含蜡原油管道的蜡沉积及清管

325目前国内长输油气管道总里程已超过12万公里，其中原油管道总里程也超过了2万公里。

而2000年之前我国铺设的长输管道，由于受当时管道管理理念和技术条件的制约，大部分的管道在铺设完成后的运行期间从未进行过管道通球清管，更未开展常规的定期清管工作，这给长输油气管道的安全运营造成了严重的威胁。

长输油气管道首次清管存在的风险因素较多，但引发后果较严重的风险因素主要有以下三种：管道失效溢油，清管器卡堵，管道蜡堵等[1]。

而对于长期未进行清管通球的原油管道，管道蜡堵的风险因素首当其冲。

本文主要针对该风险因素进行分析，并在此基础上提出了针对该风险因素进行控制的具体措施。

1 管道蜡堵风险识别1.1 蜡堵危害 当管道清管过程中产生蜡堵后，不仅会产生压力骤变引起的管道失效情况，还会引起管道内大量的蜡堆积堵塞管道，导致管道无法正常输送，甚至有可能造成管道部分管段薄弱处因憋压而发生原油泄漏事故，导致不可估量的经济损失并对周边环境造成后果严重的污染现象。

1.2 原油结蜡现象 原油沿着管线方向流动，油温不断降低，当油温降低到析蜡点以下时，原油中的石蜡就在管壁出现结蜡现象，逐渐析出并沉积在管壁上。

管道运行一段时间后，管道内壁上会出现结蜡现象，即管道内壁会沉积某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物。

其结果是使管线的流通面积缩小，压降增大，最终使输量降低，输送费用增加。

因此，输送含蜡原油的管道应定期清管。

图1为某管道封堵开孔时，从管道切割下的部分管材，可以清晰看到管壁沉积了大量的蜡。

1.3 管壁结蜡影响因素管壁结蜡因素有很多，其中包括：1.3.1 油壁温差当原油温度与管壁温度差值较大时，蜡沉积速率增大。

例如在冬季，地温较低时，油温较高，油壁温差较大，此时的蜡沉积速率最大，夏季时相反。

1.3.2 流速影响随着流速的增大，管壁处的剪应力增大，使得蜡沉积速率降低，管壁不易结蜡。

实验表明，当流速大于1.5m/s时，管内结蜡较少。

低输量含蜡原油管道清蜡周期与清蜡工艺研究当油田进入生产后期,油井产液量不足,甚至部分油井枯竭关闭,绝大部分油田的输油管道输量减少,进入低输量运行时期。

而我国开采出原油中的含蜡原油占80%以上。

相比于正常运行的管道,含蜡原油在低输量运行中更容易结蜡,其清蜡周期更为频繁。

文中主要针对低输量含蜡原油管道蜡沉积严重的问题,计算低输量含蜡原油管道的蜡沉积速率,优化清蜡周期,并提出切实可行的清蜡工艺。

文中首先分析了在低输量状态下的管道的运行参数变化,在进行最低输量计算时,考虑摩擦生热,考虑蜡沉积层对管道运行的影响。

其次通过分析低输量管道上的含蜡原油沉积状况和机理,计算沉积层厚度。

在计算沉积速率的过程中,考虑蜡沉积层与管道运行之间的相互影响,划分小管段,通过编程的手段以迭代求解的方法计算沉积层的厚度。

通过对蜡沉积预测的算例的分析,得到低输量含蜡原油管道蜡沉积冬季和夏季沉积层在管道分布规律不同的结果。

然后针对以上结果,分别提出冬季以结蜡最厚处沉积层厚度大于2mm,夏季管道沉积层厚度超过5.1mm的比例大于30%为安全清蜡界限。

接着计算管道经济清蜡周期,与安全清蜡周期相比,选取周期较小的作为管道最优的清蜡周期。

最后通过分析管道清蜡工艺,针对低输量含蜡原油管道清蜡易卡堵的问题,设计改进了圆柱形清蜡器。

结蜡对现代含蜡原油管道的影响及处理分析摘要本文首先对蜡沉积对管道输送的影响进分析，之后分析了预留结蜡对管道的影响，最后阐述了积蜡的处理方法。

旨在对积蜡进行妥善处理，保障管线的安全运行。

关键词蜡沉积；管道输送；预留结蜡；处理方法我国的原油具有含蜡量高、凝点高、黏度大等特点。

含蜡原油管道在运行一段时间后会产生蜡沉积，也就是结蜡现象。

原油管道积蜡的原理是指其中的液态蜡结晶析出与其他部分沉积在管壁上。

从经济运行角度来说，一定的结蜡厚度能起到“保温”作用；但是从安全角度来说，一定结蜡厚度的保留会存在风险，比如会使管径变小，在管线停输或输量下降的情况下，因其原油携带的热量减少，其降温的速度快，导致了停输时间变短，并且启动管线重新运输造成困难。

本文就结蜡对含蜡原油管道硬性和处理进行分析。

1 结蜡对管道输送的影响积蜡在管道中的分布是在管道中间的温度范围内是其结蜡的集中地区，在集中区之后的结蜡层逐渐变薄。

因为管道在起始阶段的油温较高，因此不易形成结蜡，随着温度的变低，结蜡逐渐变厚，但是当原油和管壁的温度差进一步增大，结蜡层又会随之减薄。

结蜡层对管道所消耗的热能以及压能影响是不一样的，特别是在低输量运行时，结蜡层的热阻会降低热能的消耗；结蜡层越厚，使其内径逐渐减小，这就使所消耗的压能增加；还有的影响就是使管道流通截面减少，即使是在输量不变的情况下，摩阻也会增大。

总而言之就是结蜡会降低管道的运输能力，使管道运输的成本增加；还有其他危害就是可能诱发安全事故，比如说凝管事故，为管道的安全运行埋下安全隐患。

2 预留结蜡对管道的影响2.1 从经济性方面来说在结蜡厚度已经达到一定的程度后，要进行清管工作。

就经济方面来说，结蜡层虽然增加了摩阻，但是结蜡层的热绝缘体性质又为管道起到了保温作用。

从当前的经济情况而言，运输量逐渐下降，燃油价格又高的情况下，预留一定的结蜡层会减少总成本。

虽然增加了动力消耗，但是燃料油的消耗又相对减少。

2.2 从安全性方面来说虽然从经济方面考虑，保留结蜡层具有一定的有益作用，可以降低生产成本，但是就安全方面考虑的话，结蜡层的存在对安全留有隐患。

我国原油结蜡及清防蜡的知识图谱分析原油结蜡是指在低温条件下，原油中的蜡质物质开始结晶并聚集在一起的现象。

这会导致原油在管道输送、储存和加工过程中出现堵塞、流动性变差等问题。

为了有效解决原油结蜡问题，我国开展了大量的清防蜡技术研究与应用。

下面将通过知识图谱的分析，对我国原油结蜡及清防蜡的相关知识进行系统梳理和阐述。

一、原油结蜡的形成原因原油结蜡是由于原油中的蜡质物质在低温条件下失去溶解度而发生的。

主要原因包括原油中蜡质物质含量高、石蜡种类多样、原油中硫、树脂、沥青质等杂质对结蜡的影响和环境温度等因素。

原油中蜡质物质含量高是导致原油结蜡的主要因素之一。

二、原油结蜡的影响1. 堵塞管道：原油在输送过程中，由于结蜡会导致管道内径变小，从而造成管道堵塞。

2. 减小原油流动性：结蜡会使原油黏度增大，流动性变差，降低了原油的输送效率。

3. 增加生产成本：为了解决结蜡问题，需要采取一系列措施，这样会增加原油生产、输送和加工的成本。

三、原油清防蜡技术1. 清蜡技术：主要是通过加热、加药等方式将原油中已经结晶的蜡重新溶解，从而恢复原油的流动性。

清蜡技术是一种常见的原油结蜡处理方法。

2. 防蜡技术：主要是在原油输送、储存和加工过程中加入一定的防蜡剂，防止蜡质物质在低温条件下发生结晶。

目前，我国在原油输送管道、储油罐等设备上广泛应用防蜡技术，取得了显著的效果。

四、我国原油结蜡及清防蜡的研究与应用现状1. 研究现状：我国在原油清防蜡技术研究方面取得了一系列创新成果，如研发出多种高效的清蜡剂和防蜡剂，提高了原油结蜡的处理效率和防蜡的效果。

2. 应用现状：我国各大油田和炼油厂普遍应用原油清蜡和防蜡技术，有效解决了原油结蜡问题，保障了原油的生产和输送稳定。

我国原油结蜡及清防蜡技术的研究与应用取得了显著成效，为我国原油产业的生产和输送提供了有力的保障。

未来，我国还将加大技术创新和应用推广力度，进一步提高原油结蜡的处理效率和防蜡的效果，为我国原油产业的可持续发展做出更大的贡献。

1.3 布朗扩散在管输过程中，原油分子会持续不断地撞击悬浮于油流中的蜡晶颗粒，形成布朗运动。

1.4 重力沉降由于蜡晶与液态油相比密度较大，故此蜡晶相互无作用，则蜡晶沉降，沉积至管道底部。

和布朗扩散一样，重力沉降已被普遍认为对蜡质沉积的影响可以忽略。

2 蜡质沉积模型目前有关结蜡的数学模型大致分为两类，一类是从热力学角度研究蜡分子析出的模型，另一类是从动力学角度研究蜡分子沉积的模型。

2.1 热力学模型热力学模型是由热力学的视角出发，利用相平衡等方面的基础理论，预测了集输过程中原油的析蜡温度节点和析蜡数量。

其中，最为经典的是Won模型。

此模型将原油中蜡质视为单一的固相，将其余组分视为液相；在固液平衡中，两者所包含同组分拥有同逸度，并可使用平衡常数表示该组份在两相平衡中摩尔含量的关系比值。

进一步据此提出了溶解热焓和熔点温度的计算方法，但没有对正构烷烃、异构烷烃及芳香烃做出区分，认为他们的分子量相同。

该模型还假设结构不同的组份具有一致的熔点温度与溶解热焓，这与实际有不一样之处。

最终可以根据修正后的溶解理论计算两相中各组份的活度系数。

总的来说，Won模型较为方便，但计算误差较大。

析蜡温度节点与实测值的误差在8℃的区间内，最大误差接近20℃。

后来的研究者对Won模型进行了不断修正，提出了一系列新的模型。

Galeana等研究者认为不是所有的C7+组分都能进入蜡相，假定蜡质沉积混合物是由多种固态组分组成，并引入相平衡计算方程的方法，相平衡计算确定单一组份固相存在的可能性，状态方程确定了气液相的性质，在此基础上得到了一个新的多固相模型。

该模型计算的析蜡点和析蜡点温度以下的固相蜡浓度与试验结果吻合较好。

2.2 动力学模型Burger等研究者将蜡质沉积中的分子扩散和剪切弥散分别进行计算，提出相应的蜡质沉积动力学模型。

该模型思路清晰，容易理解。

事实上，这两种蜡质沉积机理的关联性很大。

由于原油组分相对较繁杂，在计算原油蜡分子溶液中的扩散系数时，误差相对较大。

临邑至济南原油管道清管效果研究目前我国原油管道输送的原油普遍为含蜡原油，经过一段时间的输送后管壁上逐渐增厚的蜡沉积物使得管道输送能力下降，动力消耗增加。

为了使管道更节能高效运行，需要进行清管作业来实现。

文中跟踪分析临邑至济南原油管道2018年全年的清管数据，对清管的效果进行了研究。

标签：原油管道;含蜡;清管1管线概况临邑至济南原油管道（以下简称临济线），全长72km，管容为7439m?，设计压力为7.0Mpa.输送油种为进口油和临盘油一定比例配输的混油，根据2018年临济线运行参数，日输油量为1万吨左右。

临济线具体参数见表1：2临济线实际清管2018年临济线共进行了15次清管作业，其中包括了8月份的内检测清管，对临济线实际清管情况跟踪记录如表2所示：从表1可以看出，第6次清管清出的雜质有80kg，应该是管线施工作业残留杂质导致，第3次清管和第2次清管及第13次清管和第12次清管之间相差时间较多，所以清出的杂质较其他月清管时多。

总体可以看出临济线实际运行中的清管周期约为一个月一次。

3.临济线清管效果的分析与研究通过对临济线实际清管数据的跟踪记录可以大概的分析出清管的效果。

要验证清管的效果主要是计算出清管前后的摩阻损失以及输量相同情况下是否能耗有所降低。

通过伯努利方程（实际液体总流）：通过对2018年临济线输送油种的密度统计总体相差不大，取一个平均密度计算出临济线清管前后的摩阻损失如图1所示：由于每次清管时的输量不相同，为了更好的研究临济线清管效果，需计算出单位流量下，单位长度的摩阻损失。

根据表3可以看出前三季度清管时输量相差不大，第四季度清管输量也基本差不多，故取前三季度和第四季度平均输量来计算。

通过式2式中i—单位长度上的摩阻损失;m—列宾宗公式中的指数，在水力光滑区内为0.25;混合摩擦区为0.123 d—管道内径，m;Q—管道流量，m3/s; —油品的运动粘度，m2/s;首先判断油品在管路中的流态，即通过式3计算出雷诺数：查阅2018年临济线原油流变性检测报告，所输油品平均运动粘度为2.4×10-5 m2/s。

输油管道结蜡成因分析及清蜡措施发布时间：2022-08-15T06:47:09.790Z 来源：《中国科技信息》2022年第7期作者：何满强杨伟杨卫景[导读] 二连油田原油含蜡量较高,平均为20％～35％,油井日常生产结蜡严重,这也导致了原油集输过程中存在着结蜡问题。

本文介绍了输油何满强杨伟杨卫景中国石油华北油田公司二连分公司阿南采油作业区内蒙古锡林浩特 026000摘要：二连油田原油含蜡量较高,平均为20％～35％,油井日常生产结蜡严重,这也导致了原油集输过程中存在着结蜡问题。

本文介绍了输油管道运行现状，通过对近几年管径、摩阻、周室压力数据的对比证明了靖惠输油管道管壁结蜡，找出了结蜡原因，并对管道结蜡情况、结蜡危害进行了分析和研究。

最后通过对各种清蜡方法的分析选出了一种适合输油管线的清蜡方法，并对输油管道采用热力化学清蜡方案进行了详细说明。

关键词：输油管道；管道结蜡；结蜡原因；清蜡措施0前言近几年，随着二连分公司输油管道所担负原油外输的各油田区块勘探开发规模急剧扩大，干线输量和下游支线输量不断增加，导致干线运行压力不断上升接近至设计压力。

过高的运行压力使场站输油主泵长期处于高负荷状态运行，不仅不能适应日益突出的原油储输矛盾，而且增加了场站动力消耗。

如何降低管线运行负荷，增加管道输量解决原油储输矛盾，已经成为输油管线日益突出的运行管理难题，同时也是制约管线周边快速发展的瓶颈问题。

制约长输管道原油输量，产生原油储运矛盾的原因有很多。

如设计前瞻性不足，未能充分考虑油田发展前景的原因；输送原油物性影响，造成管道结蜡使管线摩阻系数增加的原因等等。

本文将就管道结蜡对输量的影响方面进行分析研究。

1管线结蜡定义及原因管线结蜡就是在管内壁上逐渐沉积一定厚度的石蜡、胶质、沥青质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物。

引起管内壁结蜡的内因是原油含蜡量高．外因主要是输送温度的下降，其次还与原油流速、温度、油温与管壁温度之差、管内壁粗糙度等因素有关。

61在输送原油的过程中，长距离输油管线会发生结蜡现象。

结蜡会造成流通截面逐渐变小，输送能力下降，是影响管线安全、经济运行的重要因素。

目前主要采用定期清管的方式减少结蜡对管线安全经济运行的影响。

清蜡周期过短则清管费用增大，清蜡周期过长则输油能力下降，对管线的安全运行造成影响，因此需要确定合适的清蜡周期。

1 某输油管线概况某输油管线管线长度43.8706km，外径159mm，壁厚5mm，输送介质为原油，输量为40.5 m 3/h，输送温度范围为35～70℃，设计最大工作压力为6.4MPa，保温层厚度为40mm，管顶覆土为1.5m。

2 室内结蜡规律试验为了掌握管输原油的动态结蜡规律，开展了室内模拟试验，模拟固定油壁温差、流速，结蜡高峰区随温度变化关系，试验装置示意图见图1，结果见图2。

图1 动态结蜡流程简图图2 外输油样不同含水条件下管线结蜡速率随油温变化数据图从图中可以看出外输原油油温在36.0~44.0℃为结蜡高峰区，38.0℃附近为结蜡高峰点，油温在峰点之前，结蜡量随着油温的升高而增加，油温在峰点之后，结蜡量随着油温的升高而减少。

并且从图中可以看出随着含水率的增大结蜡量减小，这是因为在相同油温，油壁温差下，随着原油含水率增大，黏度升高，蜡晶向管壁运移的速度降低，分子扩散减弱。

为了降低原油凝点，开展了降凝条件下的动态结蜡规律试验，结果见图3。

根据图3可知，外输原油加药后结蜡高峰区没有发生明显变化还是保持在36.0～44.0℃，结蜡高峰点处的结蜡速率比加药前减少了60%，高温和低温处的结蜡速率降低了15%左右，随着含水率增大，结蜡速率减小。

管输原油蜡沉积模型及清蜡周期制定林俊岭1 底国彬1 邱琪1 武玉双2 于敏1 孙丽娜11. 中国石油工程建设有限公司华北分公司 河北 沧州 0625522. 中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司第五采油厂 河北 辛集 052360摘要：要确定油田外输管线合理的清蜡周期，就必须了解管线的蜡层厚度。

含蜡原油蜡沉积特性与清蜡周期研究作者：刘雪峰马贵阳来源：《当代化工》2016年第08期摘要：管道清管作为减小含蜡原油管输安全隐患的主要措施，一直是工程安全研究的重要方面。

对原油蜡沉积机理的分析，明确了蜡沉积过程中的主要影响因素，并对个因素的影响效果进行了评价，描述了几种不同清蜡方法的作用效果，研究了含蜡原油管道清蜡周期的影响因素，为管道清管周期的确定提供理论支持。

关键词：含蜡原油；蜡沉积；清管周期中图分类号：TE 624 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）08-1834-03Abstract： Pipeline pigging as the main measure to decrease the safety hidden trouble of waxy crude oil pipeline has been one of the most important aspects of the project safety research. In this paper， the mechanism of wax deposition was analyzed. The main influence factors in the process of wax deposition were investigated， and the influence level of these factors was evaluated. The effect of different paraffin removal methods was described. The influence factors of paraffin removal cycle of waxy crude oil pipeline were studied， which could provide theoretical support for determination of pipeline pigging period.Key words： waxy crude oil； wax deposition； pigging period含蜡原油一般有凝点高、粘度大、流动性较差等特性，在输送工艺上一般选择加热输送，此种输送工艺往往存在输送成本较高、输量变化范围要求较高、停输再启动较难的问题。

信息化背景下含蜡原油管道运行及清管问题分析摘要本文首先针对含蜡原油管道管壁蜡沉积的原理进行分析，并在此基础上，简要阐述了对管壁结蜡现象能够造成影响的主要因素，最后列举了我国常用的含蜡原油管道清管办法。

希望本文能够为从事含蜡原油运输工作的人员提供有价值的参考。

关键词含蜡原油管道；蜡沉积；影响因素；处理办法就我国原油产品的整体品质进行分析，含蜡量高是其最为显著的特征。

中国原油当中的蜡含量，普遍在20%以上，最多的甚至达到了50%。

在地下原油当中，蜡通常溶解于其中，伴随着原油开采过程中油品自身所受到的压强、温度等逐渐降低，原油中的蜡逐渐在运输的过程中被析出，而且在输油管道当中大量沉积，给原油的运输工作带来了很大的困难。

因此，针对含蜡原油管道管壁蜡沉积现象进行了解，并合理针对其影响因素进行控制，是保障我国原油运输通畅的重要办法，必须要引起有关工作人员的高度重视。

1 含蜡原油管道管壁蜡沉积现象的产生原理含蜡原油在运输管道当中进行运送时，会渐渐地在管壁上累计并产生一层由凝油、石蜡、胶状物、细沙等物质混合而成的结蜡。

在我国含蜡原油运输的工作中，管壁结蜡的现象大量存在，这在很大程度上削弱了管道的运输能力，并且还会在一定程度上影响原油产品的质量，降低运输管网的工作效能，对原油运输管网的内壁和相关精密设备仪器造成影响。

通常对管壁当中蜡沉积现象的认识，可以分成分子扩散运动、剪切分散、布郎扩散以及重力沉降四种理论，其中分子扩散运动理论被业界普遍认为是管壁蜡沉积现象的主要产生原因。

一般情况下，含蜡原油从挖掘到开始运输的这一过程当中，自身温度处于不断降低的状态。

在原油温度下降至某一临界点时，因为管壁的温度总是比原油温度更低，因此临近管壁位置上被溶解的石蜡一定会先进入到饱和状态；若油温持续降低，便会出现饱和，凭借管道内壁所提供的杂质、粗糙凸起等所构成的结晶中心，管壁上便会先析出石蜡。

随着石蜡的析出，原油中石蜡的含量将会有所降低，将会在管壁与紊流中心之间产生蜡浓度的差异。

我国原油结蜡及清防蜡的知识图谱分析导语：原油结蜡是指在原油采收、输送、储存及加工过程中，由于温度降低或者成分改变引起结晶析出的蜡类物质。

而清防蜡则是针对原油结蜡问题提出的一系列解决方案。

对于我国来说，原油结蜡及清防蜡是一个重要的能源问题，下面将从各个方面进行知识图谱分析。

一、原油结蜡的成因和特点1. 成因原油中的蜡类物质在温度下降或者成分改变时会结晶析出。

这种现象是由于原油中的蜡类物质在温度变化时由于热力学和动力学效应而结晶析出，导致管道、容器等设备堵塞，降低原油采收、输送、储存和加工的效率。

2. 特点原油结蜡有以下特点：（1）会导致设备堵塞、采收、输送和加工效率降低；（2）蜡沉积会影响油品的性能和质量；（3）对于高凝固点原油的处理是一个挑战；（4）常见于北方等低温地区。

二、清防蜡技术的原理和方法1. 清防蜡技术的原理清防蜡是指采用物理、化学或工艺手段，使原油中的蜡类物质在输送、储存和加工过程中不结晶析出，或者达到一定程度后可以重新回溶的一系列技术。

其原理主要包括：（1）改变原油的温度、压力和流速；（2）添加蜡抑制剂或结晶抑制剂；（3）采用化学溶解、机械振动等方法防止蜡结晶。

2. 清防蜡技术的方法清防蜡技术的方法主要包括：（1）物理方法：如保温、加热、增压等；（2）化学方法：如添加蜡抑制剂、结晶抑制剂等；（3）工艺方法：如采用溶解、振动等工艺手段。

三、我国原油结蜡及清防蜡的现状和挑战1. 现状我国原油结蜡及清防蜡面临以下现状：（1）我国北方地区原油多为重质高凝固点原油，结蜡问题突出；（2）原油输送、储存设施老化，结蜡问题频发；（3）清防蜡技术还不够成熟，应用不广泛。

2. 挑战我国原油结蜡及清防蜡技术面临的挑战主要有：（1）原油结蜡严重影响原油资源的采收利用效率；（2）蜡沉积对设备造成磨损，增加维护成本；（3）清防蜡技术成本较高，影响了原油加工和利用的经济性。

四、我国原油结蜡及清防蜡技术的发展趋势和展望1. 发展趋势我国原油结蜡及清防蜡技术的发展趋势主要包括：（1）清防蜡技术将朝着低成本、高效率、环保的方向发展；（2）研究和应用新型蜡抑制剂、结晶抑制剂等；（3）注重清防蜡技术的综合应用，如在管道输送、储存设施和加工装置中的联合应用。

临济复线结蜡机理分析及清管实践摘要：含蜡原油管道随着运行温度降低，蜡分子逐渐从原油中析出，与胶质、沥青质以及机械杂质等沉积在管道内壁上。

蜡沉积缩小了管道的有效流通面积，增加了管道摩阻，降低了管道输送能力。

清管是保证原油管道安全运行、提高输送效率的有效手段。

关键词：结蜡；机理；清管临济复线原油管道2018年投产，全长76.6Km，规格为φ355.6*7mm，设计压力为8.5MPa，设计输量为330×104t/a，常温输送进口和鲁宁混合原油。

该管道自投产以来，定期实施常规清管，并于2019年7月进行深度清管及内检测。

由于清出蜡质胶状物较多，多次发生过滤器和污油线堵塞的情况，给管线的平稳运行造成较大影响。

因此加强原油析蜡特性分析，制定有效改进措施，对管线的安全运行是十分必要的。

1 蜡沉积影响因素蜡沉积的机理主要有分子扩散、剪切弥散、布朗扩散和重力沉降四种解释。

其中分子扩散在其中占据主导因素。

按照分子扩散机制，原油管道蜡沉积主要受原油组分、原油温度、油壁温差、原油流速以及管道投运时间等因素的影响。

2 临济线析蜡原因分析2.1 原油组成的影响原油含蜡是管壁结蜡的根本原因，含蜡量越高，石蜡沉积速率越大。

大多数含蜡原油中含有数量不等的胶质和沥青质。

胶质和沥青质的存在会削弱蜡分子向管壁的迁移动力。

在胶质和沥青质含量较小时会协同蜡分子的沉淀作用；随着含量的增加，对于蜡沉积速率的影响逐渐减弱。

蜡分子的碳数越高，迁移能力将越弱，结蜡层中的蜡含量就越少。

但由于碳数高的蜡分子具有较长的碳链，容易与原油中的各自胶质产生共晶作用，从而更容易沉积于管壁上。

通过对输送油品化验分析，混油蜡含量为4.1%，这是管线析蜡的根本原因。

2.2 油温的影响原油在输送过程中温度会逐渐降低，当温度低于原油析蜡点时，蜡晶颗粒便会逐渐析出。

在析蜡点温度以下存在一个析蜡高峰区，此时蜡质将大量析出，此时蜡沉积速率也在不断增大。

当油温降低到接近凝点时，油品黏度增大造成剪切应力也逐步增大，开始在蜡沉积过程中占据主导地位，可冲刷带走沉积蜡层。