王 帥，何玉玉，龍相琪，朱曉毅，程新旺

（延安大學石油工程與環(huán)境工程學院，陜西延安 716000）

目前，面對中輕質(zhì)原油儲備逐漸枯竭的局勢，必須實現(xiàn)常規(guī)原油到非常規(guī)原油轉變［1-3］，故原油開采逐漸轉向稠油及超特稠油［4］，開發(fā)范圍也逐漸從陸地向近海、深水擴展［5-6］。同時，給稠油管道的安全、順利輸送和停運再啟動帶來了巨大挑戰(zhàn)。對具有黏度高、黏附性強、凝點低、流動性差等特點的稠油而言，若遭遇管道停輸，雖不至造成凝管，但由于稠油的低溫高黏特性，易使再啟動壓力過大威脅再啟動安全［7-8］。針對這些難點，有不少學者對此進行了一系列的研究：吳海浩等［9］根據(jù)海底稠油管道停輸再啟動的特點，研究再啟動溫度、管內(nèi)存油含水率大小及油水混合液乳化情況對管內(nèi)存油的流變性的影響，流變性又直接影響到再啟動過程以及再啟動壓力；張棟等［10］采用旋轉流變儀進行了流變學測試，隨溫度的上升，超稠原油的黏度、觸變性和屈服應力均呈現(xiàn)出指數(shù)衰減的趨勢，超稠原油表現(xiàn)出明顯的黏彈性性質(zhì)，且隨頻率的增大，樣品從黏性主導轉變成彈性主導；劉天佑等［11］通過對液體管道啟動過程、非牛頓體觸變性及兩者關系的研究，導出了管道啟動壓力的計算方法和啟動壓力與啟動流量的相關規(guī)律。本文針對稠油-水混輸停運海底管道，分析稠油-水混輸海管的停輸溫降、臨界啟動壓力及再啟動壓力特性，對稠油-水的黏溫關系和再啟動壓力進行計算分析，進而以此為基礎得出再啟動及置換方案，為海底管道停輸再啟動與置換方案提供實驗數(shù)據(jù)支撐與理論依據(jù)。

1 實驗部分

由于油水互不相溶，因此油和水的混合物在一定條件下呈現(xiàn)乳液狀態(tài)。稠油-水流變行為的復雜性、不同流態(tài)下壓差的巨大差異、同時伴隨著混合流體轉變形成乳狀液，使不相溶水與油的研究變得更加復雜［12-14］。乳狀液是一種復雜的混合物，其間存在著由分散相轉變?yōu)檫B續(xù)相的過程，所以溫度、含水率對流變特性有重要影響作用。

1.1 實驗油品及管線

研究的停輸管線為旅大油田LD21-2至LD16-3海底管道，該海底管道長度為15.9 km，管道內(nèi)徑為250 mm，壁厚為12.7 mm，以該管線中稠油-水混合液為所研究的油品對象，其含水率的研究范圍采取0%~90%。

1.2 實驗裝置及方法

利用HAAKE 智能流變儀同軸圓筒流變儀測量系統(tǒng)測試油品流變性，實驗方法是將實驗稠油油樣倒入圓筒的刻線處，安裝轉子，操作手動升降裝置，將轉子降至同軸圓筒內(nèi)的適當位置，其外圓筒保持靜止，轉子以一定速度旋轉，帶動液體在環(huán)形空間內(nèi)剪切轉動，由于油樣的黏性在轉動中會產(chǎn)生黏滯阻力，使轉子帶動液體旋轉時產(chǎn)生扭動力矩，油樣黏度越大所產(chǎn)生的扭矩也越大。流變儀控制軟件操作界面，通過設定不同剪切速率，測定轉子在實驗稠油油樣中不同轉速下所產(chǎn)生的扭矩大小，用于擬合流體的黏溫曲線，分析對應工況下稠油及其乳狀液的表觀黏度，其表觀黏度可表征稠油-水混合液抵抗流動的能力，即反映流體受外力作用時與管內(nèi)壁間呈現(xiàn)的內(nèi)部摩擦力。

1.3 不同工況剪切速率與應力關系

稠油的流變學特性給管道停輸再啟動的研究奠定了理論基礎。在稠油-水混合液中，稠油黏度與溫度成反比，隨著溫度越來越高，稠油黏度逐漸下降，在4 ℃~30 ℃范圍內(nèi)黏度急劇下降，這時流體近似接近于牛頓流體。而在同一溫度條件下，稠油乳狀液存在一個反相點（即油包水轉向水包油），該稠油乳液的反相點為40%，在反相點之前，隨著含水率的持續(xù)增加，稠油黏度增加；在反相點之后，隨著含水率的逐漸增加，油品黏度迅速減小。當含水率小于反相點時，稠油與水形成的油包水型乳狀液為均相液體，流變指數(shù)n 值趨近1，按牛頓流體特性進行分析。此外，采用哈克旋轉流變儀測定旅大稠油油樣在不同含水率、不同溫度下的表觀黏度，分析實驗所得到的數(shù)據(jù)，繪制不同含水率下稠油乳狀液的黏溫曲線，如圖1所示。

由圖1 可知，稠油-水乳狀液隨溫度的升高，稠油的黏度降低。當溫度低于50 ℃時，降低趨勢顯著；當溫度升高至50 ℃時，黏溫曲線出現(xiàn)拐點；當溫度高于50 ℃時，隨著溫度繼續(xù)升高，黏度變化不顯著，黏溫曲線比較平緩，這時溫度對黏度的影響越來越小。黏溫曲線表明稠油的黏溫關系趨于線性，但是，曲線斜率隨溫度變化而變化，隨著溫度越來越高，黏溫曲線斜率逐漸減小，可見稠油的黏度隨溫度變化明顯。而稠油輸送過程中，油流表觀黏度是一個重要參數(shù)，深入研究溫度變化成為確定停輸再啟動方案的重要條件。

圖1 稠油-水乳狀液黏溫曲線

2 結果分析與討論

2.1 停運海管溫降及停輸時間

海底管道外部環(huán)境溫度要遠比管道內(nèi)部油溫低，因此當管道停輸后，管道將繼續(xù)將熱量傳遞給海底環(huán)境。而管道全線溫度隨沿程下降的同時，管線同一位置處的油流溫度將隨停輸時間的增加而下降，直到無限接近于海底環(huán)境溫度4 ℃。運用OLGA 仿真軟件，并結合PVTSIM，根據(jù)稠油組分性質(zhì)，建立LD21-2 至LD16-3 海底管道仿真模型，結合實際管道輸油量Q1和輸水量Q2，分析海管停輸后沿線溫度變化情況，并模擬了該管線在正常管輸流動過程沿程溫降情況，其中，v 為管內(nèi)整體稠油-水混輸?shù)囊合嗔魉?，溫度從入口溫度T1（59.89 ℃）降至出口溫度T2（45.28 ℃），與實際管道60 ℃降至45 ℃相符，驗證了其軟件模擬的可靠性（表1）。

表1 模型計算值與實際運行值對比

模擬了含水率0%、30%、50%、70%這4種不同工況下停輸后管道末端溫度隨停輸時間的變化情況，如圖2所示。由圖可得，油流溫度隨著停輸時間的增加而下降，純油的溫度下降的最低，而油流中含水時，停輸過程的整體溫度高于純油，究其原因，由于水的比熱容要高于稠油，因此在含水70%時，停輸溫降后溫度處于較高狀態(tài)。且隨著停輸管道溫度的降低直接影響管內(nèi)油流黏性增大，進而影響著再啟動過程壓力的大小，以此為基礎將對停運管的臨界啟動壓力、再啟動及置換對策進行探究與分析。

圖2 管道末端停輸后溫度隨時間的變化關系

2.2 臨界啟動壓力

海底管道在停輸再啟動過程所面臨的工況較為復雜，不同含水率、不同溫度、不同輸量等因素，都會引起停輸管道再啟動的變化，也使得再啟動壓力計算變得相對困難。將對多種工況（啟動流量分別為4 100、3 100、2 100 m3/d）進行計算。

如圖3所示的管段，在以管軸線為中心，半徑為r的圓柱體上，存在著2個方向相反的平衡力F1、F2。

圖3 稠油-水管流受力分析示意圖

在假設停輸管滿足管內(nèi)徑均等、啟動過程以穩(wěn)態(tài)層流流動、油流為不可壓縮流體、管內(nèi)壁間不存在滑移等條件下，根據(jù)平衡原理，可推導停運海管再啟動壓力的計算模型。

由式（1）（2）（3）可得：

通過細管斷面的啟動流量，得到式（5），如圖4所示，其中圖4 與圖3 中r 為同一變量，表示積分過程中的管道半徑的微元量。

圖4 牛頓流體層流流速分布圖

式中，Q 為管道啟動流量（m3/d）；R 為管道半徑（m）；D 為管道直徑（m）；L 為管長（m）；A 為管道橫截面積（m2）；u 為稠油-水混合物流速（m/s）；γ?為剪切速率（s-1）；μ 為稠油-水混合物的表觀黏度（Pa·s）；τ為剪切應力（Pa）；?P為管道臨界啟動壓力（MPa）。

依據(jù)所推導的再啟動壓力計算模型，所研究的旅大油田停輸管線管長為15.9 km，管內(nèi)徑為250 mm，計算了停輸一定時間后，溫度分別降至4 ℃和30 ℃時，不同含水率、不同啟動流量下的臨界再啟動壓力，其計算結果如表2所示。

由表2 可知，停運管在啟動過程油流所產(chǎn)生的剪切速率與含水率和溫度無關，其僅受啟動流量的影響；再啟動壓力大小與含水率、溫度、啟動流量（即管內(nèi)油流所產(chǎn)生的剪切速率）等均有關系，且受這3個因素的影響較大。再啟動壓力隨啟動流量的增大而增大，隨溫度的升高而降低。而再啟動壓力在含水0%、50%、90%的工況下，純油時啟動壓力最大、含水50%次之、含水90%時最小，可見稠油-水混輸停運反相后，再啟動壓力降隨含水率的增加而降低。而停輸管道的溫度受管道停輸時間的影響，隨著停輸時間的延長而逐漸下降，直至趨于海底的環(huán)境溫度，因此停輸時間對啟動壓力產(chǎn)生間接的影響作用。

表2 不同工況下啟動壓力變化關系

對于旅大油田海上平臺，泵機組可提供的最大壓力為4.0 MPa，管道最大允許壓力（承壓）為8.0 MPa，因此，將4.0 MPa 作為該管線停輸后能否順利啟動的臨界壓力值。將再啟動壓力與泵機組可提供最大壓力相比較，若計算得到的再啟動壓力大小低于泵機組可提供的最大壓力4.0 MPa 時，可進行自啟動，即采取自啟動方案；當所求得的啟動壓力大小高于泵機組可提供的最大壓力時，則無法進行自啟動，需進行頂擠置換。特別針對接近泵機組可提供的最大啟動壓力的數(shù)值進行分析，當達到4.0 MPa，所計算得出的啟動流量要比原來的流量大。例如，取溫度為30 ℃，所對應的含水率分別為0%（純稠油）、50%、90%這3 組數(shù)據(jù)，當啟動壓力為4.0 MPa，求得的流量分別為4 252.85、2 671.66和8 014.99 m3/d，所得到的流量明顯要高于之前的流量。低于泵機組可提供的最大壓力且接近于此值的可通過增大輸量來調(diào)節(jié)。此外，也充分考慮并利用管道的承壓，進行停輸管線的再啟動。

2.3 再啟動及置換對策

停輸海管的再啟動及置換流程，如圖5 所示。首先需要確定相關參數(shù)，進而對再啟動壓力進行計算，若計算所得壓力超過泵機組所能提供的壓力或管線最大允許操作壓力，則需采用頂擠置換方案；若在允許壓力范圍之內(nèi)，即可采用啟動方案，直至停輸管線恢復正常工作。在一定的停輸工況下，通過再啟動壓力的計算，能夠有針對性選取停輸管線的啟動方案。

圖5 停輸海管再啟動及置換流程

2.3.1 自啟動

利用海管中所輸送的油品直接頂擠啟動的方式為停輸后自啟動，當管道停輸后，油流的溫度會在管道內(nèi)持續(xù)溫降，溫度會不斷降低至最低溫度，停輸時間越長，溫度下降的幅度越大，直至最終趨于海底的環(huán)境溫度。由于停輸時間會影響到管內(nèi)油流溫度的降低，而溫降必然影響到油流的流變特性，通過分析對比溫降過程黏性的變化，可得到對再啟動壓力的影響。當停輸時間比較短，在一定的啟動流量下，啟動壓力未超過管線最大允許操作壓力和海上平臺泵機組能夠提供的最大壓力時，則可以采取自啟動的方法，對停輸管線實施再啟動。比如，在含水率50%、啟動流量2 100 m3/d、停輸溫降至30 ℃時，其再啟動壓力為3.17 MPa，可采用再啟動方案?？紤]到啟動壓力的波動，再啟動過程較為平穩(wěn)，可先以較小啟動流量進行頂擠，運行一段時間后，再增輸至其預計的啟動流量，完成整個停輸海管的再啟動過程。

通過對不同輸量下停輸海管再啟動壓力的計算，得到停輸前穩(wěn)定輸量對后期自啟動影響較大，輸量越高，自啟動越容易，究其原因是油流在大輸量下正常輸送時，管道沿線溫降較小，有利于停輸后再啟動。停輸管道能夠安全順利啟動的關鍵是啟動流量的大小，啟輸流量的選取既要考慮能否順利啟動，又要充分利用管道承壓。含水率較大的油品可以實現(xiàn)停輸較長時間后的自啟動，而含水率較小時由于油流黏度大，只可在停輸后較短的時間內(nèi)自啟動，且在自啟動工況下壓力很接近安全啟動壓力的邊界，可能會使得停運管道再啟動壓力大于管線本身的最大承壓或超過泵機組本身能夠提供的最大動力。因此，對于含水率較小的油流不宜采用自啟動，而對停運管線內(nèi)油流進行置換。

2.3.2 置換啟動

當實際再啟動壓力大于泵機組能夠提供的最大動力時，停輸管線不能采取自啟動方案，此時需要采取置換啟動。在含水率0%（即純稠油）、啟動輸量3 100 m3/d、停輸溫降至4 ℃時，其再啟動壓力為45.93 MPa，遠遠大于泵機組可提供的最大壓力與管道最大允許壓力，必須采取置換啟動，即利用不同的啟動介質(zhì)置換管道中的原有油品，當停運管線達到一定的輸量時，再轉變成輸送原來油品的啟動方案。

停運海管在停輸過程中，管內(nèi)油流黏性隨溫度的降低進一步增大，使得再啟動壓力過高，這對停管內(nèi)油品的置換帶來較大挑戰(zhàn)與困難，因此可將熱油和熱水等物質(zhì)作為頂擠流體，將管道中的高黏油品頂替置換，可利用熱油（即加熱后的油流）與熱水［15］頂替停運管內(nèi)油流后再直接啟動或分段啟動。

直接運用海上平臺泵機組輸送熱油或熱水進行停輸管道的再啟動，熱油進入管道，熱油不斷向外散熱并與停輸時管內(nèi)殘留的冷油混合，隨著冷油被熱油擠出，同時高流速作用下管壁上的凝油層所受的剪切力越大，使得管內(nèi)更多凝油被帶走，管內(nèi)油溫逐漸升高，停輸管內(nèi)油流逐漸恢復流動。

3 結論

1）通過分析黏溫曲線可知，油品的黏度隨溫度升高而顯著降低，當溫度高于50 ℃時，黏度隨溫度的變化趨勢比較平穩(wěn)。

2）利用稠油-水乳液的流變數(shù)據(jù)和旋轉啟動應力特性，確定了不同溫度、不同含水率、不同啟動流量下的臨界再啟動壓力；當其低于管線最大允許壓力值時，可充分利用管道承壓，增大輸量來啟動停輸管線。

3）基于臨界啟動壓力值，提出了停輸海管再啟動及置換對策，若再啟動壓力超過泵機組所能提供的壓力或管線最大允許操作壓力，需采取置換方案；若在允許壓力范圍之內(nèi)，則采取啟動方案，直至停輸管線恢復正常工作。

［責任編輯 張 香］