江俊達(dá) 黃啟玉 高雪冬 朱祥瑞 張 雨

(1. 中海石油(中國(guó))有限公司深圳分公司 深圳 518000； 2. 中國(guó)石油大學(xué)(北京)城市油氣輸配北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 102249)

隨著海洋石油開發(fā)的大規(guī)模興起，海底管道的蠟沉積問題日益嚴(yán)重[1]。蠟沉積會(huì)導(dǎo)致管道輸油量的減少，運(yùn)行能耗的增加，嚴(yán)重時(shí)甚至使管道堵塞[2-4]，從而威脅海底管線的正常和安全運(yùn)行[5-6]。管道蠟沉積機(jī)理和影響因素一直以來是眾多學(xué)者的研究熱點(diǎn)，早期的研究認(rèn)為，蠟沉積機(jī)理主要可以歸納為分子擴(kuò)散、剪切彌散、布朗擴(kuò)散和重力沉降等4種[7-9]。隨著深海石油開發(fā)對(duì)蠟沉積研究的推動(dòng)，一種新的考慮剪切剝離影響的“老化機(jī)理”被提出[10]，即沉積層中的蠟分子在濃度梯度作用下發(fā)生徑向擴(kuò)散與反擴(kuò)散，使沉積物的含蠟量隨沉積時(shí)間的延長(zhǎng)而逐漸增加，且沉積物性質(zhì)在徑向上發(fā)生較大的區(qū)別[11-14]。在蠟沉積的影響因素方面，很多研究認(rèn)為管道蠟沉積的發(fā)生是原油組成、流體溫度、油流與管壁溫差、流速、流型、管壁材質(zhì)及沉積時(shí)間等多種因素共同作用的結(jié)果，且沉積主要產(chǎn)生于高凝、高黏、高含蠟的原油。

流花16-2油田位于中國(guó)南海，其海底不保溫管道冬季的海域水溫僅8 ℃，由于管內(nèi)原油和管外環(huán)境的溫差較大，雖然輸送的原油為低凝、低黏、低含蠟原油，但同樣發(fā)生了嚴(yán)重的蠟沉積現(xiàn)象，清管作業(yè)的難度也進(jìn)一步加大。本文利用蠟沉積環(huán)道實(shí)驗(yàn)裝置，分析了低溫環(huán)境下不同油溫、流速、油壁操作溫度區(qū)間及長(zhǎng)時(shí)間老化條件等不同因素對(duì)蠟沉積厚度和蠟沉積物性質(zhì)的影響，明確了低凝、低黏、低含蠟原油在低溫環(huán)境下的蠟沉積機(jī)理，對(duì)油田海底管道的安全運(yùn)行具有重要意義。

1 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

1.1 環(huán)道蠟沉積實(shí)驗(yàn)裝置

環(huán)道蠟沉積裝置在蠟沉積規(guī)律研究中被廣泛應(yīng)用[1]，主要包括油罐系統(tǒng)、動(dòng)力系統(tǒng)、保溫系統(tǒng)、測(cè)試管段、吹掃系統(tǒng)及其他附件(圖1)。其中，油罐系統(tǒng)和測(cè)試管段均與控溫水浴相連，使油溫與壁溫均能保持在實(shí)驗(yàn)溫度；油罐內(nèi)設(shè)置攪拌槳可使罐內(nèi)油溫保持均勻分布；動(dòng)力系統(tǒng)主要由螺桿泵對(duì)原油進(jìn)行驅(qū)動(dòng)并循環(huán)到油罐內(nèi)；保溫系統(tǒng)將管段以保溫材料覆蓋，減少油流向環(huán)境的散熱；測(cè)試管段為環(huán)道裝置中最重要的構(gòu)件，通過水浴控制低壁溫條件與原油形成溫差，從而在測(cè)試段內(nèi)管壁形成蠟沉積。測(cè)試段為內(nèi)外同心套管結(jié)構(gòu)，內(nèi)管徑12 mm，長(zhǎng)度1.5 m。

圖1 環(huán)道蠟沉積實(shí)驗(yàn)裝置示意圖Fig .1 Schematic of flow loop wax deposition appratus

1.2 差示掃描量熱儀(Differential Scanning Calorimeter，DSC)

采用DSC Q20測(cè)定流花16-2油田原油及蠟沉積物的析蠟特性。實(shí)驗(yàn)開始前用氮?dú)獯祾叱龆栊詺怏w空間，原油和蠟沉積物作為測(cè)試樣被密封在鋁制的坩堝中，空氣是其參比樣。測(cè)試原油試樣時(shí)，由于其輕組分較多而加熱至60 ℃，測(cè)試蠟沉積物試樣時(shí)則需加熱至100 ℃，加熱時(shí)間均為1 min。而后溫度以5 ℃/min的冷卻速度降至-25 ℃。蠟晶在冷卻過程中逐漸析出并釋放析蠟潛熱使測(cè)試樣溫度升高。為了保證測(cè)試樣與參比樣溫度一致，DSC將熱流提供給參比樣，從而得到熱流曲線。當(dāng)熱流曲線開始偏移基線時(shí)，說明蠟晶開始從試樣中析出，該點(diǎn)的溫度即為析蠟點(diǎn)[15]。通過蠟的結(jié)晶焓計(jì)算原油試樣或蠟沉積物試樣在不同溫度下的析蠟量，得到析蠟曲線及含蠟量[16]。

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

1) 實(shí)驗(yàn)開始前，將流花16-2油田原油倒入儲(chǔ)油罐。實(shí)驗(yàn)全程保持對(duì)原油的密封以減少輕組分的揮發(fā)。在原油倒入儲(chǔ)油罐之前，須將儲(chǔ)油罐、測(cè)試段和所有保溫帶溫度調(diào)至實(shí)驗(yàn)溫度。

2) 所有控溫單元溫度穩(wěn)定后開啟螺桿泵，使油樣在環(huán)道系統(tǒng)中循環(huán)流動(dòng)。

3) 實(shí)驗(yàn)結(jié)束時(shí)首先停泵，然后將環(huán)道切換至吹掃模式，啟動(dòng)空氣壓縮機(jī)將管道中殘留原油吹掃至儲(chǔ)油罐中。每組實(shí)驗(yàn)吹掃一次，吹掃壓力控制在0.1 MPa以內(nèi)，以確保沉積物不受吹掃影響。

4) 吹掃結(jié)束后，將測(cè)試段拆卸后并豎直放置，逐漸升高測(cè)試段管壁溫度至80 ℃。蠟沉積物逐漸融化脫落，脫落后的蠟沉積物被收集在燒杯中，將燒杯中蠟沉積物稱重，得到各條件下的蠟沉積物質(zhì)量，再對(duì)各條件下蠟沉積物進(jìn)行析蠟特性測(cè)試。

1.4 原油基礎(chǔ)物性

蠟沉積實(shí)驗(yàn)所用原油為流花16-2油田原油，本次實(shí)驗(yàn)測(cè)定了其基礎(chǔ)物性：20 ℃原油密度793.0 kg/m3，凝點(diǎn)-18 ℃，含蠟量4.18%，析蠟點(diǎn)25.2 ℃，其黏溫曲線及析蠟曲線分別如圖2a、b所示。從物性參數(shù)的角度看，流花16-2油田原油為低凝、低黏、低含蠟原油，低溫條件下仍有較好的流動(dòng)性。但從析蠟曲線的角度看，該原油的析蠟過程有2個(gè)階段：在析蠟點(diǎn)至11 ℃區(qū)間，析蠟量的增加較為緩慢；而在低于11 ℃區(qū)間，析蠟量增加明顯加快。說明在11 ℃時(shí)，流花16-2原油可能發(fā)生了蠟分子濃度梯度的增加，進(jìn)而影響了蠟沉積的速度。

圖2 流花16-2油田原油黏溫曲線及析蠟曲線Fig .2 Viscosity-temperature curve and wax precipitation curve of crude oil in LH16-2 oilfield

2 實(shí)驗(yàn)過程與結(jié)果分析

2.1 原油溫度影響

流花16-2油田海底不保溫管道沿線油溫逐漸降低，不同油溫對(duì)應(yīng)的蠟沉積情況也有所不同。實(shí)驗(yàn)中為了保持與實(shí)際情況的一致，采用將管壁溫度、流速設(shè)為定值，改變油溫使其以不同溫度流過環(huán)道的實(shí)驗(yàn)方法。實(shí)驗(yàn)溫度需要涵蓋“冷流”(入口油溫低于析蠟點(diǎn))和“熱流”(入口油溫高于析蠟點(diǎn))。結(jié)合原油物性測(cè)試結(jié)果確定了如下的實(shí)驗(yàn)參數(shù)：管壁溫度8 ℃保持不變，原油流速0.42 m/s，沉積時(shí)間11 h，油溫分別為33、23、16和11 ℃。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后逐漸升高測(cè)試段管壁溫度至80 ℃使蠟沉積物融化脫落，通過測(cè)得的沉積物質(zhì)量和沉積時(shí)間，計(jì)算相應(yīng)的蠟沉積速率：

(1)

式(1)中：W為蠟沉積速率，g/(m2·h)；m為蠟沉積物質(zhì)量，g；D為管道內(nèi)徑，m；L為管道長(zhǎng)度，m；t為沉積時(shí)間，h。

蠟沉積物質(zhì)量和蠟沉積速率隨油溫的變化如圖3所示，不同油溫下的蠟沉積物析蠟特性如表1所示。由于蠟沉積物是由蠟晶結(jié)構(gòu)包裹原油形成的，因此為了分析管壁上實(shí)際蠟沉積物質(zhì)量隨油溫的變化，實(shí)際沉積蠟質(zhì)量通過蠟沉積物質(zhì)量乘以含蠟百分量得到。

圖3 不同油溫對(duì)流花16-2油田管道原油蠟沉積物質(zhì)量和蠟沉積速率的影響Fig .3 Effects of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline temperature on the wax deposit mass and wax deposition rate

表1 不同油溫條件下流花16-2油田管道原油蠟沉積物析蠟特性
Table 1 Wax precipitation characteristics of wax deposit of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline under different oil temperature

油流溫度/℃蠟沉積物質(zhì)量/g析蠟點(diǎn)/℃含蠟量/%實(shí)際沉積蠟質(zhì)量/g330———235.7054.141.22.351612.1357.249.45.991120.6757.243.48.97

由圖3可知，蠟沉積物質(zhì)量隨入口油溫的降低呈增加趨勢(shì)，并與蠟沉積速率變化趨勢(shì)相一致。當(dāng)入口油溫高于原油析蠟點(diǎn)時(shí)未觀察到蠟沉積；隨著溫度的降低，蠟沉積物質(zhì)量越來越大；當(dāng)油溫低至11 ℃時(shí)，蠟沉積物質(zhì)量最大。這一變化規(guī)律可通過蠟分子在油流中的溶解度解釋：當(dāng)油流與管壁之間的溫差增加時(shí)，雖然溫度梯度的上升使蠟分子的擴(kuò)散驅(qū)動(dòng)力增加，但此時(shí)大部分的蠟組分溶解在原油中，因此沉積物質(zhì)量減少；流花16-2油田原油為低凝、低黏、低含蠟原油，較好的油品性質(zhì)對(duì)管道沉積物也起到一定的溶解作用。從表1的結(jié)果也可看出，不同油溫下沉積物的含蠟量均較高，這也側(cè)面證實(shí)了原油對(duì)沉積物的部分溶解作用。

從表1還可發(fā)現(xiàn)，含蠟量與實(shí)際沉積蠟質(zhì)量的發(fā)展趨勢(shì)并不完全相同，實(shí)際沉積蠟質(zhì)量隨油溫的降低而持續(xù)增加，而含蠟量則在16 ℃時(shí)出現(xiàn)了49.4%的峰值。這一現(xiàn)象與蠟沉積物的形成過程有關(guān)：蠟的沉積物實(shí)際上是蠟及其包裹著的原油的混合物，含蠟量與實(shí)際沉積的蠟質(zhì)量及被包裹著的原油量相關(guān)，較小的原油量同樣會(huì)導(dǎo)致含蠟量的升高。

2.2 原油流速影響

原油流速影響管壁溫度場(chǎng)、蠟沉積物表面的剪切應(yīng)力及蠟分子的擴(kuò)散傳質(zhì)過程。為了研究不同原油流速對(duì)蠟沉積的影響，確定了如下的實(shí)驗(yàn)參數(shù)：管壁溫度8 ℃保持不變，油溫11 ℃，沉積時(shí)間11 h，原油流速分別為0.21、0.42和0.57 m/s。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后逐漸升高測(cè)試段管壁溫度至80 ℃使蠟沉積物融化脫落，通過測(cè)量蠟沉積物質(zhì)量并根據(jù)式(1)，得到不同流速條件下蠟沉積物質(zhì)量和蠟沉積速率曲線(圖4)及析蠟特性(表2)。

由圖4可知，蠟沉積物質(zhì)量和沉積速率隨流速的加快而逐漸增至最大值然后再減小。這一現(xiàn)象是傳熱和剪切綜合作用的結(jié)果：當(dāng)其他條件不變時(shí)，溫度梯度隨流量的增加而增大，導(dǎo)致管壁處的蠟分子濃度梯度增大，加快了蠟沉積速率；當(dāng)流速進(jìn)一步增大時(shí)，油流對(duì)蠟沉積層表面的剪切力增大，較軟的蠟沉積物容易被油流沖刷掉。由表2可知，含蠟量隨流速的增加同樣呈增加的趨勢(shì)，這也是油流的剪切作用造成的，剪切應(yīng)力同時(shí)剝落了蠟沉積物中的原油和蠟，但由于沉積物表層的原油較多，當(dāng)這部分原油被剝落后，含蠟量就會(huì)增加。因此從流速的角度看，實(shí)際沉積蠟質(zhì)量的大小取決于剪切剝離作用的強(qiáng)弱。

圖4 不同原油流速對(duì)流花16-2油田管道原油蠟沉積物質(zhì)量和蠟沉積速率的影響Fig .4 Effect of flow velocity of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline on the wax deposit mass and wax deposition rate

表2 不同原油流速條件下流花16-2油田管道原油的蠟沉積物析蠟特性
Table 2 Wax precipitation characteristics of wax deposit of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline under different flow velocity

流速/(m·s-1)蠟沉積物質(zhì)量/g析蠟點(diǎn)/℃含蠟量/%實(shí)際沉積蠟質(zhì)量/g0.2112.2349.141.45.060.4220.6757.243.48.970.5715.9659.455.08.78

2.3 油流與管壁溫度區(qū)間影響

流花16-2油田海管所處的海域水溫度隨季節(jié)而產(chǎn)生較大范圍的變化。為了研究不同海水溫度對(duì)蠟沉積的影響，確定了如下的實(shí)驗(yàn)參數(shù)：沉積時(shí)間11 h，原油流速0.42 m/s，油流與管壁溫度分別為11/8、15/11和19/15 ℃。蠟沉積實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，逐漸升高測(cè)試段管壁溫度至80 ℃使蠟沉積物融化脫落，通過測(cè)量蠟沉積物質(zhì)量并根據(jù)式(1)，得到不同油流與管壁溫度區(qū)間的蠟沉積物質(zhì)量和蠟沉積速率曲線(圖5)及析蠟特性(表3)。

由圖5和表3可知，隨著油流與管壁溫度區(qū)間的升高，蠟沉積物質(zhì)量、沉積速率、含蠟量和實(shí)際沉積蠟質(zhì)量均逐漸降低。這是由于在保持油流與管壁溫差恒定的條件下(本次實(shí)驗(yàn)為4 ℃)，油流與管壁溫度區(qū)間的升高使低碳數(shù)的蠟分子逐漸溶解于原油，油流中蠟分子濃度梯度減小，因此蠟沉積物質(zhì)量降低。

圖5 不同油流與管壁溫度區(qū)間對(duì)流花16-2油田管道原油蠟沉積物質(zhì)量和蠟沉積速率的影響Fig .5 Effect of oil and pipe wall temperature interval on the wax deposit mass and wax deposition rate of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline

表3 不同油流與管壁溫度區(qū)間下流花16-2油田管道原油的蠟沉積物析蠟特性
Table 3 Wax precipitation characteristics of wax deposit of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline under different crude oil/pipe wall temperatures

油流溫度/℃管壁溫度/℃蠟沉積物質(zhì)量/g析蠟點(diǎn)/℃含蠟量/%實(shí)際沉積蠟質(zhì)量/g11820.6757.243.48.9715114.8755.121.32.6819150———

2.4 長(zhǎng)沉積時(shí)間的老化作用影響

在長(zhǎng)沉積時(shí)間的條件下，蠟分子會(huì)在沉積層中沿徑向發(fā)生由表面向內(nèi)層的擴(kuò)散，導(dǎo)致蠟沉積物內(nèi)層含蠟量的增加和硬度的增大，從而影響清管器的受力和操作。為了研究長(zhǎng)沉積時(shí)間條件下蠟沉積物內(nèi)外層的性質(zhì)差異，確定了如下的實(shí)驗(yàn)參數(shù)：管壁溫度8 ℃，原油溫度11 ℃，原油流速0.42 m/s，沉積時(shí)間96 h。實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，將測(cè)試段管壁溫度先后升至40 ℃和80 ℃，使蠟沉積物外層和內(nèi)層分別融化脫落，結(jié)合式(1)得到了長(zhǎng)沉積時(shí)間條件下的蠟沉積物質(zhì)量、蠟沉積速率，以及不同層位的蠟沉積物析蠟點(diǎn)與含蠟量(表4)。

從表4可以看出，當(dāng)沉積時(shí)間達(dá)到96 h時(shí)，蠟沉積物質(zhì)量大幅度增加。在長(zhǎng)沉積時(shí)間的老化作用下，靠近油流的外層沉積物含蠟量為18.7%，而靠近管壁的內(nèi)層沉積物含蠟量則達(dá)到了45.6%，說明蠟沉積物的外層硬度遠(yuǎn)小于內(nèi)層硬度，沉積時(shí)間的延長(zhǎng)對(duì)蠟沉積物的老化效果明顯。

表4 老化作用下流花16-2油田管道原油的蠟沉積物析蠟特性Table 4 Wax precipitation characteristics of wax deposit of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline under aging effect

3 結(jié)論與建議

1) 入口油溫的升高增加了蠟分子的溶解度，使實(shí)際沉積蠟質(zhì)量和蠟沉積速率降低；原油流速的增加提高了傳熱和剪切作用，使蠟沉積物質(zhì)量和沉積速率出現(xiàn)先增加后減小的現(xiàn)象；油流與管壁溫度區(qū)間的升高會(huì)降低油流中蠟分子濃度梯度，使蠟沉積物質(zhì)量、沉積速率、含蠟量降低；沉積時(shí)間的延長(zhǎng)對(duì)蠟沉積物的老化作用明顯，蠟沉積物的質(zhì)量大幅度增加且外層硬度遠(yuǎn)小于內(nèi)層硬度。

2) 流花16-2油田海管所處的海域水溫較低且管道無保溫措施，盡管原油具有低凝、低黏、低含蠟的屬性，但其蠟沉積問題仍較為嚴(yán)重，蠟沉積速率較大且蠟層硬度也較大，對(duì)油田海管的清蠟作業(yè)造成了較大的挑戰(zhàn)。建議在制定油田海管清蠟作業(yè)方案時(shí)，須綜合考慮蠟沉積物的厚度與硬度，在確保管道安全運(yùn)行的條件下相應(yīng)縮短清管周期。