MH 油田常溫轉(zhuǎn)輸系統(tǒng)含水原油黏壁溫度研究

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）

1 概述

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>

2 黏壁溫度測量實(shí)驗(yàn)

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。

2.1 原油物性參數(shù)

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)

2.2 實(shí)驗(yàn)裝置及原理

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]。

2.3 實(shí)驗(yàn)步驟

（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。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

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。

4 黏壁溫度預(yù)測研究

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

5 結(jié)論

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%。