何旺達(dá),米翔,王雪嬌,扎依旦·艾爾肯,呂茜娣,史航宇
(1.新疆油田公司百口泉采油廠,新疆 克拉瑪依 834011;2.西南石油大學(xué) 石油與天然氣工程學(xué)院,四川 成都 610500)
MH 油田原油含蠟易凝,使用相變加熱爐進(jìn)行油水混輸。開采進(jìn)入后期,原油含水率大幅提升,加熱能耗增大的同時,油水混合體系的表觀黏度大大降低[1],為原油常溫轉(zhuǎn)輸帶來了可能[2]。若直接選擇常溫轉(zhuǎn)輸將導(dǎo)致轉(zhuǎn)輸系統(tǒng)在冬季的溫度大范圍降低,因此,亟需開展MH 油田原油黏壁溫度研究。
1999 年,吳迪等[3]提出了黏壁溫度的概念,原油在低溫環(huán)境中會突發(fā)膠凝現(xiàn)象并凝于管壁,導(dǎo)致流通面積減少,造成井口回壓升高。田東恩[4]在測定原油黏壁溫度時直接將其定義為測量段兩側(cè)壓降突然上升的溫度點(diǎn),并以此作為常溫轉(zhuǎn)輸界限。李鴻英、韓善鵬課題組[5-8]建立了一套室內(nèi)冷指裝置,對大量原油進(jìn)行測試后發(fā)現(xiàn),黏壁溫度可用于多種高含水原油不加熱轉(zhuǎn)輸邊界的確定,并回歸得到黏壁溫度與原油凝點(diǎn)、含水率、內(nèi)壁剪切應(yīng)力之間的關(guān)系。張瑩[7]通過冷指實(shí)驗(yàn)得出,稠油的黏壁溫度大多高于凝點(diǎn),含蠟原油的黏壁溫度低于凝點(diǎn)。ZHENG等[9]、王忠民[10]、李連群[11]通過實(shí)驗(yàn)得出,在一定的實(shí)驗(yàn)條件下,含水率越高,原油黏壁溫度越低,流速越高,黏壁溫度越低。
目前,傳統(tǒng)冷指實(shí)驗(yàn)和室內(nèi)環(huán)道實(shí)驗(yàn)均存在一定局限,難以判斷現(xiàn)場實(shí)際生產(chǎn)工況下常溫集輸可行性。
本文結(jié)合現(xiàn)場工況,使用攪拌裝置模擬管流沖刷作用,采用直接浸入法確定了原油在不同含水率和不同流速下的黏壁溫度,使用XGBOOST 算法預(yù)測了MH 油田常溫轉(zhuǎn)輸?shù)目尚行浴?/p>
為了研究MH 油田常溫轉(zhuǎn)輸系統(tǒng)實(shí)際生產(chǎn)條件下含水原油的黏壁溫度,選取MH 油田轉(zhuǎn)輸系統(tǒng)4 個轉(zhuǎn)油站的油品作為試樣,基于改進(jìn)后的冷指實(shí)驗(yàn),通過攪拌裝置調(diào)節(jié)攪拌槳轉(zhuǎn)速以模擬不同流速下的原油黏壁過程,測量得到各轉(zhuǎn)油站油品在不同含水率和不同流速下的黏壁溫度,進(jìn)而分析含水率、流速與原油黏壁溫度之間的變化規(guī)律,并為不同工況下黏壁溫度的預(yù)測提供實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)樣本。
MH 油田常溫轉(zhuǎn)輸系統(tǒng)不同轉(zhuǎn)油站原油物性參數(shù)如表1 所示,所有油品均為含蠟原油,現(xiàn)階段各轉(zhuǎn)油站油品含水率范圍為55%~65%,原油凝點(diǎn)較高。
表1 MH 油田各轉(zhuǎn)油站原油物性參數(shù)
改進(jìn)冷指實(shí)驗(yàn)裝置如圖1 所示,實(shí)驗(yàn)裝置主要由攪拌槳、溫度計、恒溫水浴鍋、燒杯及數(shù)顯調(diào)溫攪拌系統(tǒng)組成。實(shí)驗(yàn)中通過6-HJ-5 數(shù)顯恒溫多功能攪拌器調(diào)整攪拌槳轉(zhuǎn)速,以模擬現(xiàn)場不同的流速,便于測定現(xiàn)場流速下原油的黏壁溫度[12]。實(shí)驗(yàn)截取現(xiàn)場替換管的部分玻璃鋼管段作為浸入段,采用外接溫度探針精準(zhǔn)測量控溫水浴裝置溫度。
圖1 實(shí)驗(yàn)裝置效果圖
實(shí)驗(yàn)基本原理為:隨著環(huán)境溫度的降低,原油的黏度會增大,油滴間的作用力增強(qiáng)[13],當(dāng)該作用力大于水流的剪切力時,小油滴會聚集形成凝油塊。當(dāng)溫度降到一定程度時,凝油塊與管壁的黏附力將大大小于水流的剪切力,黏壁現(xiàn)象迅速惡化,無法進(jìn)行常溫集輸,該溫度即為原油的黏壁溫度[12-14]。實(shí)驗(yàn)中,控溫裝置從預(yù)熱溫度開始降溫,降溫梯度1 ℃,直至黏壁質(zhì)量發(fā)生突變時的溫度即為該條件下原油的黏壁溫度[4]。
(1)采用APT-8 多功能原油脫水試驗(yàn)儀對各轉(zhuǎn)油站原油進(jìn)行電脫水;
(2)采用一次性加水的方式,按照比例配制不同含水率的原油乳狀液;
(3)稱量空白玻璃鋼試樣的質(zhì)量;
(4)將制備完成的原油乳狀液加熱到預(yù)熱溫度備用;
(5)向燒杯內(nèi)加入200 mL 原油乳狀液,倒放入玻璃鋼試樣,開啟磁力攪拌系統(tǒng),將控溫水浴溫度設(shè)為預(yù)定溫度,以轉(zhuǎn)速433 r/min、降溫速率0.5 ℃/min 邊攪拌邊降溫,待降溫至預(yù)期溫度后恒溫攪拌10 min;
(6)用鑷子夾取浸泡后帶有掛壁凝油的玻璃鋼試樣,傾斜45°,油品不滴落后稱重,計算此時玻璃鋼試樣的質(zhì)量與空白玻璃鋼試樣的質(zhì)量之差并記錄數(shù)據(jù);
(7)控溫裝置從預(yù)熱溫度開始降溫,降溫梯度為1 ℃,直至黏壁質(zhì)量發(fā)生突變后適當(dāng)縮減降溫幅度,測量得到該條件下的黏壁溫度并記錄數(shù)據(jù)。不同轉(zhuǎn)油站的原油(M131、M18、BL、M2)、不同含水率(55%、65%、70%、80%)、不同攪拌槳轉(zhuǎn)速(433、650、866、1 300 r/min),重復(fù)上述實(shí)驗(yàn)共80 組。其中,轉(zhuǎn)速433、650、866、1 300 r/min 換算為流速分別為0.9、1.36、1.81、2.72 m/s。
如圖2 所示,M131 轉(zhuǎn)油站油品、含水率為55%、實(shí)驗(yàn)轉(zhuǎn)速433 r/min 條件下,隨著原油溫度逐漸降低,玻璃鋼試樣浸入10 min 后的質(zhì)量持續(xù)上升,在11 ℃達(dá)到高點(diǎn),又在9 ℃處產(chǎn)生質(zhì)量突變,而后玻璃鋼試樣的質(zhì)量急劇上升,表明黏油質(zhì)量大幅增加。因此,判斷M131 轉(zhuǎn)油站油品在該實(shí)驗(yàn)條件下的黏壁溫度為9 ℃。由于原油黏壁將造成管線的流通面積減小,管線壓降隨之增大[15]。根據(jù)M131 轉(zhuǎn)輸系統(tǒng)現(xiàn)場降溫過程采集的壓降數(shù)據(jù),與實(shí)驗(yàn)測得降溫過程的黏壁溫度變化規(guī)律一致。
圖2 黏壁溫度實(shí)驗(yàn)結(jié)果驗(yàn)證
M131 轉(zhuǎn)油站油品、含水率55%,在不同實(shí)驗(yàn)轉(zhuǎn)速下(433、650、866、1 300 r/min)的黏壁溫度曲線如圖3 所示。隨著轉(zhuǎn)速增大,原油黏壁溫度不斷降低,說明轉(zhuǎn)速增大的同時剪切作用增強(qiáng),原油黏壁的傾向減弱。
圖3 M131(含水率55%)原油不同轉(zhuǎn)速下黏壁溫度曲線圖
利用上述原油黏壁溫度的判定方法,可分別得出4 個轉(zhuǎn)油站在不同流速和不同含水率條件下的原油黏壁溫度,如圖4 所示。由圖4(a)可知,M131 轉(zhuǎn)油站原油在同一含水率下,隨著原油流速由0.9 m/s 增至2.72 m/s,黏壁溫度的下降幅度為1.15~3.20 ℃;在同一流速下,隨著含水率由55%增至80%,黏壁溫度的下降幅度為3.55~5.60 ℃;由圖4(b)可知,M18 轉(zhuǎn)油站原油在同一含水率下,隨著原油流速由0.9 m/s 增至2.72 m/s,黏壁溫度的下降幅度為1.30~2.50 ℃;在同一流速下,隨著含水率由55%增至80%,黏壁溫度的下降幅度為6.00~6.35 ℃;由圖4(c)可知,BL轉(zhuǎn)油站原油在同一含水率下,隨著原油流速由0.9 m/s增至2.72 m/s,黏壁溫度的下降幅度為1.65~2.35 ℃;在同一流速下,隨著含水率由55%增至80%,黏壁溫度的下降幅度為3.25~3.80 ℃;由圖4(d)可知,M2 轉(zhuǎn)油站原油在同一含水率下,隨著原油流速由0.9 m/s增至2.72 m/s,黏壁溫度的下降幅度為1.25~2.50 ℃;在同一流速下,隨著含水率由55%增至80%,黏壁溫度的下降幅度為5.55~6.80 ℃。因此,同一物性原油在同一流速下,隨著含水率升高,原油的流動性增強(qiáng),原油的油相占比減小[8],濃度降低,凝油顆粒難以聚集,更難形成凝油團(tuán)[10],且游離水潤滑管壁將改善原油的黏壁行為,原油黏壁溫度明顯降低。同一物性原油在同一含水率下,隨著流速增加,剪切沖刷作用增強(qiáng),原油與管道內(nèi)壁的接觸、黏附概率減小,且管內(nèi)剪切應(yīng)力增大,增大了流體對管壁凝油團(tuán)的沖刷剝離程度[16],降低了凝油團(tuán)的黏附概率,黏壁現(xiàn)象減弱,原油黏壁溫度降低,但其降低幅度略有減小。
圖4 四個轉(zhuǎn)油站在不同含水率和不同流速下的黏壁溫度曲線
由55% 含水率、0.9 m/s 流速的工況到80%含水率、2.72 m/s 流速的工況,4 個轉(zhuǎn)油站原油黏壁溫度的降幅分別為6.75、7.65、5.45、8.05 ℃,原油黏壁溫度低于凝點(diǎn)0.25~11.01 ℃。其中M131、M18、BL 轉(zhuǎn)油站原油黏壁溫度的變化率呈現(xiàn)先慢后快再慢的下降趨勢,M2 轉(zhuǎn)油站原油黏壁溫度的變化率呈現(xiàn)先慢后快的下降趨勢。但4 個轉(zhuǎn)油站原油黏壁溫度的最大降幅均在含水率由65% 升至70% 的過程中,分別為2.90、3.00、1.30、1.90 ℃。在相同含水率和流速下,M2 轉(zhuǎn)油站原油的黏壁溫度最高,而后依次為BL 轉(zhuǎn)油站原油、M18 轉(zhuǎn)油站原油、M131 轉(zhuǎn)油站原油。這表明原油的凝點(diǎn)也是影響原油黏壁溫度的因素之一,主要受原油內(nèi)部的分子作用力、范德華力、氫鍵以及雙電層靜電引力與黏附力的影響[17],且凝點(diǎn)越高的原油,往往黏壁溫度也越高,其常溫集輸?shù)碾y度也越大。
為了明確現(xiàn)場不同工況以及未來工況下原油的黏壁溫度,判斷常溫集輸?shù)目尚行?,最大限度?shí)現(xiàn)節(jié)能降耗,需結(jié)合實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)一步開展黏壁溫度預(yù)測。本研究采用極端梯度上升(XGBOOST)算法,由基函數(shù)與含水率、轉(zhuǎn)速、原油凝點(diǎn)的影響權(quán)重組合的合成算法擬合原油黏壁溫度再進(jìn)行預(yù)測,該模型具有較強(qiáng)的泛化能力、較高的拓展性、較快的運(yùn)算速度等特點(diǎn)[18]。不同特征重要度分析結(jié)果如圖5 所示,原油黏壁溫度與各因素的重要度排序?yàn)楹省⒃湍c(diǎn)、流速。其中,含水率對原油黏壁溫度的影響最為顯著,權(quán)重占比為65.0%,與實(shí)驗(yàn)中隨著含水率增加、黏壁溫度降幅出現(xiàn)明顯增加的現(xiàn)象一致。
圖5 XGBOOST 模型特征重要性分析
MH 油田各轉(zhuǎn)油站油品的XGBOOST 黏壁溫度預(yù)測結(jié)果及誤差分析如圖6 所示,最小誤差為0.44%,最大誤差為39.51%,平均誤差為8.36%,表明預(yù)測值與真實(shí)值契合度高,模型擬合效果好。
圖6 MH 油田各轉(zhuǎn)油站油品的XGBOOST 黏壁溫度誤差分析
針對MH 油田含水原油常溫轉(zhuǎn)輸過程中的流動安全及節(jié)能降耗問題,通過改進(jìn)后的冷指實(shí)驗(yàn)測量得到各轉(zhuǎn)油站油品的黏壁溫度,并通過XGBOOST算法對其未來工況下原油的黏壁溫度進(jìn)行預(yù)測,以此準(zhǔn)確判斷原油常溫集輸工藝的可行性,在確保原油安全轉(zhuǎn)輸?shù)耐瑫r最大程度降低加熱能耗,具體結(jié)論如下:
(1)不同轉(zhuǎn)油站原油黏壁溫度及其降幅存在差異,凝點(diǎn)越高,黏壁溫度相對越高,但均在含水率65%增至70%的過程中,黏壁溫度降幅明顯增加。不同工況下,原油黏壁溫度低于凝點(diǎn)0.25~11.01 ℃。
(2)隨著含水率增加,即實(shí)際生產(chǎn)過程中的產(chǎn)水量增加,將導(dǎo)致油水混合物流動性增強(qiáng),黏壁現(xiàn)象得到改善,原油黏壁溫度降低。
(3)隨著流速的增加,管內(nèi)剪切應(yīng)力增大,流體對管壁凝油團(tuán)的沖刷剝離作用增強(qiáng),原油黏壁傾向減弱,即黏壁溫度降低。
(4)通過XGBOOST 算法確定原油黏壁溫度與各因素的重要度排序?yàn)楹省⒃湍c(diǎn)、流速,預(yù)測MH 油田常溫轉(zhuǎn)輸系統(tǒng)含水原油不同工況下黏壁溫度,模型預(yù)測準(zhǔn)確度較高,平均誤差僅為8.36%。