海洋深水海底含蠟原油管道中蠟沉積預(yù)測(cè)和清管模擬

葉 兵, 喻西崇, 彭 偉, 鄔亞玲

(1.中國(guó)海洋石油集團(tuán)有限公司,北京 100010; 2.中海油研究總院有限責(zé)任公司,北京 100028;3.中國(guó)石油天然氣股份有限公司西南油氣田分公司,四川瀘州 646001; 4.中國(guó)寰球工程公司,北京 100102)

中國(guó)南海深水區(qū)擁有豐富的油氣資源。目前主要采用水下井口匯聚到管匯通過管道回接到工程設(shè)施的工程模式,深水油氣田開發(fā)過程中常遇到含蠟量高、初始析蠟溫度高、凝固點(diǎn)高的含蠟原油,對(duì)于含蠟海底混輸管道,在正常輸送、停輸、再啟動(dòng)以及清管操作等條件下,如果回接管道中流體介質(zhì)溫度低于析蠟點(diǎn),會(huì)導(dǎo)致蠟在回接管道中的沉積,蠟沉積可能會(huì)發(fā)生兩種情況[1],一是蠟析出后沉積在管壁上導(dǎo)致管道內(nèi)徑減小,其次是蠟析出后進(jìn)入流體介質(zhì)中,導(dǎo)致流體介質(zhì)黏度增加;兩種情況都會(huì)導(dǎo)致回接管道的壓降增大,甚至有可能導(dǎo)致管道堵塞等嚴(yán)重問題,如何預(yù)測(cè)蠟在管道的沉積以及對(duì)沉積后的蠟如何清除等問題直接關(guān)系到深水海底管道流動(dòng)安全;但由于含蠟混輸管道的流動(dòng)機(jī)制非常復(fù)雜,更難準(zhǔn)確預(yù)測(cè)蠟沉積的速率和沉積厚度[2],目前含蠟原油海底管道清管周期的確定無相關(guān)設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范,國(guó)外含蠟油混輸管道結(jié)蠟機(jī)制停留在試驗(yàn)室階段,理論研究還不成熟,多數(shù)是集中在單相含蠟原油輸送管線蠟沉積和清除研究[3];目前無論從理論上還是技術(shù)上都還處在探索階段[4];挪威的TULSA大學(xué)正在聯(lián)合殼牌、康菲等石油大公司開展蠟沉積的聯(lián)合工業(yè)項(xiàng)目(JIP)[5]。筆者以南海某深水含蠟油田水下系統(tǒng)回接到FPSO的管道作為研究對(duì)象,采用OLGA軟件模擬得到典型年份回接管道達(dá)到初始析蠟點(diǎn)和高峰析蠟點(diǎn)位置、蠟沉積厚度、蠟沉積引起壓力增加等特征參數(shù),并綜合考慮蠟沉積引起的管道壓力增加(一般為200 kPa)和蠟沉積最大厚度(一般為2 mm)確定目標(biāo)油田回接管道的清管周期。

1 海底含蠟回接管道蠟沉積機(jī)制和沉積模型研究現(xiàn)狀

1.1 海底含蠟回接管道蠟沉積機(jī)制

海底回接管道中蠟根據(jù)結(jié)晶性質(zhì)主要分為石蠟(晶形蠟)和微晶蠟(地蠟),現(xiàn)階段普遍認(rèn)為含蠟原油管道中蠟沉積機(jī)制是由分子擴(kuò)散、剪切剝離及老化機(jī)制共同作用的結(jié)果[6],原油本身的分子結(jié)構(gòu)、碳原子數(shù)、支化度等因素將直接影響蠟沉積性質(zhì)[7]。原油中蠟的相對(duì)分子質(zhì)量越大,其結(jié)構(gòu)越復(fù)雜,越易形成蠟晶網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)[8-9]。原油在管道輸送過程中,隨著溫度下降,首先析出高碳原子數(shù)的蠟,并在油流中形成蠟晶的生長(zhǎng)中心,進(jìn)而析出低碳原子數(shù)的蠟[10-12]。除了與其自身性質(zhì)有關(guān)外,原油蠟沉積還與諸多外界影響因素相關(guān),如原油溫度、原油流速、管壁材質(zhì)和運(yùn)行時(shí)間等[13-14]。

(1)原油溫度。原油的析蠟特性依賴于原油自身的溫度和原油與管壁的溫差。黃啟玉等[11]通過試驗(yàn)研究了原油溫度對(duì)蠟沉積速率的影響,發(fā)現(xiàn)在其他試驗(yàn)條件相同的情況下,當(dāng)原油處于析蠟高峰溫度時(shí),蠟沉積速率較大;當(dāng)原油處于析蠟點(diǎn)溫度或凝點(diǎn)溫度時(shí),蠟沉積速率相對(duì)較小。劉揚(yáng)等[15]利用室內(nèi)蠟沉積模擬裝置對(duì)相同壁溫與不同油溫及相同油溫與不同壁溫這兩種情況下的蠟沉積現(xiàn)象進(jìn)行研究。當(dāng)壁溫恒定時(shí),原油溫度升高,其結(jié)蠟速率隨之增大;當(dāng)油溫恒定時(shí),管壁溫度降低,其結(jié)蠟速率也隨之增大?？梢?增大原油與管壁的溫差會(huì)使蠟沉積速率增加。

(2)原油流速。原油流速的增大使剪切作用增強(qiáng),蠟層厚度由于剪切剝離而逐漸變薄;此外,相比紊流,在層流情況下原油流速較小,產(chǎn)生的剪切作用相對(duì)較弱,剝離的蠟層厚度也較小,因此在層流流態(tài)下蠟沉積量較多[16]。

(3)管壁材質(zhì)。管壁粗糙度用于表征管壁材質(zhì)對(duì)原油及其乳狀液蠟沉積的影響程度。管壁越粗糙,壁面向原油及其乳狀液提供的結(jié)晶核心數(shù)量越多,蠟沉積量也越多;相比鋼制輸送管道,輸送軟管產(chǎn)生的蠟沉積量則相對(duì)較多。

(4)運(yùn)行時(shí)間。運(yùn)行時(shí)間的延長(zhǎng)會(huì)直接導(dǎo)致管壁蠟沉積層厚度的緩慢增大,但隨著蠟沉積層厚度增大,原油向外界環(huán)境的散熱能力相對(duì)減弱,原油與管壁的溫差減小,因此蠟沉積速率將逐漸減小[17]。

1.2 海底含蠟回接管道蠟沉積預(yù)測(cè)模型

目前,OLGA商業(yè)軟件國(guó)內(nèi)外公認(rèn)的預(yù)測(cè)海底管道蠟沉積較好的軟件和模擬手段之一,OLGA軟件的蠟沉積模塊可分別預(yù)測(cè)沉積在管壁上蠟和溶解在油相中蠟的厚度、體積、質(zhì)量和速度等重要參數(shù),考慮了不同蠟晶形態(tài)、蠟溶解在油相引起的油相黏度變化、蠟沉積后對(duì)管壁傳熱系數(shù)影響、管壁粗糙度對(duì)蠟沉積影響以及蠟沉積在管壁上引起管道壓降增加等諸多因素[18]。OLGA軟件蠟沉積模型包括RRR、HEATANALOGY[19]和MATZAIN三種模型[20],3種蠟沉積模型的機(jī)制、特點(diǎn)以及適用范圍見表1。

表1 三種蠟沉積模型的機(jī)制、特點(diǎn)以及適用范圍

從表1可以看出,對(duì)于以油為主的單相輸送原油(如生產(chǎn)早期),建議采用HEATANALOGY模型;對(duì)于以油為主的多相輸送原油(生產(chǎn)中后期), 建議采用RRR模型;對(duì)于以天然氣為主的凝析油管道蠟沉積目前還沒有較好的計(jì)算模型,從機(jī)制模型上不成熟,可以采用RRR模型和HEATANALOGY模型,后者比前者計(jì)算結(jié)果更保守?？紤]到MATZAIN模型關(guān)鍵參數(shù)來自于TULSA大學(xué)試驗(yàn)數(shù)據(jù),一般情況下不采用該模型。

2 目標(biāo)深水油田水下含蠟原油回接管道蠟沉積模擬分析

2.1 模擬基礎(chǔ)

以中國(guó)南海某深水油田水下回接含蠟原油回接管道作為研究對(duì)象,使用OLGA軟件模擬回接管道的蠟沉積規(guī)律。油田水深為404 m,水下采油樹通過跨接管連接到管匯,在水下管匯匯集,通過2條233 mm不保溫海底管道回接24 km輸送到新建FPSO儲(chǔ)存和外輸;水下回接管道中輸送原油屬于輕質(zhì)原油,膠質(zhì)和瀝青質(zhì)含量低、原油密度低,凝點(diǎn)低,輕油回收率高;析蠟起始點(diǎn)為25.2 ℃,析蠟高峰點(diǎn)為17.5 ℃,凝點(diǎn)為4 ℃,含蠟量為7.98%,20 ℃原油密度為798 kg/m3,閃點(diǎn)為22 ℃,傾點(diǎn)為1 ℃;夏季最高空氣溫度為36 ℃,冬季最低空氣溫度為15.9 ℃;夏季最低表層海水溫度為31.5 ℃,冬季最低表層海水溫度為21.4 ℃,夏季最低底層海水溫度為10.7 ℃,冬季最低底層海水溫度為8.1 ℃;脫水原油黏度為6.1 mPa·s(10 ℃)、1.6 mPa·s(90 ℃),含水原油反相點(diǎn)為10%,含水10%的原油黏度為60.9 mPa·s(10 ℃)、15.7 mPa·s(90 ℃)。回接海管平管段采用不保溫鋼管,不考慮埋設(shè),需要考慮防腐層,平管段鋼管的總傳熱系數(shù)取為90 W/(m2·℃),鋼管的粗糙度為0.046 mm;與FPSO相連的管道采用長(zhǎng)度為850 m的動(dòng)態(tài)軟管連接,不保溫動(dòng)態(tài)軟管的總傳熱系數(shù)取為9.65 W/(m2·℃),軟管的粗糙度為0.93 mm,假定到達(dá)FPSO壓力為800 kPa,以冬季的環(huán)境溫度作為模擬基礎(chǔ),在模擬計(jì)算時(shí),保證鋼管和軟管內(nèi)徑相同,滿足清管要求。

以投產(chǎn)前3年作為目標(biāo)研究年份,投產(chǎn)前3年配產(chǎn)見表2所示。

試驗(yàn)室測(cè)定的脫水原油C8及以上全烴氣相色譜分析數(shù)據(jù)如表3所示。

表2 深水油田前3年配產(chǎn)

2.2 含蠟原油回接管道蠟沉積規(guī)律模擬分析

2.2.1 含蠟原油回接管道壓力和溫度變化

利用OLGA軟件對(duì)含蠟回接管道進(jìn)行熱力和水力穩(wěn)態(tài)模擬計(jì)算,計(jì)算夏季和冬季沿線壓力、溫度、流速和持液率等變化,考慮本項(xiàng)目回接管道中可能出現(xiàn)砂等固相沉積的不確定性,將水下回接管道中液體的最大流速控制在2 m/s內(nèi),并以此確定單根233 mm鋼管的最大輸液量為7 000 m3/d,考慮到盡可能提高管道流速、降低蠟沉積,降低清管周期,在配產(chǎn)輸送量低于單管最大輸液量時(shí)采用單管輸送,高于最大輸送量時(shí)采用雙管輸送。計(jì)算結(jié)果如表4所示。

表4 投產(chǎn)前3年含蠟回接管道熱力和水力穩(wěn)態(tài)模擬計(jì)算結(jié)果

投產(chǎn)前3年水下回接管道沿線溫度變化曲線如圖1所示。

圖1 前3年水下回接管道沿線溫度變化曲線Fig.1 Temperature distribution curves with flowline length of the first three years

從表4可以看出:夏季和冬季對(duì)壓力的影響較小,冬季的壓降稍大于夏季,冬季水下管匯處壓力比夏季高約100 kPa,因此可不考慮一年四季環(huán)境溫度帶來的管輸壓力的變化。正常操作時(shí)相同輸送量下,夏季比冬季到達(dá)FPSO溫度高5～10 ℃;無論是夏季還是冬季,正常輸送2根233 mm不保溫輸送鋼管,在正常輸送以及停輸后(圖1),回接海管的平管段溫度均會(huì)達(dá)到與海管外的海水溫度相同,最低底層海水溫度為8.1 ℃,最高底層海水溫度為10.7 ℃。原油的析蠟起始點(diǎn)為25.2 ℃,析蠟高峰點(diǎn)為17.5 ℃,因此正常輸送和停輸時(shí)都會(huì)出現(xiàn)蠟沉積問題。

2.2.2 含蠟原油回接管道蠟沉積厚度、速度、沉積量變化

投產(chǎn)后第1和第2年以油為主的單相輸送原油,采用HEATANALOGY模型;投產(chǎn)后第3年,含水量上升后,出現(xiàn)多相輸送原油,采用RRR模型。

以投產(chǎn)第1年為例,模擬計(jì)算在48 d時(shí)管道沿線流體溫度、管壁溫度及蠟沉積速度和蠟沉積厚度變化曲線,如圖2所示。投產(chǎn)第1年生產(chǎn)24、48、72和96 d后回接管道沿線蠟沉積速度變化曲線,如圖3所示。

從圖2、3可以看出,回接管道距離管匯2.2 km范圍以內(nèi),流體和管壁溫度都高于析蠟初始點(diǎn)溫度,不會(huì)出現(xiàn)蠟沉積現(xiàn)象;當(dāng)回接管道距離管匯超過2.2 km,管道內(nèi)流體和管壁溫度低于析蠟初始點(diǎn),管道原油中蠟開始析出并逐漸沉積在管壁上;在2.2～10 km內(nèi),流體和管壁溫差越大,蠟沉積厚度和速度越大,蠟沉積厚度最大達(dá)2.5 mm(距離管匯3 km處),蠟沉積速度最大達(dá)0.04 kg/s(距離管匯4 km處);在回接管道距離管匯2.2～10 km以內(nèi),流體溫度高于管壁溫度,是管道中蠟沉積主要發(fā)生區(qū)域,距離超過10 km后,盡管流體和管壁溫度低于析蠟點(diǎn),但流體溫度與管壁溫度接近,原油中蠟沉積在管壁的速度和沉積厚度都很小,可以忽略不計(jì),原油即便有蠟析出,析出的蠟也會(huì)隨著流體帶出管外,不會(huì)沉積在管壁上。隨著生產(chǎn)日期延長(zhǎng),蠟沉積在管壁的速度逐漸減小。

圖2 第1年生產(chǎn)48 d時(shí)管道沿線流體溫度、管壁溫度、管壁結(jié)蠟厚度和蠟沉積速度變化曲線Fig.2 Distribution curves of fluid temperature,wall temperature,wax layer deposited at wall and wax mass precipitation rate with distance at 48th day in the first year of production

圖3 投產(chǎn)第1年生產(chǎn)24、 48、 72和 96 d后回接管道沿線蠟沉積速度變化曲線Fig.3 Rate of wax deposition distribution curves with flowline at 24th、 48th、 72nd and 96th day in the first year

2.2.3 含蠟原油回接管道不同年份清管周期確定

目標(biāo)油田含蠟原油的初始析蠟點(diǎn)和高峰析蠟點(diǎn)雖然較高,但含蠟量和凝固點(diǎn)較低,在整個(gè)生產(chǎn)運(yùn)行期間(包括正常輸送、停輸和再啟動(dòng)),回接管道不會(huì)因凝固帶來安全問題;但蠟沉積在管壁后會(huì)引起管道流通面積減少,管道輸送能力降低、管道壓降增大,可通過定期清管清除管壁上沉積的蠟,提高輸送能力,減少管道壓降;綜合考慮蠟沉積引起的管道壓力增加(一般為200 kPa)和最大蠟沉積厚度(一般為2 mm)作為清管周期的確定方法。對(duì)目標(biāo)油田水下回接管道前3年進(jìn)行蠟沉積模擬計(jì)算,計(jì)算結(jié)果如表5所示。

表5 目標(biāo)油田水下回接管道前3年蠟沉積模擬結(jié)果

投產(chǎn)后前3年清管后經(jīng)過第60 d和第120 d后回接管道中蠟沉積厚度的變化,如圖4所示。

從表5、圖4可以看出,回接管道出口溫度低于析蠟溫度,管道中均會(huì)析蠟;蠟沉積在管壁后會(huì)引起回接管道壓降增大、管匯處壓力增加;隨著生產(chǎn)年限增加,回接管道達(dá)到析蠟初始點(diǎn)和析蠟高峰點(diǎn)位置會(huì)沿遠(yuǎn)離管匯推移,達(dá)到相同的蠟沉積厚度所需的時(shí)間逐年增長(zhǎng);對(duì)于同一年份,隨著時(shí)間推移,蠟沉積厚度和蠟沉積引起壓力增加也不斷增加,但增加的幅度逐漸減少;投產(chǎn)第1年,輸送管道原油中不含水,蠟沉積速度和沉積量較大,從第3年開始,隨著含水量增加,蠟沉積速度和沉積量逐漸減弱,清管周期也延長(zhǎng);綜合考慮蠟沉積引起的壓力增加(200 kPa)和最大沉積厚度(2 mm),在投產(chǎn)后前2年,清管周期約35 d,從第3年開始,隨著含水量大幅增加,清管周期約2個(gè)月。

2.2.4 含蠟原油回接管道蠟沉積控制

減緩蠟沉積的措施目前常用注入防蠟劑方法,因此在正常輸送和停輸、再啟動(dòng)期間需要連續(xù)注入防蠟劑,防蠟劑的注入量和注入濃度可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行需求確定,在生產(chǎn)前期產(chǎn)水量比較少時(shí),蠟沉積比較嚴(yán)重,可以加大防蠟劑的注入量和注入濃度,在生產(chǎn)中后期隨著含水量增加,可以適當(dāng)減少防蠟劑的注入量和注入濃度;建議定期進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)油品物性測(cè)試,確定防蠟劑的類型(水相和油相)、注入濃度和注入時(shí)間。防蠟劑注入管道放在臍帶纜中,防蠟劑在管匯處注入;如果停輸時(shí)間超過4～6 h,建議再啟動(dòng)時(shí)先進(jìn)行清管。清管操作時(shí),在FPSO上同時(shí)設(shè)置清管球發(fā)球和接收裝置,清管球選擇時(shí)要考慮適合于清除蠟且不容易發(fā)生堵塞的需求,同時(shí)清管球發(fā)球和收球裝置采用雙向設(shè)計(jì),使得一旦發(fā)生球堵塞時(shí)進(jìn)行反向置換;同時(shí)在FPSO還需要設(shè)置智能清管設(shè)施,定期對(duì)管道進(jìn)行智能清管操作,實(shí)時(shí)了解管道內(nèi)部情況。單根233 mm管道最大輸液量為7 000 m3/d,輸液量高于7 000 m3/d時(shí)采用雙管輸送。對(duì)于單管輸送,清管操作時(shí)不影響生產(chǎn),不需要進(jìn)行變頻限產(chǎn)。但對(duì)于輸液量超過7 000 m3/d雙管輸送的年份,清管操作需要占用一條管道,只有一條管道輸送介質(zhì),因此在清管操作時(shí)需要減產(chǎn),減產(chǎn)情況根據(jù)電潛泵能提供的最大輸出壓力以及單根管線最大輸送量進(jìn)行確定。經(jīng)過模擬計(jì)算分析,采用雙管的所有生產(chǎn)年份中,由于管線距離長(zhǎng),清管操作時(shí)如果不限產(chǎn),輸送量和水下井口壓力會(huì)同時(shí)超過最大值,而且水下井口能提供的最大壓力限制條件超過了單根管線運(yùn)行的最大輸送量,因此清管操作時(shí)以水下井口所能提供的最大壓力8 000 kPa對(duì)應(yīng)的輸送量作為水下井口變頻限產(chǎn)的約束條件。高峰產(chǎn)液量(投產(chǎn)后第3年)時(shí)水下井口所需的操作壓力8 000 kPa最高,因此以高峰產(chǎn)液量年份作為設(shè)計(jì)年份,為滿足清管操作時(shí)水下井口所需的最大壓力維持在8 000 kPa,計(jì)算得到FPSO平臺(tái)上清管所需的液量為4 200 m3/d(175 m3/h),發(fā)球所需的外輸泵壓力為6 000 kPa,前兩年由于沒有生產(chǎn)水,可以采用處理后的合格原油作為驅(qū)動(dòng)清管球進(jìn)入管道循環(huán)清管,從第3年開始建議采用生產(chǎn)水作為清管介質(zhì),在生產(chǎn)后期建議開啟部分高含水井以保證生產(chǎn)水滿足清管所需的水量4 200 m3/d要求。正常生產(chǎn)為單管輸送的年份,清管結(jié)束后,其中的一條管道中流體介質(zhì)可以不置換。在投產(chǎn)后建議加強(qiáng)對(duì)油品物性參數(shù)測(cè)試和管道數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè),根據(jù)實(shí)際油品特性和現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)確定清管周期。

3 結(jié) 論

(1)目標(biāo)深水油田回接管道距離管匯2.2 km范圍以內(nèi),流體和管壁溫度均高于析蠟初始點(diǎn)溫度,不會(huì)出現(xiàn)蠟沉積現(xiàn)象;當(dāng)回接管道距離管匯超過2.2 km時(shí),管道內(nèi)流體和管壁溫度低于析蠟初始點(diǎn),管道原油中蠟開始析出并逐漸沉積在管壁上;在2.2～10 km內(nèi),流體和管壁溫差越大,蠟沉積厚度和速度越大,流體溫度高于管壁溫度,是管道中蠟沉積主要發(fā)生的區(qū)域,距離超過10 km后,盡管流體和管壁溫度低于析蠟點(diǎn),但流體溫度與管壁溫度接近,原油中蠟沉積在管壁的速度和沉積厚度很小,原油即便有蠟析出,析出的蠟也會(huì)隨著流體帶出管外,不會(huì)沉積在管壁上。隨著生產(chǎn)日期延長(zhǎng),蠟沉積在管壁的速度逐漸減小。

(2)隨著生產(chǎn)年限增加,回接管道達(dá)到析蠟初始點(diǎn)和析蠟高峰點(diǎn)位置會(huì)沿遠(yuǎn)離管匯推移,達(dá)到相同的蠟沉積厚度所需的時(shí)間逐年增長(zhǎng);對(duì)于同一年份,隨著時(shí)間推移,蠟沉積厚度和引起壓力增加也不斷增加,但增加的幅度逐漸減少;投產(chǎn)第1年,輸送管道原油中不含水,蠟沉積速度和沉積量較大,從第3年開始,隨著含水量增加,蠟沉積速度和沉積量逐漸減弱,清管周期也延長(zhǎng);在投產(chǎn)后前2年,清管周期約35 d,從第3年開始,隨著含水量大幅增加,清管周期約2個(gè)月。

(3)采用注入防蠟劑和定期清管操作控制回接管道中蠟沉積引起的流通面積減少、輸送量降低和管道壓降增大等問題,建議投產(chǎn)后根據(jù)實(shí)際油品性質(zhì)評(píng)價(jià)防蠟劑類型(水相和油相)和注入濃度,加強(qiáng)對(duì)油品物性參數(shù)測(cè)試和管道數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè),確定清管周期。