输油管道设计与管理(2011级第7次课)

上次课总结复习输油管道的调节等温输油管道技术经济计算及工艺计算的步骤加热输送的特点热油管道的热力计算基本公式影响因素：总传热系数K，流量摩擦生热的影响上次课复习输油管道的调节Q2Q1QHQHQQ1Q泵运行工况的调节管道行工况的调节温降规律及影响因素4）对温降影响最大的是总传热系数K和流量G，K值增大，温降将显著加快；大流量下沿线的温度分布要比小流量时平缓得多，流量减少，终点油温急剧下降。第三章热油输送管道的工艺计算

温降规律及影响因素1）如何考虑水力坡降？2）加热站间管路各处温度梯度是不同的，出口段温降快，进口段温降慢；3）管道埋深处土壤温度T0不同，温降情况也不同。夏季T0高，温降慢，冬季温降快；第三章热油输送管道的工艺计算摩擦生热对温度的影响（P79）

1）

2)Q、粘度越大，b越大；K越小，b越大，说明摩擦生热的影响越大。

3）分三种情况

温度参数的确定（P80）

1）地温T0

①对架空管道，T0取最低月平均气温。对热油管道来说，地温T0取最低月平均地温。②对最高月平均温度的温降和热负荷进行校核。该温度与管道埋设深度有关。从工艺的角度来看，埋设深度越大，T0越高。③运行时，按实测温度核算。

第三章热油输送管道的工艺计算第三章热油输送管道的工艺计算2）加热站出站温度

①从热油管道温降规律来看，加热温度不宜太高。

②从粘温特性和其它物理性质考虑，原油可达80～100℃。对重油，可达到100～120℃左右。如含水，则不应超过100℃。为防止气化，原油的加热温度最好不超过其初馏点。③对高含蜡原油，温度不宜过高，一般不超过70℃；对高粘原油，温度可高一些，可达到120℃。④从防腐绝缘层来考虑如采用沥青绝缘防腐层，油温高，易老化和流淌，对其它防腐层，也应该考虑其高温性能。⑤温度应力的考虑在确定加热温度时，还必需考虑由于运行和安装温度的温差，而使管道遭受的温度应力是否在强度允许范围内。3）加热站进站温度加热站进站油温主要取决于经济比较。对凝点较高的含蜡原油，由于在凝点附近时粘温曲线很陡，故其经济进站温度常略高于凝点。习惯上取高于凝点3～5℃。对高粘原油，无限制，但要考虑对摩阻的影响。第三章热油输送管道的工艺计算公式的应用求沿线温度分布已知终点温度TZ，求起点温度TR

求允许最小（安全）输量

(P82)

在允许的最高出站温度和最低进站温度下保证管道安全运行的最小输量。第三章热油输送管道的工艺计算运行时反算总传热系数确定站间距和加热站数计算加热站热负荷和燃料消耗油流过泵温升蜡结晶的影响

1）按输油平均温度下的比热容计算。

2）实测含蜡原油比热容随温度变化的数值。整理成原油比热容一温度（c～T）关系曲线关系式。管道分段计算温降时代入相应温度下的c值计算。

3）实测含蜡原油单位温降的析蜡率及其结晶潜热，将它的影响计入原油比热容的变化。第三章热油输送管道的工艺计算流态的转换

流态的转变由雷诺数确定，设临界雷诺数为Rekp，对于高粘高凝原油，Rekp=1000～2000

计算临界粘度，并由此确定临界温度Tkp

。利用温度计算公式，可以求出发生流态变化时的输送距离。第三章热油输送管道的工艺计算3.2.2热力计算原始资料（P84）(1)原油物性参数

密度和相对密度

比热容

液态原油和成品油的比热容cy在输送温度范围内的变化趋势相同：比热容随温度的升高而缓慢上升，可按下式确定第三章热油输送管道的工艺计算含蜡原油当油温低于析蜡温度时，由于蜡晶析出放出结晶潜热，比热容中包含了固相的cy及蜡晶潜热。不同的原油，或同种原油在不同的温度范围，变化情况有所不同。

第三章热油输送管道的工艺计算图3-4四种含蜡原油的比热容—温度曲线导热系数原油和成品油在管输条件下的导热系数约在0.1～0.16W/（m·℃）之间，大致计算可取0.14W/（m·℃）。油品呈半固态时导热系数比液态时要大，石蜡的平均导热系数可取2.5W/（m·℃）。粘度

美国材料协会推荐方程：

粘温指数关系：第三章热油输送管道的工艺计算(2)土壤的热物性参数

土壤的导热系数土壤的导热系数取决于土壤的种类及土壤的孔隙度、温度、含水量等。其中含水量的影响最大。土壤的导热系数是一种统计特性。一般通过实验资料进行统计处理。应在不同季节，在管道沿线每隔一定距离（20km左右），测定土壤导热系数。也可以取土样在实验室测定或在现场用探针法测量。在设计管道时应根据线路具体条件确定土壤导热系数。第三章热油输送管道的工艺计算土壤的导温系数

（3）钢管、保温层、防腐绝缘层的导热系数（4）空气的密度、导热系数、粘度3.2.3热油管道的总传热系数（P91）

管道总传热系数K系指油流与周围介质温差为l℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量。它表示油流至周围介质散热的强弱，在计算热油管道沿程温降时，K值是关键参数。第三章热油输送管道的工艺计算第三章热油输送管道的工艺计算（1）热油管道的散热过程

传热学中常采用每米管长的传热系数KL，它等于单位管长热阻RL的倒数，表示油流与周围介质温差为l℃时，单位时间内每米管长所传递的热量。第三章热油输送管道的工艺计算无保温大直径管道（2）油流至管内壁的放热系数α1

放热强度决定于油的物理性质及流动状态。可用α1与放热准数Nu、自然对流准数Gr和流体物理性质准数Pr间的数学关系式来表示。1）在层流时，，且时

2）紊流情况下，时第三章热油输送管道的工艺计算3）过渡区

由上述一系列计算式可见，紊流状态下的α1要比层流时大得多，通常情况下都大于100W/（m2·℃），二者可能相差数十倍。因此，紊流时的α1对传热系数的影响很小，可以忽略不计。而层流时α1必须计入。（3）管壁的导热管壁的导热包括钢管（或非金属管)、防腐绝缘层、保温层等的导热。钢管壁导热热阻很小，可以忽略。绝缘层，其热阻约占埋地管道总热阻的10%～15%。保温管道上，保温层的热阻是起决定影响的。特别是架空或水下敷设的管道，保温层热阻是最主要的。

第三章热油输送管道的工艺计算（4）管外壁至大气的放热系数α2a（5）管外壁至土壤的放热系数α2

埋地管道管外壁至土壤的传热是管道散热的主要环节。管外壁的放热系数是管道散热强度的主要指标。传热学中将埋地管道的稳定传热过程简化为半无限大均匀介质中连续作用的线热源的热传导问题。在相关假设条件下得计算公式：第三章热油输送管道的工艺计算假设条件与实际不相符；石方段的导热系数计算；地表上覆盖层的影响。（6）埋地管道总传热系数的选用（P99-100）埋地不保温管道的K值主要取决于管道至土壤的放热系数α2，土壤导热系数受到多种因素影响，土壤的含水量、温度场、大气温度等的变化都影响到α2的大小，故难以得到准确的计算结果。设计时，我国均采用经验方法确定K值。常采用反算法计算已正常运行的热油管道的K值，作为同类地区新设计管道的参考值。根据运行中热油管道较稳定工况的运行参数，带入温降公式，计算K值，从大量计算值中总结出K值的变化范围，设计时参照稳定的K值适当加大，作为新设计管道的总传热系数。这样既照顾了投产时对加热能力较大的需求，又不致使加热炉热容量过大。第三章热油输送管道的工艺计算3.3热油管道的水力计算（P100）3.3.1热油管道水力计算的特点1）热油管道沿线单位长度上的摩阻损失（水力坡降）不是定值，水力坡降线是一条斜率逐渐增大的曲线。计算热油管道的摩阻损失时，必须考虑管道沿线的温降情况及油品的粘温特性。即先热力计算，后水力计算。2）水力计算以加热站间距为一个计算单元，全线摩阻损失为各加热站间摩阻的总和。第三章热油输送管道的工艺计算3.3.2热油管道摩阻计算方法

（1）理论计算方法(P102-103)

利用温降公式、粘温关系式以及摩阻计算公式得到热油管道摩阻计算的理论公式。由：得：其中lR为加热站间距，在一个加热站间积分得：第三章热油输送管道的工艺计算第三章热油输送管道的工艺计算

hT0：hTR：由则：简记为：△l为热油管道轴向温降的摩阻修正系数若以不同的粘温方程来推导摩阻计算公式，可以导出不同的△l计算式。（2）平均温度计算方法(P101)思路：按管道起终点的平均温度下的油流粘度，用等温输送的方式计算一个加热站的摩阻。具体步骤如下：1）计算加热站间油流的平均温度Tpj；2）由粘温关系确定温度为Tpj时的油流粘度；3）计算一个加热站间的摩阻hR；理论平均温度也可加权取值或第三章热油输送管道的工艺计算（3）分段计算法思路：将整个站间管道分为若干段，每段内按平均温度计算法计算其摩阻损失，各段摩阻损失之和即为整个站间管道总的摩阻损失。计算步骤：1）作粘温曲线2）作站间温降曲线；3）根据临界雷诺数计算临界粘度,从而判断沿线流态的变化；4）将加热站间管段分成若干小段，每一小段温降不超过3～5℃；5）计算平均温度；第三章热油输送管道的工艺计算6）由确定；7）计算第i小段的摩阻hi；8）9）计算总压头，若有Nq个加热站，且各站进出站温度相同，则10）泵站数第三章热油输送管道的工艺计算（4）径向温降对摩阻的影响(P103)

油流径向存在一定的温度场分布，径向温差会引起油流在径向的对流运动。由于径向温降引起的扰动及管壁附近油流粘度的增大，会引起附加的压头损失，在层流时影响大。用径向温降摩阻修正系数来修正计算摩阻。在紊流时，径向温降对摩阻损失的影响很小，对某些流态为层流的重油管道，△r约在1.1～1.4之间。第三章热油输送管道的工艺计算3.4加热站和泵站的布置3.4.1加热站的布置

1）如果每个加热站的站间沿线K值大致一样，则各进出口温度也大致相同，则可按等距离布置加热站，与高差无关。

2）若沿线K值相差较大，则按实际计算的加热站间距分别布置热站。3.4.2泵站的布置

1）按平均温度法进行水力计算时的布站

2）按分段计算法进行水力计算时的布站第三章热油输送管道的工艺计算1）作两加热站间管路水力坡降线；2）起点站，作水力坡降线；3）如果两泵站间有加热站，则水力坡降线发生转折；4）调整站址，尽可能使相距较近的热站和泵站合并在一起。热油管道的泵站及加热站的布置第三章热油输送管道的工艺计算3.4.3各参数的校核在加热站和泵站确定以后，应该按已定的站址计算各站的操作参数和各季度的操作参数。各加热站进出站温度、热负荷、燃料消耗，确定各季度的加热站数；各泵站、热站的进出站压力；最大出站温度和最低终点温度下的最小安全输量；热力越站时各站的操作参数；水力越站时各站的操作参数。第三章热油输送管道的工艺计算2）如何作管路特性曲线和工作点从温降公式可以看出：

不同的流量Q，温度变化情况不同，管路中油流的平均温度不一样，因此粘度不一样，摩阻也不一样，因此，在布置泵站时，只能利用近似地作出管路特性曲线来求得工作点。注意事项：

1）如何判断翻越点

按任务输量和平均温度下的粘度计算水力坡降线，在纵断面图上初步判断翻越点（也可以通过计算），以后再根据工作点流量进行校核；第三章热油输送管道的工艺计算3.5热油管路的特性曲线（P199-120）对等温管道：对热油管道：即：Q的变化引起流速和粘度的变化，而且二者的变化趋势是相反的，其关键是流量变化会引起温度的变化。3.5.1流量的变化对温度影响的变化趋势分析TR保持不变时，流量Q变化TZ的影响。第三章热油输送管道的工艺计算1）在小流量范围内，流量增加，TZ的变化不大，流量的增加对温度增加的影响不大，对粘度产生的影响小；2）当流量继续增加，TZ的增加很快，平均油温增加也快，流量的增加，油流的粘度下降很明显；3）如果流量再继续增加进入大流量区，此时TZ的增加变缓，在大流量区，流量的增加，对粘度产生的影响小。进站温度随流量的变化关系曲线第三章热油输送管道的工艺计算3.5.2热油管路的特性曲线小流量区；中流量区；大流量区

热油管道管路特性曲线进站温度随流量的变化关系曲线进站温度随流量的变化关系曲线第三章热油输送管道的工艺计算分析：III区是工作区。I区是非工作区。II区为不稳定区。因为如果在II区工作，如果某些原因引起流量下降，则摩阻反而增大，从而迫使泵的排量进一步减少，直到进入I区，因此操作中应该避免工作点出现在II区。

热油管道管路特性曲线第三章热油输送管道的工艺计算对高含蜡原油，一般不会出现Ⅱ区，因为对高含蜡原油，热站进站温度TZ>凝固点，在TZ到TR的温度变化范围内，粘度的变化比较平稳，而且对含蜡原油一般在紊流区工作，此时。对高粘原油，出现Ⅱ区的可能性较大，主要是高粘原油的粘温曲线比较陡，而且高粘原油一般在层流区工作。综合分析，出现Ⅱ区主要是在层流区，其根本原因是油的粘温曲线，在某个温度范围内，温度的微小变化，会引起粘度的急剧变化，从而使粘度成了影响摩阻的主导因素。第三章热油输送管道的工艺计算3.6热油管道的日常运行管理

3.6.1热油管道的经济运行方案（P210）目标函数（P211）

当输送任务一定时，可用能耗费S作为衡量方案经济性的指标，其中包括泵机组的动力费SP和加热站的燃料费SR。第三章热油输送管道的工艺计算约束条件

包括：能量平衡约束；进出站压力约束；进出站温度约束。求解方法混合离散变量优化方法。第三章热油输送管道的工艺计算3.6.2热油管道的启动与停输（P213）启动

热油管道的启动的热力、水力工况属于不稳定工况。土壤稳定温度场的建立需要很长的时间。启动分为冷启动和热启动，大多数情况下都要预热，一般采用热水或轻质油。需要确定热油管道的启动时间，或者说管道的预热时间。预热时间采用理论或者经验公式：第三章热油输送管道的工艺计算停输

为防止热油管道在停输时发生“冻结”，就必须知道热油管道的安全停输时间。在此时间内，对高凝原油，在停输的管道中不发生凝结；对高粘原油，其粘度不致会增加到压力损失超过泵站的最大允许压力。再启动

a、顶挤：用低粘油品顶挤冷油

b、管中心为液相的再启动

c、胶凝原油管道的再启动第三章热油输送管道的工艺计算秦京线宝坻—大兴站出站温度TR与K值的关系3.7影响热油管道能耗的主要因素

（1）出站温度变化对热能消耗的影响提高加热站出站温度会使管道散热量增加，而且会使管道的总传热系数增大。因此过多的提高出站温度对进站油温的影响不大，在保证安全生产的前提下,根据所输原油的有关物理性质、凝点及粘温特性选择终点油温略高于原油凝固点进行输送是一项十分有效的节能措施。出站温度（℃）输量（t/h）地温（℃）传热系数(w/m2.k)44.84537.6119.251.653746.90539.9619.101.895442.43703.6316.981.895344.60714.3516.752.2134第三章热油输送管道的工艺计算（2）输油量变化对热能消耗的影响规定进站油温为一定值,假设其他参数不变,如果输油量增加,出站油温变小,管路的热损失就减少了,加热炉的燃料消耗量也会下降。第三章热油输送管道的工艺计算（3）管线总传热系数与结蜡厚度的变化对热能消耗的影响随着凝油层和结蜡层厚度的增加,管壁的热阻变大,Ｋ值将会降低,管路的热损失就会减少,相应的管输能耗就会下降。但当蜡层厚度超过一定值时,管道总的综合能耗反而呈上升趋势,因此要根据管道的实际输量和不同的季节进行清蜡,使管道保持合理的蜡层厚度,这样可以有效地降低管道能耗。第三章热油输送管道的工艺计算（4）季节变化热能消耗的影响

随着季节的变化,管道埋深处的自然地温将发生变化,使管线的总传热系数也发生变化,最终导致管输能耗发生变化。在Ｋ值下降的月份里,管道的散热损失减少,管输能耗下降,当Ｋ值上升时,情况正好相反。因此,在摸清管线的总传热系数随时间变化规律的基础上,根据不同的季节合理地调整加热炉的运行台数和负荷,在保证安全输油的前提下,力争使管线的热力能耗降到最低。第三章热油输送管道的工艺计算（5）电能消耗的影响因素和采取的措施输油电耗在总的能量消耗中占有相当大的比例,以东黄输油管道为例,其输油耗电费用占输油成本的4%左右,因此,节约电费开支是提高输油企业经济效益的重要环节。对于在役管线,由于输量逐年递减,使得输油泵“大马拉小车”的现象日趋明显,管线节流损失严重,能源浪费较大。要针对影响输油电能消耗的主要因素制定输油泵机组的运行方案和用电系统的节电管理措施。

输油泵的耗电量与运行压力(出站压力)成正比。因此,在生产运行中以出站压力作为控制参数时,应根据出站压力的变化,选择不同型号的泵,做到大中小合理搭配。第三章热油输送管道的工艺计算

输油泵所消耗的功率与流量成正比。因此,要根据月、季下达的输油排量计划制订出正常排量、大排量及低排量输送工况下泵的优化运行方案,使输量与输油泵的额定输量尽可能一致,减少节流损失。

输油泵所消耗的功率与泵效成反比。由于输油泵在长期的运行过程中工作效率会逐渐降低,致使电能消耗增大,因此,应从提高泵效入手来降低电耗。提高泵效一般从两方面进行,一方面是对泵机组本身进行技术改造,可采用车削叶轮、拆级、加装调速装置或调速电机等方法,另一方面是加强机组的检修,提高检修质量和设备完好率,注意杜绝跑、冒、滴、漏现象的发生,采取这些措施会收到明显的节电效果。第三章热油输送管道的工艺计算输油管道设计与管理第四章易凝高粘原油的输送工艺第一部分概述

我国原油按其流动性质可以分为三类。一类为轻质低粘原油。第二类为含蜡较多的易凝原油，常称“含蜡原油”；第三类是胶质、沥青质含量大的高粘度原油，通常称为稠油。后两类原油又统称为易凝高粘原油，其流动性较差，对其管道输送，需采取措施改善其流动性。以前大多采用加热输送，虽然行之有效，但存在着燃料消耗大、占用的设备及人力多、事故停输后有凝结危险等缺点。近年来我国各油田在探索易凝、高粘原油的不加热输送及降低输送温度方面，均已有显著进展。易凝、高粘原油的不加热输送也称为常温输送，包括：稀释、热处理、与表面活性物质水溶液混输、加降凝剂、减阻剂、热分解等方法。第四章易凝高粘原油的输送工艺4.1含蜡原油的流变特性流变特性：在温度一定且没有湍动的情况下，对流体施加的剪切应力和其产生的垂直于剪切面的剪切应变（剪切速率、速度梯度）之间的关系，也就是流体的变形和阻力之间的相互关系，根据流体的流变特性可将流体进行分类。第四章易凝高粘原油的输送工艺牛顿流体假塑性流体胀流性流体屈服假塑性流体宾汉姆流体第四章易凝高粘原油的输送工艺牛顿内摩擦定律：4.1.1含蜡原油的相态变化（P128）在不同的温度下，原油中所含的蜡处于不同的形态，使原油表现出不同的流变特性。随着温度的降低，蜡晶不断析出，含蜡原油的相变过程大致可分为三个阶段。

高温阶段：单一相或两相（液烃是连续相），牛顿流体。粘度只随温度变化；

温度降低：两相（液烃是连续相），粘度是温度、剪切速率的函数，表现出非牛顿性质，具有剪切稀释性；

温度进一步降低：两相（蜡晶是连续相），具有较强的触变性。第四章易凝高粘原油的输送工艺4.1.2含蜡原油的流变特性含蜡原油不同温度区间的流变特性变化析蜡点反常点第四章易凝高粘原油的输送工艺4.1.3评价含蜡原油流变性的主要指标（P142）

粘度（表观粘度）

剪切应力与剪切速率之比。直接影响油流摩阻的大小。

凝点（倾点）规定的条件下测得的油样“不流动”的最高温度或“能流动”的最低温度，达到凝点时蜡晶在系统中成为连续相。

静屈服值（屈服应力）

含蜡原油在静态时的屈服强度。与管道停输后再启动压力直接相关。第四章易凝高粘原油的输送工艺4.1.4含蜡原油管道内流态、流型变化及摩阻计算（P159）

根据输送温度的变化和原油的流变特性，含蜡原油在管道内的流动过程中可能有流型的改变，也可能有流态的改变。根据临界雷诺数确定临界粘度和临界温度Tft，通过判断临界温度与反常点Ta的关系来判断流型和流态的变化。

Tft>Ta

Tft<Ta牛顿流体紊流非牛顿流体紊流非牛顿流体层流TftTa牛顿流体紊流牛顿流体层流非牛顿流体层流TftTa第四章易凝高粘原油的输送工艺4.2含蜡原油的加降凝剂输送（P159）

降凝剂又称蜡晶改良（抑制）剂或流动改进剂，它可以降低含蜡原油凝点同时改善其低温流动性。它是一种高分子有机化合物或聚合物。4.2.1作用机理(P160)

一般认为，降凝剂改变了蜡晶形态，推迟了原油胶凝过程。降凝剂分子粘附在析出的蜡晶边缘，减少了蜡晶之间的亲合力，抑制了蜡晶相互交联。作用机理大致三种：晶核作用吸附作用共晶作用第四章易凝高粘原油的输送工艺共晶与吸附理论是目前较公认的机理，因降凝剂一般具有长烷烃主链和极性侧链。若长链烃与原油中蜡分布最集中的链长相近，具有相同的结晶温度范围时，原油冷却时降凝剂与蜡同时共晶析出，或吸附在蜡晶表面。新生成的蜡晶不断被降凝剂包围，形成树枝状结晶，不易形成空间网络结构，从而降低了原油凝点，改善了低温流动性。第四章易凝高粘原油的输送工艺4.2.2影响降凝剂效果的主要因素（P163）（1）原油与降凝剂的配伍规律由于原油的蜡分布、胶质-沥青质含量、分子结构等各不相同，降凝剂也有不同种类，它们之间有很强的选择性。需要对不同原油分别筛选其适宜的降凝剂。当降凝剂的溶化或结晶温度范围及分子结构与原油中蜡晶析出温度范围相近时，效果较明显。原油中不同种类的胶质对降凝剂作用的影响不同。胶质的组成、结构及胶质极性基团的性质对降凝剂作用有很大的影响。胶质的影响与其浓度有关。第四章易凝高粘原油的输送工艺（2）加剂浓度的影响(P164)

最佳的加剂浓度与原油组成及降凝剂种类有关。（3）加剂处理温度及冷却速度的影响适当的加剂处理温度可使降凝剂充分分散在原油中，同时充分发挥胶质、沥青质在石蜡结晶过程中改善低温流动性的作用，达到最佳处理效果。原油加热温度过低，加剂效果会明显恶化。不同原油的组成、蜡分布各异，最佳的加剂处理温度也不同。试验表明它一般低于最佳热处理温度。析蜡点温度以上，冷却速率对加剂效果没有影响。析蜡点以下，过快或过慢的冷却会降低加剂效果。第四章易凝高粘原油的输送工艺（4）剪切作用的影响不同温度范围的剪切

在析蜡温度以上，剪切对降凝剂效果无明显影响。在析蜡温度范围，甚至在析蜡高峰区，管流低速剪切或实验室内低速搅拌等对处理效果影响较小。对新疆三大盆地混合原油（凝点10～15℃，降温至20～25℃进入析蜡高峰区）的试验中，由40℃降温至2℃，冷却过程中剪切速率在0～121.58s-1范围内，加剂原油的流变性变化不大。当剪速更大时，原油表观粘度较明显上升。经过离心泵剪切或粘度计内高速剪切后，凝点和表现粘度都大幅度上升。第四章易凝高粘原油的输送工艺高速剪切的影响油温低于析蜡点，高速剪切会恶化降凝剂效果。特别是析蜡高峰区，油温越低、高速剪切的剪速越高、时间越长，降凝剂效果越差。

剪切作用影响大小与原油组成及降凝剂种类有关，也与剪切强度、剪切时间、剪切温度等有关。当原油含蜡量高、蜡胶比高，有明显的析蜡高峰区时，剪切的影响就大。存在一个剪切敏感区域，对应于开始进入析蜡高峰区至析蜡最高峰的温度区间，否则剪切的影响就较小。如新疆吐哈原油含蜡量较高，析蜡过程集中，有明显的析蜡高峰，加剂后耐剪切性较差。第四章易凝高粘原油的输送工艺4.3热处理输送工艺（P176）

定义：含蜡原油的热处理，是将原油加热到一定温度，使原油中的石蜡、胶质—沥青质溶解，分散在原油中。再以一定的温降速率和方式（动冷或静冷）冷却，以改变析出的蜡晶形态和强度，改善原油的低温流动性。利用原油热处理实现含蜡原油的常温输送或延长输送距离，称为热处理输送。第四章易凝高粘原油的输送工艺4.3.1含蜡原油的热处理效果

第四章易凝高粘原油的输送工艺（1）含蜡原油的热处理效果每种原油都有一个最优的热处理温度和一个最差的热处理温度。各种原油最优与最差热处理对比中，蜡胶比大的原油，其凝点下降幅度较小。不同热处理温度对静屈服值的影响最大，最优处理时静屈服值多下降90％以上。最优热处理时反常点下降，使原油在较低温度范围仍为牛顿流型，原油显现触变性的温度也降低了。热处理只改善低温流动性，在析蜡点以上温度范围内，对粘温特性影响不大。第四章易凝高粘原油的输送工艺第四章易凝高粘原油的输送工艺（2）热处理效果的复现性和恢复性

热处理效果的复现性和恢复性是热处理输送方法能否用于输油生产的重要依据，从我国各主要油田原油的热处理试验看来，在最优热处理温度下，不同时期多次试验的结果相近，试验的复现性是好的。但大多数原油呈现出较强的恢复性，原油在经最优热处理温度加热后冷却，恒温静置一段时间后各流变参数恢复至未处理情况。原油热处理效果的稳定性对管输应用十分重要。若某种原油热处理后虽然低温流动性大幅度改善，但很快即变差或失效，就难以实际应用。第四章易凝高粘原油的输送工艺4.3.2影响热处理效果的因素（1）原油的组成

不同的含蜡原油，其热处理效果不同，根本原因是原油的组成各异。国内外试验研究表明，在一定蜡胶比范围内可获得较好的热处理效果。在原油温降析蜡过程中，适量的胶质—沥青质被吸附在蜡晶表面，可以阻碍蜡晶的聚集，推迟网络结构的形成或形成强度较低的树枝状结构。若胶质沥青质过少，不足以完成上述的吸附分隔作用；若其含量过多，而可能改变形态的蜡晶量相对较少，均使热处理效果较差。有的资料提出较适宜的蜡胶比为0.5～1.70。我国东部地区含蜡原油的蜡胶比大多在此范围内。石蜡结晶形态变化是热处理作用的关键。第四章易凝高粘原油的输送工艺（2）热处理温度各种外界条件的作用是相互联系的，但其中起主要作用的是加热温度。从表中可以看出，多数原油的最差热处理温度均在50℃左右，对这一现象的解释是：当加热至50℃左右时，溶解了部分蜡晶，其所游离出来的胶质沥青质被吸附在未溶解的蜡晶表面，在以后的冷却过程中重新析出的蜡晶，就没有胶质沥青质吸附上去了，因而形成了致密、坚固的结构。每种原油的最佳热处理温度不同。在此温度下，原油中石蜡大部分溶解，胶质沥青质全部分散在液相中，使冷却过程中石蜡重结晶能形成最弱的结构。由于各种原油的蜡分布不同、熔点不同，故最佳热处理温度也不同。第四章易凝高粘原油的输送工艺（3）冷却速度在降温析蜡重结晶过程中，原油中的蜡晶形态受新的晶核的生成速度和已有蜡晶的长大速度两方面的影响，当冷却速度很快时，新的晶核的生成速度远比已有的蜡晶的长大速度快，因而形成大量细小的结晶体系，其表面能和结构强度均较大。当冷却速度控制在某一范围，使蜡晶长大的速度大于晶核的生成速度时，就可能形成强度较小的大而松散蜡晶结构。因此，在析蜡温度区间，尤其在析蜡高峰区，应当避免过快或很慢的冷却。第四章易凝高粘原油的输送工艺（4）剪切的影响冷却过程中剪切的影响是和受剪切的蜡晶形态密切相关的，故在不同的温度范围和冷却速度下，剪切的影响不同。在析蜡高峰区，高速强烈剪切会使原油流变性恶化。输油管道上过泵剪切或流过节流阀时均属于这种剪切条件。这是因为此时液态原油中蜡大量析出，强烈剪切下生成大量细小蜡晶的缘故。但油温接近