和Yang等[5]通過(guò)蠟沉積冷指實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，當(dāng)實(shí)驗(yàn)介質(zhì)中加入一定量的瀝青質(zhì)后，蠟沉積層會(huì)產(chǎn)生徑向不均勻分布的現(xiàn)象。沉積層的內(nèi)層(管壁側(cè))瀝青質(zhì)含量與含蠟量高且質(zhì)地堅(jiān)硬，而外層(油流側(cè))瀝青質(zhì)含量與含蠟量低且質(zhì)地松軟。因此，瀝青質(zhì)組分的存在會(huì)使原油中蠟組分的沉積過(guò)程發(fā)生較大的改變。

本文利用3種收集于國(guó)內(nèi)某油田的凝析油對(duì)其蠟沉積過(guò)程進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究，并探究了瀝青質(zhì)含量對(duì)凝析油在管輸過(guò)程中蠟沉積的影響規(guī)律。結(jié)合實(shí)驗(yàn)結(jié)果建立了蠟沉積速率預(yù)測(cè)模型，預(yù)測(cè)了凝析油管道的蠟沉積層厚度并制定了清管周期。發(fā)現(xiàn)當(dāng)采用常溫輸送工藝且管輸介質(zhì)中存在有一定量的瀝青質(zhì)時(shí)，凝析油管道中存在嚴(yán)重的蠟沉積問(wèn)題，仍需對(duì)管道進(jìn)行定期清管作業(yè)。

1 蠟沉積環(huán)道實(shí)驗(yàn)

1.1 油樣基礎(chǔ)物性

將3種具有不同物理性質(zhì)的凝析油，分別命名為A油、B油以及C油，其基礎(chǔ)物性參數(shù)測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表1。需要指出的是，油樣的凝點(diǎn)測(cè)試過(guò)程依照SY/T 0541—2009《原油凝點(diǎn)測(cè)定法》，密度測(cè)試過(guò)程依照GB/T 1884—2000《原油和液體石油產(chǎn)品密度實(shí)驗(yàn)室測(cè)定法(密度計(jì)法)》，析蠟特性測(cè)試過(guò)程依照SY/T 0545—2012《原油析蠟熱特性參數(shù)的測(cè)定-差示掃描量熱法》，瀝青質(zhì)含量測(cè)試過(guò)程依照SY/T 7550—2012《原油中蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量的測(cè)定》。

表1 3種凝析油的基礎(chǔ)物性參數(shù)Tab.1 Basic physical parameters of three condensate oil samples

從表1中可以看出，3種油樣析蠟特性相對(duì)差別不大，含蠟量處于4.65%～5.57%范圍內(nèi)，析蠟點(diǎn)處于23.79～28.22 ℃范圍內(nèi)，而3種油樣的瀝青質(zhì)含量處于0.12%～0.75%范圍內(nèi)，相對(duì)差別較大。

此外，3種油樣的黏度依照SY/T 0520—2008 《原油黏度測(cè)定——旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)平衡法》，由同軸圓筒旋轉(zhuǎn)流變儀Anton Paar Rheolab QC測(cè)得，使用的轉(zhuǎn)子型號(hào)為DIN53019。該型號(hào)轉(zhuǎn)子的長(zhǎng)度為40 mm，半徑為13.3 mm，內(nèi)外筒之間的間隙為13.3 mm。測(cè)試過(guò)程中，黏度計(jì)的溫度由控溫水浴(Thermo Fisher AC200,控溫精度± 0.01 ℃)進(jìn)行控制。

由于3種凝析油的凝點(diǎn)均較低，在測(cè)試溫度條件下3種油樣均為牛頓流體，其黏度不隨剪切速率變化。因此，3種油樣的黏溫曲線(xiàn)均各自重合為一條曲線(xiàn)，如圖1所示。

圖1 3種凝析油的黏溫曲線(xiàn)(剪切率130 s-1)Fig.1 Viscosity-temperature curves of three condensate oil samples(Shear rate is 130 s-1)

從圖1中可以看出，測(cè)試溫度下A油的黏度較低，C油的黏度較高，B油的黏度改變較大。

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置及操作流程

利用室內(nèi)小型環(huán)道裝置對(duì)3種凝析油的蠟沉積特性進(jìn)行實(shí)驗(yàn)探究，環(huán)道裝置如圖2所示。該裝置主要由油罐、攪拌裝置、測(cè)試段、質(zhì)量流量計(jì)、泵、空氣壓縮機(jī)、控溫水浴和保溫系統(tǒng)組成。

圖2 蠟沉積環(huán)道實(shí)驗(yàn)裝置示意圖Fig.2 Wax deposition loop experiment device

環(huán)道裝置中的油流流速、實(shí)驗(yàn)時(shí)間以及各部分的溫度均可根據(jù)實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)進(jìn)行精確的控制與調(diào)節(jié)。環(huán)道裝置中所有供油流流動(dòng)管道的規(guī)格均為12×1 mm，其中，測(cè)試段的長(zhǎng)度為1.5 m。環(huán)道裝置中的測(cè)試段為同軸水套管結(jié)構(gòu)，實(shí)驗(yàn)進(jìn)行過(guò)程中油流在內(nèi)管中流動(dòng)，水流在內(nèi)管與外管之間的環(huán)形空間流動(dòng)以控制內(nèi)管之中的油流溫度。油罐同樣為一水套結(jié)構(gòu)，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中油罐內(nèi)罐壁與外罐壁之間的環(huán)形空間供水流流動(dòng)以控制油罐之中的原油溫度。

在實(shí)驗(yàn)開(kāi)始之前，將環(huán)道裝置各部分的溫度按照預(yù)先制定好的實(shí)驗(yàn)計(jì)劃調(diào)整至相應(yīng)溫度并維持30 min，保證各部分的溫度穩(wěn)定。將實(shí)驗(yàn)所需油樣密封并再次加熱至高于析蠟點(diǎn)溫度15 ℃保持30 min，隨后將油樣一次倒入油罐中并以1 ℃/min的降溫速率降至實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)溫度。啟動(dòng)攪拌裝置以保證油罐中油樣的均勻。之后啟動(dòng)泵并調(diào)節(jié)轉(zhuǎn)速使油流流速穩(wěn)定在實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)流速。當(dāng)蠟沉積時(shí)間達(dá)到預(yù)先設(shè)計(jì)時(shí)長(zhǎng)后，啟動(dòng)空氣壓縮機(jī)并將吹掃壓力設(shè)定在0.3 MPa，對(duì)環(huán)道裝置進(jìn)行吹掃將管道之中殘留的原油吹掃至油罐中。吹掃過(guò)程重復(fù)3次。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，將測(cè)試段從環(huán)道裝置主體上拆下并垂直放置。與此同時(shí)，將測(cè)試段的溫度升至80 ℃并保持30 min，利用燒杯將在重力作用下從測(cè)試段中脫落的沉積物收集并稱(chēng)重。所得稱(chēng)重質(zhì)量減去燒杯凈重即為沉積物質(zhì)量。

1.3 實(shí)驗(yàn)條件

表2給出了利用3種凝析油進(jìn)行蠟沉積環(huán)道實(shí)驗(yàn)的條件。實(shí)驗(yàn)中油流速度均為0.2 m/s，沉積時(shí)長(zhǎng)均為21 h，油流溫度與管壁溫度之間的溫度差固定為5 ℃，通過(guò)改變油流溫度來(lái)進(jìn)行不同條件的蠟沉積實(shí)驗(yàn)。

表2 蠟沉積實(shí)驗(yàn)操作工況Tab.2 Wax deposition experiment conditions

2 結(jié)果與討論

利用上述3種具有不同物理性質(zhì)的凝析油進(jìn)行蠟沉積環(huán)道實(shí)驗(yàn)，探究不同條件下沉積物的質(zhì)量以及分析沉積物的析蠟特性，為保證實(shí)驗(yàn)結(jié)果的可靠性，每種操作工況的實(shí)驗(yàn)結(jié)果取3次重復(fù)性實(shí)驗(yàn)的平均值，結(jié)果見(jiàn)表3。

從表3可以看出，在相同的實(shí)驗(yàn)條件下，A油的蠟沉積速率明顯高于B油與C油。與此同時(shí)，A油所產(chǎn)生的沉積物含蠟量明顯低于B油與C油。如圖3所示，在實(shí)驗(yàn)溫度區(qū)間內(nèi)，隨著油流溫度的升高，3種油樣的邊界層處蠟分子的濃度梯度逐漸降低，從而導(dǎo)致蠟沉積速率隨實(shí)驗(yàn)溫度區(qū)間的升高而逐漸降低。

表3 蠟沉積實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.3 Wax deposition test results

圖3 3種凝析油析蠟特性曲線(xiàn)Fig.3 Wax precipitation characteristic curves of three condensate oil samples

研究表明，瀝青質(zhì)對(duì)原油蠟沉積過(guò)程的影響存在一個(gè)臨界濃度。當(dāng)瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.2%，即臨界濃度或更高時(shí)，瀝青質(zhì)的富集存在會(huì)減弱沉積物的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)強(qiáng)度。在管流剪切作用下，沉積物更易發(fā)生蠕變現(xiàn)象，表現(xiàn)為沉積物的屈服應(yīng)力以及膠凝溫度降低，沉積物更易發(fā)生脫落現(xiàn)象[6]。從表1可以看出，A油中瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于0.2%的臨界濃度，而B(niǎo)油與C油的瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)均高于0.2%的臨界濃度。因此，在蠟沉積過(guò)程中B油與C油的高瀝青質(zhì)濃度會(huì)引起沉積層的脫落，使相同沉積時(shí)間條件下其沉積層厚度小于A油所產(chǎn)生的沉積層厚度。

另一方面，高濃度瀝青質(zhì)的存在同樣會(huì)促進(jìn)沉積物的老化過(guò)程[6]。瀝青質(zhì)的存在會(huì)使蠟沉積物中的碳數(shù)分布向大碳數(shù)方向移動(dòng)。同時(shí)，蠟沉積物中大碳數(shù)組分含量上升，小碳數(shù)組分含量下降，從而促進(jìn)了沉積層中蠟分子的擴(kuò)散與反擴(kuò)散過(guò)程，進(jìn)而使沉積層的含蠟量逐漸上升[7]。當(dāng)沉積物的含蠟量增加后，其硬度也會(huì)相應(yīng)增加，為現(xiàn)場(chǎng)管道的清管作業(yè)帶來(lái)一定阻礙[8]。

該種現(xiàn)象表明，即使凝析油的含蠟量較低，流動(dòng)性較好，但當(dāng)凝析油中存在較低含量的瀝青質(zhì)時(shí)，蠟沉積速率會(huì)相對(duì)較高。而當(dāng)凝析油中存在較高含量的瀝青質(zhì)時(shí)，沉積物的含蠟量高且硬度大，為現(xiàn)場(chǎng)中凝析油管道的運(yùn)行管理與維護(hù)帶來(lái)諸多風(fēng)險(xiǎn)。

3 蠟沉積層增長(zhǎng)速率

3.1 蠟沉積模型

目前，國(guó)內(nèi)外諸多學(xué)者均通過(guò)建立蠟沉積模型對(duì)管流過(guò)程中的蠟沉積層厚度的增長(zhǎng)速率進(jìn)行計(jì)算[9-20]。在國(guó)內(nèi)眾多蠟沉積模型之中，中國(guó)石油大學(xué)(北京)蠟沉積模型[21-22]在國(guó)內(nèi)外諸多管道得到了廣泛應(yīng)用。該模型的計(jì)算結(jié)果經(jīng)過(guò)了諸多現(xiàn)場(chǎng)管道運(yùn)行數(shù)據(jù)以及清管數(shù)據(jù)的驗(yàn)證，具有較高的精確度。因此，本文在以上3種凝析油的物性以及室內(nèi)蠟沉積環(huán)道實(shí)驗(yàn)結(jié)果的基礎(chǔ)之上，采用該模型對(duì)3種凝析油在管輸過(guò)程中的蠟沉積速率進(jìn)行計(jì)算。

(1)

將表4中的參數(shù)計(jì)算結(jié)果分別代入式(1)中即可對(duì)3種凝析油的蠟沉積速率進(jìn)行預(yù)測(cè)。

表4 蠟沉積模型參數(shù)計(jì)算結(jié)果Tab.4 Calculation results of wax deposition model parameters

3.2 沉積層厚度計(jì)算結(jié)果

選取一條現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際管線(xiàn)，利用所建立的蠟沉積模型分別對(duì)輸送3種凝析油時(shí)管道中的沉積層厚度進(jìn)行計(jì)算。管道采取常溫密閉輸送工藝，出站溫度為41 ℃，管道埋深1.2 m，冬季土壤溫度為2 ℃，全長(zhǎng)65 km，管道規(guī)格Ф406.4 mm×7.92 mm，輸量180×104t/a，運(yùn)行壓力6.3 MPa。在管道運(yùn)行工況下，原油黏度處于1.55～7.27 mPa·s，管道的剪切應(yīng)力處于0.60～2.82 Pa。圖4(a)中給出了沿線(xiàn)的蠟沉積厚度的增長(zhǎng)速率，圖4(b)給出了管線(xiàn)運(yùn)行15 d后沿線(xiàn)的蠟層厚度。

圖4 管道沿線(xiàn)蠟沉積預(yù)測(cè)結(jié)果Fig.4 Prediction results of wax deposition along the pipeline

與表3所給出的實(shí)驗(yàn)結(jié)果相一致，從圖4中可以看出，當(dāng)管道運(yùn)行15 d后，輸送A凝析油所產(chǎn)生的蠟沉積層厚度最大，C凝析油蠟沉積層厚度最小。在管線(xiàn)的前8 km處，由于油品的出站溫度為41 ℃，此時(shí)油流的主體溫度依然高于油品的析蠟點(diǎn)。故前8 km管線(xiàn)中的蠟沉積速率為0 mm/d。隨著油流的流動(dòng)，管線(xiàn)中油流的主體溫度逐漸下降至油品的析蠟點(diǎn)，管線(xiàn)中開(kāi)始有蠟分子析出、擴(kuò)散并沉積在管壁上。當(dāng)油流的主體溫度下降到析蠟高峰溫度時(shí)，沉積層厚度達(dá)到最大值，對(duì)應(yīng)圖4(b)中20 km附近處。此時(shí)，當(dāng)管線(xiàn)中輸送A凝析油時(shí)，沉積層厚度的增長(zhǎng)速率為0.10 mm/d，B凝析油為0.08 mm/d，C凝析油為0.07 mm/d。此后，隨著油溫繼續(xù)降低，油流與管壁的溫差逐漸減小，管道邊界層處的徑向溫度梯度與蠟分子的徑向濃度梯度也相應(yīng)減小，其擴(kuò)散能力逐漸減弱，導(dǎo)致管線(xiàn)中的沉積層厚度的增長(zhǎng)速率逐漸減小。

3.3 計(jì)算結(jié)果驗(yàn)證

收集冬季管道外輸A油15 d后清管時(shí)的現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)用于驗(yàn)證模型預(yù)測(cè)結(jié)果。清管時(shí)，從首站發(fā)球，每間隔2 h記錄一次數(shù)據(jù)。35 h后，清管器達(dá)到末站。根據(jù)清管期間管道的沿程磨阻壓降情況，反算出清管器清下沉積物的當(dāng)量厚度，表5給出了管道的實(shí)際運(yùn)行結(jié)果與預(yù)測(cè)結(jié)果的對(duì)比。

從表5可以看出，模型預(yù)測(cè)結(jié)果與清管期間蠟層厚度反算結(jié)果吻合良好，沿線(xiàn)沉積層厚度變化趨勢(shì)與預(yù)測(cè)結(jié)果基本保持一致。首站至末站的最大當(dāng)量沉積層厚度與模型預(yù)測(cè)沉積層厚度峰值分別為1.8 mm、1.45 mm，出現(xiàn)峰值的位置分別距首站20.36 km、16.66 km，預(yù)測(cè)厚度的最大相對(duì)偏差為21.82%、最小相對(duì)偏差為2.04%，模型的預(yù)測(cè)結(jié)果可為現(xiàn)場(chǎng)管道的蠟沉積預(yù)測(cè)提供有力的參考依據(jù)。

表5 當(dāng)量蠟層厚度與模型預(yù)測(cè)結(jié)果對(duì)比Tab.5 Comparison of equivalent wax layer thickness and its model prediction results

4 清管周期

管道的運(yùn)行費(fèi)用主要由熱力費(fèi)用、動(dòng)力費(fèi)用以及清管費(fèi)用組成。通常情況下，操作人員為了降低管道總運(yùn)行費(fèi)用，將利用費(fèi)用最低法計(jì)算得到的天數(shù)作為經(jīng)濟(jì)清管周期。該種清管方法雖然費(fèi)用最低，但未考慮管道的安全運(yùn)行情況。

在管道的實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中，某些清管周期較長(zhǎng)的管線(xiàn)由于長(zhǎng)時(shí)間未進(jìn)行通球操作，沉積層老化現(xiàn)象十分嚴(yán)重。沉積層的老化會(huì)使管壁上沉積物具有較高的強(qiáng)度，在清管過(guò)程中容易造成卡球等問(wèn)題，給通球清管作業(yè)帶來(lái)諸多困難，影響管道的安全運(yùn)行，存在較為明顯的弊端。從表5可以看出，在運(yùn)行15 d后A凝析油的最大蠟層厚度接近2 mm。此外，且依據(jù)蠟沉積環(huán)道實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，B、C凝析油所產(chǎn)生的沉積物含蠟量高，質(zhì)地較硬。為避免長(zhǎng)時(shí)間不清管影響管道的安全運(yùn)行，根據(jù)管道實(shí)測(cè)壓降數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算，將管道沿線(xiàn)最大沉積層厚度達(dá)到2 mm時(shí)的運(yùn)行時(shí)間作為清管周期[22-25]。計(jì)算方法為

(2)

式中：T為清管周期，d；Vmax為預(yù)測(cè)管段在裸管條件下管道運(yùn)行1 d沿線(xiàn)的最大蠟沉積速率，mm/d；δmax為最大蠟層厚度，取2 mm。

如圖5所示，管道沿線(xiàn)蠟沉積速率隨運(yùn)行時(shí)間的延長(zhǎng)是發(fā)生變化的。由于陸地管道的總傳熱系數(shù)較小，此條管道的總傳熱系數(shù)為1.5 W/(m2·h)，管道沿線(xiàn)的最大蠟沉積速率隨管道運(yùn)行時(shí)間的變化很小，且管道運(yùn)行1 d時(shí)沿線(xiàn)蠟沉積速率峰值最大。因此，為保證管道的安全輸送，計(jì)算清管周期時(shí)采取預(yù)測(cè)管段在裸管條件下管道運(yùn)行1 d時(shí)的沿線(xiàn)最大蠟沉積速率。

圖5 不同運(yùn)行天數(shù)下管道沿線(xiàn)蠟沉積速率預(yù)測(cè)結(jié)果Fig.5 Prediction result of wax deposition rate along the pipeline in different operating days

表6給出了當(dāng)上述管線(xiàn)分別輸送3種凝析油時(shí)的清管周期計(jì)算結(jié)果?？梢?jiàn)，輸送凝析油的管線(xiàn)仍需定期清管。

表6 清管周期計(jì)算結(jié)果Tab.6 Calculation result of pigging cycle

5 結(jié) 論

利用3種具有不同物理性質(zhì)的凝析油(A凝析油，B凝析油與C凝析油)進(jìn)行了室內(nèi)蠟沉積環(huán)道實(shí)驗(yàn)，對(duì)凝析油的蠟沉積以及清管特性進(jìn)行了探究，結(jié)果表明：A凝析油中瀝青質(zhì)濃度較低，蠟沉積速率較高。B凝析油與C凝析油中瀝青質(zhì)濃度較高，蠟沉積速率較低。當(dāng)瀝青質(zhì)濃度高于臨界濃度(0.2%)時(shí)，高濃度的瀝青質(zhì)可使沉積層發(fā)生脫落并同時(shí)促進(jìn)沉積層的老化，使其厚度減小，含蠟量上升。在中國(guó)石油大學(xué)(北京)蠟沉積模型的基礎(chǔ)上，結(jié)合原油基礎(chǔ)物性的實(shí)驗(yàn)結(jié)果，建立了凝析油蠟沉積增長(zhǎng)速率模型，對(duì)分別輸送3種凝析油管線(xiàn)的沉積層厚度進(jìn)行預(yù)測(cè)并制定清管周期，輸送A凝析油、B凝析油與C凝析油管線(xiàn)的清管周期分別為20 d、25 d和28 d。結(jié)果表明凝析油管線(xiàn)需要定期進(jìn)行通球清管作業(yè)。