凝析油蠟沉積及清管特性

楊 明，單錦旭，姚 彬，李榮彬，薩日朗，劉英杰

(1.管網(wǎng)集團(新疆)聯(lián)合管道有限責任公司，新疆 烏魯木齊 830012； 2.油氣管道輸送安全國家工程實驗室/城市油氣輸配技術北京市重點實驗室，中國石油大學(北京)，北京 102249； 3.中國石油化工集團公司碳酸鹽巖縫洞型油藏提高采收率重點實驗室 中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

引 言

凝析油具有凝點低、含蠟量低、黏度小等特點。在現(xiàn)場實際操作工況條件下，凝析油一般為牛頓流體，具有較好的流動性[1]。由于通常凝析油的蠟沉積現(xiàn)象較為輕微，其在長輸過程中的蠟沉積問題尚未引起國內(nèi)外學者足夠的重視。目前，國內(nèi)外大多學者通過建立管輸原油蠟沉積模型的方法對管道中管壁處的蠟層厚度進行預測。而在凝析油輸送過程中，由于其凝點一般遠低于管道的實際運行溫度，不存在最小安全輸量和安全停輸問題。研究人員在經(jīng)過蠟沉積計算之后得出了凝析油管道可長期不清管的結論[2]。然而，此結論并未考慮當原油中存在有瀝青質時對蠟沉積過程所產(chǎn)生的影響，也未經(jīng)過室內(nèi)蠟沉積實驗以及現(xiàn)場實際運行參數(shù)的驗證。

在原油的各種組分之中，瀝青質作為原油中相對分子質量最高、極性最強的非烴類化合物，會對原油中蠟的析出過程以及沉積層的增長速率造成影響，進而導致沉積層含蠟量的徑向分布不均，為現(xiàn)場的清管作業(yè)帶來諸多困難與風險。Yun等[3]探究了瀝青質分散度對蠟沉積的影響，發(fā)現(xiàn)瀝青質含量對蠟沉積的影響存在一個臨界濃度。當瀝青質含量低于臨界濃度時，瀝青質在原油中為分散態(tài)。在此階段，當油流的主體溫度降低到析蠟點時，處于分散態(tài)的瀝青質會阻礙蠟分子的析出過程，使蠟分子的徑向濃度梯度增加，進而使蠟沉積層的增長速率變大。當原油中的瀝青質濃度高于臨界濃度時，瀝青質開始聚集，并呈現(xiàn)為聚集態(tài)。在此階段，聚集的瀝青質會促進蠟分子的析出與結晶，使蠟分子的徑向濃度梯度減小，進而使蠟沉積層的增長速率變小。Li等[4]和Yang等[5]通過蠟沉積冷指實驗發(fā)現(xiàn)，當實驗介質中加入一定量的瀝青質后，蠟沉積層會產(chǎn)生徑向不均勻分布的現(xiàn)象。沉積層的內(nèi)層(管壁側)瀝青質含量與含蠟量高且質地堅硬，而外層(油流側)瀝青質含量與含蠟量低且質地松軟。因此，瀝青質組分的存在會使原油中蠟組分的沉積過程發(fā)生較大的改變。

本文利用3種收集于國內(nèi)某油田的凝析油對其蠟沉積過程進行了實驗研究，并探究了瀝青質含量對凝析油在管輸過程中蠟沉積的影響規(guī)律。結合實驗結果建立了蠟沉積速率預測模型，預測了凝析油管道的蠟沉積層厚度并制定了清管周期。發(fā)現(xiàn)當采用常溫輸送工藝且管輸介質中存在有一定量的瀝青質時，凝析油管道中存在嚴重的蠟沉積問題，仍需對管道進行定期清管作業(yè)。

1 蠟沉積環(huán)道實驗

1.1 油樣基礎物性

將3種具有不同物理性質的凝析油，分別命名為A油、B油以及C油，其基礎物性參數(shù)測試結果見表1。需要指出的是，油樣的凝點測試過程依照SY/T 0541—2009《原油凝點測定法》，密度測試過程依照GB/T 1884—2000《原油和液體石油產(chǎn)品密度實驗室測定法(密度計法)》，析蠟特性測試過程依照SY/T 0545—2012《原油析蠟熱特性參數(shù)的測定-差示掃描量熱法》，瀝青質含量測試過程依照SY/T 7550—2012《原油中蠟、膠質、瀝青質含量的測定》。

表1 3種凝析油的基礎物性參數(shù)Tab.1 Basic physical parameters of three condensate oil samples

從表1中可以看出，3種油樣析蠟特性相對差別不大，含蠟量處于4.65%～5.57%范圍內(nèi)，析蠟點處于23.79～28.22 ℃范圍內(nèi)，而3種油樣的瀝青質含量處于0.12%～0.75%范圍內(nèi)，相對差別較大。

此外，3種油樣的黏度依照SY/T 0520—2008 《原油黏度測定——旋轉黏度計平衡法》，由同軸圓筒旋轉流變儀Anton Paar Rheolab QC測得，使用的轉子型號為DIN53019。該型號轉子的長度為40 mm，半徑為13.3 mm，內(nèi)外筒之間的間隙為13.3 mm。測試過程中，黏度計的溫度由控溫水浴(Thermo Fisher AC200,控溫精度± 0.01 ℃)進行控制。

由于3種凝析油的凝點均較低，在測試溫度條件下3種油樣均為牛頓流體，其黏度不隨剪切速率變化。因此，3種油樣的黏溫曲線均各自重合為一條曲線，如圖1所示。

圖1 3種凝析油的黏溫曲線(剪切率130 s-1)Fig.1 Viscosity-temperature curves of three condensate oil samples(Shear rate is 130 s-1)

從圖1中可以看出，測試溫度下A油的黏度較低，C油的黏度較高，B油的黏度改變較大。

1.2 實驗裝置及操作流程

利用室內(nèi)小型環(huán)道裝置對3種凝析油的蠟沉積特性進行實驗探究，環(huán)道裝置如圖2所示。該裝置主要由油罐、攪拌裝置、測試段、質量流量計、泵、空氣壓縮機、控溫水浴和保溫系統(tǒng)組成。

圖2 蠟沉積環(huán)道實驗裝置示意圖Fig.2 Wax deposition loop experiment device

環(huán)道裝置中的油流流速、實驗時間以及各部分的溫度均可根據(jù)實驗設計進行精確的控制與調(diào)節(jié)。環(huán)道裝置中所有供油流流動管道的規(guī)格均為12×1 mm，其中，測試段的長度為1.5 m。環(huán)道裝置中的測試段為同軸水套管結構，實驗進行過程中油流在內(nèi)管中流動，水流在內(nèi)管與外管之間的環(huán)形空間流動以控制內(nèi)管之中的油流溫度。油罐同樣為一水套結構，實驗過程中油罐內(nèi)罐壁與外罐壁之間的環(huán)形空間供水流流動以控制油罐之中的原油溫度。

在實驗開始之前，將環(huán)道裝置各部分的溫度按照預先制定好的實驗計劃調(diào)整至相應溫度并維持30 min，保證各部分的溫度穩(wěn)定。將實驗所需油樣密封并再次加熱至高于析蠟點溫度15 ℃保持30 min，隨后將油樣一次倒入油罐中并以1 ℃/min的降溫速率降至實驗設計溫度。啟動攪拌裝置以保證油罐中油樣的均勻。之后啟動泵并調(diào)節(jié)轉速使油流流速穩(wěn)定在實驗設計流速。當蠟沉積時間達到預先設計時長后，啟動空氣壓縮機并將吹掃壓力設定在0.3 MPa，對環(huán)道裝置進行吹掃將管道之中殘留的原油吹掃至油罐中。吹掃過程重復3次。實驗結束后，將測試段從環(huán)道裝置主體上拆下并垂直放置。與此同時，將測試段的溫度升至80 ℃并保持30 min，利用燒杯將在重力作用下從測試段中脫落的沉積物收集并稱重。所得稱重質量減去燒杯凈重即為沉積物質量。

1.3 實驗條件

表2給出了利用3種凝析油進行蠟沉積環(huán)道實驗的條件。實驗中油流速度均為0.2 m/s，沉積時長均為21 h，油流溫度與管壁溫度之間的溫度差固定為5 ℃，通過改變油流溫度來進行不同條件的蠟沉積實驗。

表2 蠟沉積實驗操作工況Tab.2 Wax deposition experiment conditions

2 結果與討論

利用上述3種具有不同物理性質的凝析油進行蠟沉積環(huán)道實驗，探究不同條件下沉積物的質量以及分析沉積物的析蠟特性，為保證實驗結果的可靠性，每種操作工況的實驗結果取3次重復性實驗的平均值，結果見表3。

從表3可以看出，在相同的實驗條件下，A油的蠟沉積速率明顯高于B油與C油。與此同時，A油所產(chǎn)生的沉積物含蠟量明顯低于B油與C油。如圖3所示，在實驗溫度區(qū)間內(nèi)，隨著油流溫度的升高，3種油樣的邊界層處蠟分子的濃度梯度逐漸降低，從而導致蠟沉積速率隨實驗溫度區(qū)間的升高而逐漸降低。

表3 蠟沉積實驗結果Tab.3 Wax deposition test results

圖3 3種凝析油析蠟特性曲線Fig.3 Wax precipitation characteristic curves of three condensate oil samples

研究表明，瀝青質對原油蠟沉積過程的影響存在一個臨界濃度。當瀝青質的質量分數(shù)達到0.2%，即臨界濃度或更高時，瀝青質的富集存在會減弱沉積物的網(wǎng)狀結構強度。在管流剪切作用下，沉積物更易發(fā)生蠕變現(xiàn)象，表現(xiàn)為沉積物的屈服應力以及膠凝溫度降低，沉積物更易發(fā)生脫落現(xiàn)象[6]。從表1可以看出，A油中瀝青質的質量分數(shù)低于0.2%的臨界濃度，而B油與C油的瀝青質質量分數(shù)均高于0.2%的臨界濃度。因此，在蠟沉積過程中B油與C油的高瀝青質濃度會引起沉積層的脫落，使相同沉積時間條件下其沉積層厚度小于A油所產(chǎn)生的沉積層厚度。

另一方面，高濃度瀝青質的存在同樣會促進沉積物的老化過程[6]。瀝青質的存在會使蠟沉積物中的碳數(shù)分布向大碳數(shù)方向移動。同時，蠟沉積物中大碳數(shù)組分含量上升，小碳數(shù)組分含量下降，從而促進了沉積層中蠟分子的擴散與反擴散過程，進而使沉積層的含蠟量逐漸上升[7]。當沉積物的含蠟量增加后，其硬度也會相應增加，為現(xiàn)場管道的清管作業(yè)帶來一定阻礙[8]。

該種現(xiàn)象表明，即使凝析油的含蠟量較低，流動性較好，但當凝析油中存在較低含量的瀝青質時，蠟沉積速率會相對較高。而當凝析油中存在較高含量的瀝青質時，沉積物的含蠟量高且硬度大，為現(xiàn)場中凝析油管道的運行管理與維護帶來諸多風險。

3 蠟沉積層增長速率

3.1 蠟沉積模型

目前，國內(nèi)外諸多學者均通過建立蠟沉積模型對管流過程中的蠟沉積層厚度的增長速率進行計算[9-20]。在國內(nèi)眾多蠟沉積模型之中，中國石油大學(北京)蠟沉積模型[21-22]在國內(nèi)外諸多管道得到了廣泛應用。該模型的計算結果經(jīng)過了諸多現(xiàn)場管道運行數(shù)據(jù)以及清管數(shù)據(jù)的驗證，具有較高的精確度。因此，本文在以上3種凝析油的物性以及室內(nèi)蠟沉積環(huán)道實驗結果的基礎之上，采用該模型對3種凝析油在管輸過程中的蠟沉積速率進行計算。

(1)

將表4中的參數(shù)計算結果分別代入式(1)中即可對3種凝析油的蠟沉積速率進行預測。

表4 蠟沉積模型參數(shù)計算結果Tab.4 Calculation results of wax deposition model parameters

3.2 沉積層厚度計算結果

選取一條現(xiàn)場實際管線，利用所建立的蠟沉積模型分別對輸送3種凝析油時管道中的沉積層厚度進行計算。管道采取常溫密閉輸送工藝，出站溫度為41 ℃，管道埋深1.2 m，冬季土壤溫度為2 ℃，全長65 km，管道規(guī)格Ф406.4 mm×7.92 mm，輸量180×104t/a，運行壓力6.3 MPa。在管道運行工況下，原油黏度處于1.55～7.27 mPa·s，管道的剪切應力處于0.60～2.82 Pa。圖4(a)中給出了沿線的蠟沉積厚度的增長速率，圖4(b)給出了管線運行15 d后沿線的蠟層厚度。

圖4 管道沿線蠟沉積預測結果Fig.4 Prediction results of wax deposition along the pipeline

與表3所給出的實驗結果相一致，從圖4中可以看出，當管道運行15 d后，輸送A凝析油所產(chǎn)生的蠟沉積層厚度最大，C凝析油蠟沉積層厚度最小。在管線的前8 km處，由于油品的出站溫度為41 ℃，此時油流的主體溫度依然高于油品的析蠟點。故前8 km管線中的蠟沉積速率為0 mm/d。隨著油流的流動，管線中油流的主體溫度逐漸下降至油品的析蠟點，管線中開始有蠟分子析出、擴散并沉積在管壁上。當油流的主體溫度下降到析蠟高峰溫度時，沉積層厚度達到最大值，對應圖4(b)中20 km附近處。此時，當管線中輸送A凝析油時，沉積層厚度的增長速率為0.10 mm/d，B凝析油為0.08 mm/d，C凝析油為0.07 mm/d。此后，隨著油溫繼續(xù)降低，油流與管壁的溫差逐漸減小，管道邊界層處的徑向溫度梯度與蠟分子的徑向濃度梯度也相應減小，其擴散能力逐漸減弱，導致管線中的沉積層厚度的增長速率逐漸減小。

3.3 計算結果驗證

收集冬季管道外輸A油15 d后清管時的現(xiàn)場數(shù)據(jù)用于驗證模型預測結果。清管時，從首站發(fā)球，每間隔2 h記錄一次數(shù)據(jù)。35 h后，清管器達到末站。根據(jù)清管期間管道的沿程磨阻壓降情況，反算出清管器清下沉積物的當量厚度，表5給出了管道的實際運行結果與預測結果的對比。

從表5可以看出，模型預測結果與清管期間蠟層厚度反算結果吻合良好，沿線沉積層厚度變化趨勢與預測結果基本保持一致。首站至末站的最大當量沉積層厚度與模型預測沉積層厚度峰值分別為1.8 mm、1.45 mm，出現(xiàn)峰值的位置分別距首站20.36 km、16.66 km，預測厚度的最大相對偏差為21.82%、最小相對偏差為2.04%，模型的預測結果可為現(xiàn)場管道的蠟沉積預測提供有力的參考依據(jù)。

表5 當量蠟層厚度與模型預測結果對比Tab.5 Comparison of equivalent wax layer thickness and its model prediction results

4 清管周期

管道的運行費用主要由熱力費用、動力費用以及清管費用組成。通常情況下，操作人員為了降低管道總運行費用，將利用費用最低法計算得到的天數(shù)作為經(jīng)濟清管周期。該種清管方法雖然費用最低，但未考慮管道的安全運行情況。

在管道的實際運行過程中，某些清管周期較長的管線由于長時間未進行通球操作，沉積層老化現(xiàn)象十分嚴重。沉積層的老化會使管壁上沉積物具有較高的強度，在清管過程中容易造成卡球等問題，給通球清管作業(yè)帶來諸多困難，影響管道的安全運行，存在較為明顯的弊端。從表5可以看出，在運行15 d后A凝析油的最大蠟層厚度接近2 mm。此外，且依據(jù)蠟沉積環(huán)道實驗結果可以看出，B、C凝析油所產(chǎn)生的沉積物含蠟量高，質地較硬。為避免長時間不清管影響管道的安全運行，根據(jù)管道實測壓降數(shù)據(jù)進行計算，將管道沿線最大沉積層厚度達到2 mm時的運行時間作為清管周期[22-25]。計算方法為

(2)

式中：T為清管周期，d；Vmax為預測管段在裸管條件下管道運行1 d沿線的最大蠟沉積速率，mm/d；δmax為最大蠟層厚度，取2 mm。

如圖5所示，管道沿線蠟沉積速率隨運行時間的延長是發(fā)生變化的。由于陸地管道的總傳熱系數(shù)較小，此條管道的總傳熱系數(shù)為1.5 W/(m2·h)，管道沿線的最大蠟沉積速率隨管道運行時間的變化很小，且管道運行1 d時沿線蠟沉積速率峰值最大。因此，為保證管道的安全輸送，計算清管周期時采取預測管段在裸管條件下管道運行1 d時的沿線最大蠟沉積速率。

圖5 不同運行天數(shù)下管道沿線蠟沉積速率預測結果Fig.5 Prediction result of wax deposition rate along the pipeline in different operating days

表6給出了當上述管線分別輸送3種凝析油時的清管周期計算結果?？梢姡斔湍鲇偷墓芫€仍需定期清管。

表6 清管周期計算結果Tab.6 Calculation result of pigging cycle

5 結 論

利用3種具有不同物理性質的凝析油(A凝析油，B凝析油與C凝析油)進行了室內(nèi)蠟沉積環(huán)道實驗，對凝析油的蠟沉積以及清管特性進行了探究，結果表明：A凝析油中瀝青質濃度較低，蠟沉積速率較高。B凝析油與C凝析油中瀝青質濃度較高，蠟沉積速率較低。當瀝青質濃度高于臨界濃度(0.2%)時，高濃度的瀝青質可使沉積層發(fā)生脫落并同時促進沉積層的老化，使其厚度減小，含蠟量上升。在中國石油大學(北京)蠟沉積模型的基礎上，結合原油基礎物性的實驗結果，建立了凝析油蠟沉積增長速率模型，對分別輸送3種凝析油管線的沉積層厚度進行預測并制定清管周期，輸送A凝析油、B凝析油與C凝析油管線的清管周期分別為20 d、25 d和28 d。結果表明凝析油管線需要定期進行通球清管作業(yè)。