高含蠟海底油氣混輸管道蠟沉積規(guī)律研究

路 宏，顏筱函，周良勝，王傳碩，陳晶華，王 軍

1.中海油研究總院有限責任公司，北京100028

2.中國石油大學（北京） 油氣管道輸送安全國家工程實驗室，北京102249

海底油氣混輸管道輸送過程中出現(xiàn)的蠟沉積現(xiàn)象一直是油氣流動安全保障重點關注的問題。單相原油管道的蠟沉積規(guī)律研究起步較早，目前發(fā)展較為成熟。氣液混輸管道的蠟沉積規(guī)律相比單相管道更為復雜，多數(shù)研究學者通常以單相管道的研究成果作為研究基礎開展研究工作，目前仍處于探索性研究階段。氣液混輸管道流速、傳熱、傳質(zhì)等流動特性受諸多因素影響，因此氣液混輸管道的蠟沉積規(guī)律難以準確預測，適用性也相對局限。

研究氣液混輸管道蠟沉積特性和規(guī)律的方法主要有實驗和數(shù)值模擬兩類。實驗研究能夠宏觀地展現(xiàn)流體的組成、壓力、溫度、流速、流型等因素對管內(nèi)蠟沉積過程和沉積特性的變化規(guī)律。Matzain 等人[1-2]深入研究了水平管路和垂直管路不同流型下的蠟晶沉積過程和沉積特性，提出了管內(nèi)蠟沉積層厚度和硬度分布規(guī)律。張宇、高歌等人[3-4]通過大量實驗探究了在氣液兩相間歇流流型下，氣相及液相折算流速、溫度等關鍵因素對原油析蠟特性的影響。

數(shù)值模擬研究通常是在實驗研究的基礎上，進行半經(jīng)驗蠟沉積模型的構(gòu)建、修正和完善，而后驗證模型的精確性和適用性?，F(xiàn)階段，部分單相蠟沉積技術(shù)理論成果已經(jīng)成功完成應用轉(zhuǎn)化，其中，中國石油大學（北京） 黃啟玉等人以黃啟玉模型為基礎研發(fā)的原油蠟沉積預測軟件V1.0 已在中國海油多條海底管道中成功應用[5-6]。但針對多相蠟沉積技術(shù)成果的應用則相對較少，Tulsa 大學開發(fā)的TUMAX 蠟沉積模擬軟件內(nèi)置Matzain、Singh、Venkatesan 三種改進的蠟沉積模型，該三種模型均考慮了分子擴散和剪切剝離作用效果，此外，在使用Singh 和Venkatesan 模型計算時可將老化機理考慮在內(nèi)，目前該軟件仍在進一步完善中。多相流瞬態(tài)模擬軟件OLGA 也可用于多相蠟沉積模擬，包括：Matazain、Heatanalogy、RRR 三種模型，部分學者[7-9]結(jié)合實際工程案例對該軟件中的模型進行了測試，但對于不同油品和工況得出的預測效果也不盡相同。

本次研究目標是針對典型海上高含蠟原油氣液混輸管道，探究高含蠟多相混輸管道的蠟沉積規(guī)律，以渤中34-1 原油小型環(huán)道實驗為基礎，采用OLGA 軟件和TUMAX 軟件對實驗條件下的蠟沉積結(jié)果開展模擬計算和理論驗證。通過對比實驗結(jié)果和模擬結(jié)果，進一步對軟件的適用性條件進行分析和總結(jié)，旨在為典型高含蠟海底多相混輸管道的工程設計提供應用參考。

1 蠟沉積實驗準備

1.1 實驗裝置

本次研究所用實驗環(huán)道全長25 m，采用DN25不銹鋼管建成，環(huán)道全線設置水套加熱，通過水浴溫控系統(tǒng)循環(huán)純凈水進行控溫，以滿足實驗溫度要求。在進入測試段前，通過4.4 m 長的直管段來保證實驗測試段中的流動為充分發(fā)展流動。測試段和參比段長度均為2 m，由單獨的恒溫水浴分別進行控溫。測試段是蠟沉積的發(fā)生段，實驗過程中溫度設定為壁溫。環(huán)道示意如圖1 所示。

圖1 多相蠟沉積環(huán)道裝置示意

1.2 實驗步驟

第一，實驗開始前，消除油品的剪切歷史和熱歷史，然后注入環(huán)道油罐。第二，對油罐及測試段進行預熱。第三，待罐內(nèi)油品溫度加熱至設定溫度，通過變頻器將螺桿泵調(diào)節(jié)到合適的轉(zhuǎn)速，將流體注入環(huán)道，使液體在環(huán)道內(nèi)循環(huán)流動。第四，啟動壓縮機，待氣體溫度達到油流溫度時，打開注氣閥門，將空氣導入實驗環(huán)道并與液體混合流動。第五，啟動數(shù)據(jù)采集程序，實驗開始計時，采集流速、壓力和溫度等實驗數(shù)據(jù)。第六，實驗結(jié)束后，關閉螺桿泵和注氣閥門，啟動空氣吹掃流程；吹掃完成后，拆卸測試段，利用體積法得到蠟沉積層厚度的平均值，隨后取樣保留進行后續(xù)分析。

1.3 實驗介質(zhì)

本次蠟沉積實驗采用渤中34-1 油田油樣，氣相實驗介質(zhì)采用空氣。實驗測定了油品基礎物性，20 ℃油品密度為884.39 kg/m3，凝點27 ℃，析蠟點43 ℃，含蠟質(zhì)量分數(shù)24.3%，含膠質(zhì)質(zhì)量分數(shù)10.56%，瀝青質(zhì)含量較少，黏溫曲線見圖2。圖3為原油累計析蠟特性曲線。從圖3 可以看出，該原油的析蠟過程可分為兩個階段，從43 ℃降溫至30 ℃的過程中析出蠟量增長速率較為緩慢，在繼續(xù)降溫的過程中析蠟速率明顯加快。由此可知，渤中34-1 油田油品屬于中質(zhì)、高黏油品，高含蠟原油。

圖2 油樣黏溫曲線

圖3 油樣累計析蠟特性曲線

油樣的烴組分分布測試結(jié)果如圖4 所示，從圖4可以看出，渤中34-1 油田原油中的蠟成分主要分布在C11～C40范圍內(nèi)。

圖4 油樣烴組分分布

2 實驗與模擬實施

2.1 方案制訂

為探究氣油比、流速和油溫對管道蠟沉積的影響，制訂了3 組單相原油蠟沉積方案和6 組多相蠟沉積方案，基礎參數(shù)見表1。其中，液相流速選取3 組：1.01、1.22、1.42 m/s，分別位于低速層流、高速層流和紊流區(qū)域；油溫選擇兩組：45 ℃和50 ℃；實驗時長為12 h，模擬時長為24 h。

表1 基礎參數(shù)

2.2 模型建立

（1） 基礎數(shù)據(jù)。針對實驗環(huán)道測試段等比例建立管道模型，總長2 m，管徑25.4 mm，壁厚3 mm，絕對粗糙度0.05 mm，管道不保溫。實驗中的氣體用空氣代替，為與實驗結(jié)果進行對比，本次模擬中所用物流性質(zhì)與實驗保持一致。

（2） 參數(shù)設置。采用OLGA 軟件和TUMAX軟件，針對實驗環(huán)道測試段建立管道模型，針對本次模擬管道規(guī)格和流動環(huán)境，對模型進行如下設置：定義模型入口流量和出口壓力為邊界條件；為提高計算精度，將模型網(wǎng)格劃分為50 段，距離步長△L=40 mm；定義管道總傳熱系數(shù)為一恒定值，不隨模擬過程而發(fā)生改變；選取Matzain 蠟沉積模型，遵循模型中默認的實驗回歸參數(shù)。

3 結(jié)果對比及分析

3.1 單相原油管道蠟沉積實驗及模擬分析

通過單相環(huán)道蠟沉積實驗，得出三種流速下45 ℃原油在管內(nèi)運行12 h 后的管內(nèi)壁蠟沉積層厚度，再與軟件模擬結(jié)果進行對比，對比結(jié)果見圖5。

圖5 實驗與模擬管內(nèi)壁蠟沉積層厚度結(jié)果對比

圖6 OLGA 和TUMAX 軟件的模擬計算結(jié)果對比

3.2 氣液混輸管道蠟沉積實驗及模擬分析

選取45 ℃流體溫度，對比不同流速下單相原油與氣液混輸流體的蠟沉積實驗和模擬結(jié)果，對比結(jié)果如圖7～圖9 所示。

由實驗結(jié)果可知，在管道多相流動中，由于初始形成的蠟沉積層密度較低，因此部分沉積蠟晶受到氣相流體的高速剪切作用，從管內(nèi)壁上脫離，被流動的流體攜帶，因此蠟沉積厚度相對于單相流體有所減小。TUMAX 軟件模擬得到的規(guī)律與實驗規(guī)律基本吻合，而OLGA 模擬得到的規(guī)律明顯不同，多相混輸管道蠟沉積厚度相比單相蠟沉積厚度有所增大，由此可知，Matzain 蠟沉積模型存在一定的適用范圍。為此針對不同的原油流速和原油溫度開展蠟沉積模擬研究，以進一步探討軟件的計算效果。

圖7 低速層流時單相與多相流體蠟沉積實驗結(jié)果對比

圖8 高速層流時單相與多相流體蠟沉積實驗結(jié)果對比

圖9 紊流時單相與多相流體蠟沉積實驗結(jié)果對比

（1） 原油流速。選取油溫為45 ℃，對比不同流速下實驗和模擬結(jié)果，其結(jié)果如圖10 所示。

從圖10 可以看出，TUMAX 模擬結(jié)果與實驗結(jié)果規(guī)律一致，隨著流速增大，管內(nèi)蠟沉積厚度降低。根據(jù)Matzain 模型機理，蠟沉積過程受分子擴散和剪切剝離共同作用，當流速較低時，分子擴散作用占主導，適當增大流速后，剪切剝離作用有所體現(xiàn)。

從OLGA 模擬結(jié)果可以看出，隨著流速增大，蠟沉積層厚度不是呈單一變化的規(guī)律。當流速增大為高速層流時，蠟沉積厚度依然呈現(xiàn)增長趨勢，沒有體現(xiàn)剪切剝離效果作用；當流體進入紊流狀態(tài)后，隨著流速增大，管內(nèi)蠟沉積層厚度降低，剪切剝離效果顯著。

（2） 原油溫度。選取流體流速為高速層流狀態(tài)，進行不同油溫下實驗和模擬結(jié)果對比分析，其結(jié)果如圖11 所示。

圖11 不同油溫下的管內(nèi)蠟沉積實驗結(jié)果對比

當流體溫度升高，由于流體和管壁的溫差增大，導致管內(nèi)溫度梯度變化較大，從而促進蠟分子向管壁運動；另一方面，溫度的升高會增大蠟等重組分在流體中的溶解度，阻礙蠟晶析出。

實驗結(jié)果顯示，隨著流體溫度的升高，測試管內(nèi)壁的析蠟厚度增加。然而軟件計算結(jié)果顯示，當流體溫度升高時，由于溫度梯度造成的蠟晶析出速率小于蠟晶的溶解速率，從而減緩蠟沉積速率，測試管內(nèi)壁的蠟沉積層厚度相比低溫情況減小；從TUMAX 結(jié)果中看出，當油流溫度為50 ℃時幾乎沒有蠟晶析出，與實驗結(jié)果規(guī)律差異較大。

4 結(jié)論

本次研究以渤中34-1 原油為例進行典型高含蠟混輸管道蠟沉積特性分析，通過實驗和數(shù)值模擬相結(jié)合的方式，總結(jié)得出以下規(guī)律：

（1） 相對于單相管道而言，混輸管道內(nèi)氣相流體流動對沉積的蠟晶具有較強的剪切剝離和攜帶作用；隨著流體流速增大到一定程度后，蠟分子運動過程中剪切剝離效果占主導，蠟沉積速率減弱；隨著管道入口流體溫度升高，蠟晶溶解度升高，抑制管內(nèi)流體中蠟晶的析出，而流體與管壁間的溫差增大，使溫度梯度增大，又促進管內(nèi)流體中蠟晶的析出并在管內(nèi)壁沉積。

（2） 影響高含蠟海底油氣管道蠟沉積的因素很多，包括原油物性、氣油比、流速、流體與環(huán)境溫差、管壁粗糙度等，本文僅從氣油比、流速和溫差三方面進行了實驗與數(shù)值模擬結(jié)果對照，以分析數(shù)值模擬方法的適應性。

（3） 在現(xiàn)階段，針對海底混輸管道蠟沉積規(guī)律的研究需結(jié)合具體油品和輸送條件開展工作，由于管道蠟沉積受諸多因素影響，現(xiàn)有的蠟沉積預測技術(shù)仍存在一定的限制條件，需要通過大量的實驗研究進行驗證和完善。本次研究為海底混輸管道的工程設計提供了借鑒。