多相管流蠟沉積實驗研究進展

全 青 于 達 李 雪 庚 琳 宮 敬 姜 珊

(1.中國石油大學(北京)油氣管道輸送安全國家工程實驗室；2.中國石油天然氣管道工程有限公司)

在含蠟原油管道集輸系統(tǒng)中，當管壁溫度低于油溫且低于原油析蠟點溫度(Wax Appearance Temperature，WAT)時，溶解于原油中的蠟分子會析出形成晶粒凝聚，并在溫差等因素的驅(qū)動下移動到管壁處形成結(jié)蠟層，即蠟沉積。[1]。蠟沉積的發(fā)生會減小管道流通截面，增大管道輸送壓力，從而降低管道運輸能力，增加清管頻率，嚴重時甚至堵塞管道，這必然會對石油經(jīng)濟造成巨大損失，并嚴重破壞環(huán)境[2]。管道蠟沉積是一個相當復(fù)雜的過程，涉及原油組成、油壁溫度、流速、流型及管壁材料等多種影響因素，因此蠟沉積的研究已是國內(nèi)、外石油工業(yè)中研究的熱點和難點[3]。目前國內(nèi)、外學者對蠟沉積的研究主要集中在單相蠟沉積研究，利用冷板、冷指和環(huán)道實驗裝置探究蠟沉積機理、測厚方法、影響因素及預(yù)測模型等，并獲得了大量成果。

相比于單相蠟沉積的研究，油水、油氣兩相蠟沉積的研究仍處于起步階段，油氣水三相蠟沉積目前還沒有發(fā)表的文獻。筆者在參閱了大量國內(nèi)、外蠟沉積研究文獻的基礎(chǔ)上，著重對油水、油氣兩相流動蠟沉積實驗研究進展進行總結(jié)和歸納。

1 油水兩相蠟沉積實驗研究

1.1 冷板、冷指實驗

冷板、冷指裝置的工作原理為：將帶有循環(huán)冷卻液的金屬板或金屬管浸入溫度較高的含蠟原油中，由于溫差的存在，在金屬板或金屬管表面會形成蠟沉積層，一定時間后測量金屬板或金屬管上的蠟沉積量。這類實驗裝置可以研究冷卻液溫度、原油溫度、時間、沉積表面性質(zhì)、化學試劑及含水率等對蠟沉積的影響。

Hsu J J C等利用冷板實驗裝置研究了冷板表面不同潤濕特性對油水兩相蠟沉積的影響，實驗結(jié)果表明：在油潤濕的冷板表面，蠟沉積量基本沒有變化；而在水潤濕的冷板表面，蠟沉積量明顯減少[4]。Ahn S等對冷板實驗裝置進行改進使冷板可以旋轉(zhuǎn)，以模擬管流中的剪切，并研究了非離子型表面活性劑對油水兩相蠟沉積的影響，結(jié)果表明：隨著含水率的增大，蠟沉積的質(zhì)量減小，而蠟沉積量與油相質(zhì)量的比值為一常數(shù)[5]。不過旋轉(zhuǎn)的冷板與實際管流中的剪切還是有一定區(qū)別的。Couto G H等用冷指實驗裝置研究了含水率對油包水型乳狀液蠟沉積量的影響，結(jié)果表明：在相同實驗溫度條件下，保持油水乳狀液總體積不變，隨著含水率的增大，蠟沉積量大幅度減小，且均比單相條件下的蠟沉積量小[6]。由于實驗過程中保持油水乳狀液的總體積不變，隨著含水率的增大(即水占總體積的比例增大)相應(yīng)油相體積減少，導(dǎo)致無法確定該實驗現(xiàn)象發(fā)生的原因是含水率增大還是油相體積減小。

針對上述實驗的缺陷，Zhang Y等用冷指實驗裝置研究了在油水乳狀液總體積不變和油相體積不變兩種條件下，冷指溫度、乳狀液溫度、含水率和液滴大小、分布對蠟沉積量的影響，實驗結(jié)果發(fā)現(xiàn)：在乳狀液溫度(冷指溫度)恒定、含水率相同的條件下，蠟沉積量隨著冷指溫度的降低(乳狀液溫度的升高)而增大，即隨溫差的增大而增大；在相同溫度條件下，隨著含水率的變化，蠟沉積的質(zhì)量與相應(yīng)乳狀液中油相的質(zhì)量比值為一定值，這與文獻[5]的實驗結(jié)果相符；在乳狀液溫度與冷指溫度差值一定的條件下，隨著乳狀液溫度與冷指溫度的升高，蠟沉積量減小，即相同溫差條件，隨著溫度區(qū)間的升高，蠟沉積量減??；在相同含水率條件下，隨著乳狀液制備時攪拌速度的增大，蠟沉積速率減小，即隨著乳狀液體系中分散相初始液滴直徑的減小、小液滴數(shù)量的增多，蠟沉積量減小[7,8]。實驗對比了油水乳狀液總體積不變和油相體積不變兩種實驗方法，結(jié)果表明這兩種方法沒有顯著差別，且蠟沉積量隨含水率的變化趨勢一致，即含水率增加導(dǎo)致蠟沉積量減少的原因與油相體積減小無關(guān)。

1.2 環(huán)道實驗

盡管已建立的環(huán)道大小各異，但它們的原理、結(jié)構(gòu)相似，圖1為中國石油大學(北京)的多相蠟沉積環(huán)道流程。環(huán)道的實驗原理為：通過調(diào)節(jié)測試段內(nèi)循環(huán)水的溫度控制測試段壁溫，當壁溫低于油溫且低于原油析蠟點溫度時，測試段內(nèi)將出現(xiàn)蠟沉積，使得管內(nèi)徑變小，差壓變大；同時將參比段水溫和實驗油溫調(diào)節(jié)一致，此時參比段無蠟沉積，管內(nèi)徑不變。通過測得參比段和測試段的差壓值，可計算出測試段管徑，從而確定蠟沉積層厚度。

圖1 多相蠟沉積環(huán)道流程

Sergio N B在內(nèi)徑為25.4mm、總長度為13.5m的環(huán)道上研究了油水兩相在分層流和環(huán)狀流流型下的沉積現(xiàn)象，結(jié)果表明：在分層流流型下，油相與管壁上部接觸，沉積只發(fā)生在管壁接觸處；在水環(huán)-油核的環(huán)狀流流型下，盡管油相沒有與管壁接觸，但管壁處仍有沉積出現(xiàn)[9]。圖2為水環(huán)-油核的環(huán)狀流與單相模擬油的沉積分布對比，實驗使用模擬油，深色為水，白色為模擬油，從圖2a可看出水環(huán)-油核的環(huán)狀流下管壁周圍有一層沉積，圖2b為單相實驗對比。針對水層能否隔絕管壁蠟沉積的發(fā)生，各國學者仍在繼續(xù)研究。

a. 水環(huán)-油核的環(huán)狀流

b. 單向流

Bruno A等分別選取South Pelto原油和Garden Banks凝析油在多相蠟沉積環(huán)道上研究了含水率對油包水型乳狀液蠟沉積規(guī)律的影響，并首次探討了水包油型乳狀液(即反相)的蠟沉積現(xiàn)象。實驗發(fā)現(xiàn)：隨著含水率的增大，兩種油品的粘度均增大，直到水變?yōu)檫B續(xù)相(即水包油)后，粘度急劇下降，之后隨含水率增大而減??；兩種油品在油包水型管流條件下，蠟沉積量與沉積物中的含水量均隨含水率的增大而減??；反相后，原油實驗沒有觀察到蠟沉積，而凝析油實驗中出現(xiàn)了薄薄的一層蠟沉積[10]。這也說明對于油水兩相蠟沉積的分析不能單純的沿用單相蠟沉積的機理，需要進一步探索。

Anosike C F通過環(huán)道實驗裝置研究了油水兩相的蠟沉積規(guī)律，結(jié)果發(fā)現(xiàn)：油水兩相管流蠟沉積對流型的依賴很強，不同流型會形成不同的沉積層分布和特性，且隨著油相折算速度(水相折算速度)的增大，蠟沉積層的硬度增大而厚度減小[11]。在油水兩相分層流流型中，油相與管壁接觸處產(chǎn)生沉積，且在油水界面與管壁接觸處形成凸起(圖3a)；對于水包油/水分層流，水包油乳狀液接觸管壁處形成沉積(圖3b)，水包油乳狀液接觸的上半部分管壁上有沉積，且油水界面與管壁接觸處沒有出現(xiàn)凸起；對于水包油型乳狀液分散流，整個管壁周圍形成薄薄一層沉積(圖3c)，類似與單相管流形成的沉積，不過沉積層更薄。從圖3可以看出：即使在水連續(xù)相中，只要有油相與管壁接觸，沉積就有可能發(fā)生，這也是油水兩相蠟沉積理論研究的突破口。

a. 油水兩相分層流

b. 水包油/水分層流

c. 水包油型乳狀液分散流

Hoffmann R等用凝析油在環(huán)道上研究了低流速條件下的油水兩相分層流蠟沉積規(guī)律，結(jié)果表明：低流速條件下管壁的剪切作用很小，沉積層中高碳數(shù)組分較少，且接近于凝析油本身的碳數(shù)分布，因此在低流速條件下，膠凝是除了分子擴散以外形成蠟沉積層的另一重要原因；隨著含水率的增大，沉積層厚度先減小后增大，但均比同條件下的單相沉積厚度小[12]。實驗研究流量為5、15m3/h時蠟沉積量隨乳狀液含水量的變化規(guī)律(圖4)，發(fā)現(xiàn)對于同一含水率，流速越小，相應(yīng)的沉積量越多，且低流速條件下沉積量隨含水率的變化比較明顯。

圖4 兩種流量時沉積量隨乳狀液含水量的變化

Kasumu A S和Mehrotra A K使用模擬油在環(huán)道上研究了在湍流條件下油水乳狀液的蠟沉積規(guī)律，結(jié)果表明：隨著雷諾數(shù)、乳狀液溫度和冷卻液溫度的升高，蠟沉積量均減??；此外含水率的增大導(dǎo)致蠟沉積量先增大后減小，且沉積物中的含水量與相應(yīng)乳狀液中的含水率無關(guān)[13]。

2 油氣兩相蠟沉積實驗研究

相比于油水兩相蠟沉積的研究，氣液兩相管流蠟沉積的研究才剛起步，發(fā)表的文獻比較少，主要研究不同流型(氣相流速與液相流速)對蠟沉積量和分布的影響。

Matzain A等使用原油和天然氣研究在水平管和垂直管中，油氣兩相管流蠟沉積與流型的關(guān)系[14]。在水平管中觀察到分層光滑流、分層波浪流、間歇流和環(huán)狀流4種流型下的沉積層特點(圖5a)，分層流流型下形成的沉積層比較軟且厚，與單相蠟沉積分布比較相似呈新月牙型，分層波浪流還會在油-氣界面與管壁接觸處形成沉積且凸起，這與油水分層流中油水界面與管壁接觸處的沉積相似；間歇流與環(huán)狀流流型下的沉積分布整個管壁且沉積層的硬度相似，間歇流上厚下薄，而環(huán)狀流分布比較均勻。在垂直管中觀察到泡狀流、間歇流和環(huán)狀流3種流型下，沉積層的分布形狀基本相同，均勻覆蓋整個管壁(圖5b)。在間歇流流型下，隨著氣相折算速度Vsg的增大，沉積層硬度增大而厚度基本不變；在環(huán)狀流流型下，隨著液相折算速度Vsl的增大，沉積層厚度增大而硬度輕微減小。

a. 水平管

b. 垂直管

Gong J等以高含蠟原油和空氣為實驗介質(zhì)，在確定的流型區(qū)域內(nèi)，對影響氣液兩相流動條件下蠟沉積規(guī)律的關(guān)鍵因素展開了實驗研究，得到了分層流流型和間歇流流型下蠟沉積層厚度隨液體折算速度Vsl和氣體折算速度Vsg的變化規(guī)律[15]。在分層流流型中，蠟沉積僅發(fā)生在與油品接觸的管壁下部，形狀呈半月型，當液體折算速度Vsl為0.062 6、0.093 9m/s時，隨著氣體折算速度Vsg的增大，蠟沉積厚度增加(圖6a)；當氣體折算速度Vsg分別為8.5、10.3、11.4、12.5m/s時，蠟沉積層厚度隨液體折算速度Vsl的增大而增加(圖6b)。在間歇流流型中，管壁環(huán)向均有蠟沉積發(fā)生，沉積物在管壁環(huán)向分布較為均勻，當液相折算速度Vsl分別為0.376、0.501、0.626、0.939、1.252m/s時，蠟沉積層厚度隨氣體折算速度Vsg的增大而減小，與分層流流型下得到的規(guī)律相反(圖7a)；當氣體折算速度Vsg分別為3.0、5.0、6.5m/s時，蠟沉積層厚度先隨液體折算速度Vsl的增大先增加后減小(圖7b)。

a. Vsl=0.0626、0.0929m/s

b. Vsg=8.5、10.3、11.4、12.5m/s

a. Vsl=0.376、0.501、0.626、0.939、1.252m/s

b. Vsg=3.0、5.0、6.5m/s

3 結(jié)論與建議

相比于單相蠟沉積問題，多相蠟沉積問題比較復(fù)雜，涉及多相流、傳熱學、流變學、膠體及界面化學等學科，屬于多學科多交叉研究領(lǐng)域，因此多相蠟沉積的研究不僅要從理論深入探討，而且還要大量運用實驗手段進行分析和驗證。雖然油水、油氣兩相蠟沉積研究有了初步進展，但在油氣水三相蠟沉積方面的研究幾乎沒有，今后的研究重點應(yīng)從以下幾方面著手：

a. 多相管流蠟沉積機理研究。目前兩相蠟沉積的研究都是沿用單相蠟沉積的機理，不能完全解釋實驗現(xiàn)象，例如在水環(huán)-油核環(huán)狀流流型下，油相與管壁被水相隔離，但管壁仍會出現(xiàn)沉積。

b. 流型是多相流流動特性的研究重點，也是多相管流蠟沉積區(qū)別與單相蠟沉積的標志，從油水、油氣兩相管流蠟沉積可以看出流型對沉積層的影響非常大，必須針對確定流型分析。

c. 影響多相蠟沉積的因素較多且相互干擾，因此應(yīng)該通過大量實驗尋找影響多相蠟沉積的主要因素，對多相蠟沉積問題進行簡化。

d. 原油組分復(fù)雜，不同組分對蠟沉積的影響不同。因此，在研究蠟沉積問題之前，應(yīng)對原油組分進行詳細分析。此外，沉積物中含水量、含蠟量及硬度等參數(shù)的測量有待進一步確定。

總之，多相管流蠟沉積問題的研究應(yīng)從蠟沉積機理入手，通過理論分析和實驗尋求多相混輸過程中影響蠟沉積行為的關(guān)鍵因素，并結(jié)合多相流動規(guī)律和油水、油氣兩相流蠟沉積的研究成果，逐漸展開油氣水三相蠟沉積的研究。

[1] 王瑋，宮敬. 石油多相管流蠟沉積研究進展[J]. 化工機械，2006，33( 4)：198 ～203，208.

[2] 張宇， 吳海浩， 宮敬. 海底混輸管道蠟沉積研究與發(fā)展[J]. 石油礦場機械，2009，38(9)：1～8.

[3] 王鵬宇，于達，趙文婷，等. 油水兩相流蠟沉積研究進展[J]. 化工機械，2011，38(4)：385～392，485.

[4] Hsu J J C，Santamaria M M，Brubaker J P. Wax Deposition of Waxy Live Crude Under Turbulent Flow Conditions [C]. The 69th Annual Technical Conference and Exhibition. New Orleans:SPE, 1994: 25～28.

[5] Ahn S，Wang K S，Shuler P J. Paraffin Crystal and Deposition Control by Emulsification[C]. The 2005 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry.Houston: SPE, 2005: 2～4.

[6] Couto G H，Chen H，Dellecase E, et al. An Investigation of Two-Phase Oil/ Water Paraffin Deposition[C]. The 2006 Offshore Technology Conference.Houston：SPE, 2006:1～4.

[7] Zhang Y，Gong J，Ren Y F,et al. Effect of Emulsion Characteristics on Wax Deposition from Water-in-Waxy Crude Oil Emulsions under Static Cooling Conditions [J]. Energy and Fuels，2010，24(2) ：1146 ～1155.

[8] Zhang Y, Gong J, Wu H.An Experimental Study on Wax Deposition of Water in Waxy Crude Oil Emulsions[J].Petroleum Science and Technology, 2010，28(16)：1653 ～ 1664.

[9] Sergio N B. Experimental Study of Oil /Water Flow with Paraffin Precipitation in Subsea Pipelines[C]. The 2007 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. California: SPE，2007：11～14.

[10] Bruno A, Sarica C, Chen H, et al.Paraffin Deposition during the Flow of Water-in-Oil and Oil-in-Water Dispersions in Pipes[C]. The 2008 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Colorado: SPE, 2008: 21～24.

[11] Anosike C F. Effect of Flow Patterns on Oil Water Flow Paraffin Deposition in Horizontal Pipes[M]. Tulsa: University of Tulsa ,2007.

[12] Hoffmann R, Amundsen L, Huang Z Y, et al. Wax Deposition in Stratified Oil/Water Flow [J]. Energy and Fuels, 2012, 26(6):3416～3423.

[13] Kasumu A S, Mehrotra A K. Solids Deposition from Two-Phase Wax Solvent Water “Waxy” Mixtures under Turbulent Flow[J]. Energy and Fuels, 2013, 27(4):1914～1925.

[14] Matzain A, Apte M S, Zhang H Q,et al. Investigation of Paraffin Deposition During Multiphase Flow in Pipelines and Wellbores——Part 1: Experiments[J]. Journal of Energy Resources Technology, 2002, 124 (3):180～186.

[15] Gong J, Zhang Y, Liao L L,et al. Wax Deposition in the Oil/Gas Two-Phase Flow for a Horizontal Pipe [J]. Energy and Fuels, 2011, 25 (4):1624～1632.