流花16-2油田海底管道原油蜡沉积规律模拟分析*

2020-03-16张在孝黄启玉单锦旭朱祥瑞

中国海上油气 2020年6期

张在孝黄启玉张汛单锦旭朱祥瑞张雨

(1. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司广东深圳 518054; 2. 中国石油大学(北京)城市油气输配北京市重点实验室北京 102249)

流花16-2油田海底原油管道在不保温输送轻质原油的过程中，在海水与管道壁面的大温差强制对流换热及轻质原油的高析蜡点的作用下，海底原油管道的结蜡问题较为严重。海底管道蜡沉积一直是原油管道流动保障迫切关心的问题[1-2]，一般而言，C17—C55的正构烷烃被认为是石蜡[3]。蜡在原油中的溶解度是温度的函数，当油温低于析蜡点时，蜡分子就会从原油中析出[4]。当累积析蜡量质量分数达到1%～2%时，蜡晶便可在原油中形成胶凝结构，将原油束缚其中[5-6]。海底管道环境温度常低于输送原油的析蜡点，因而在原油的输送过程中，由于管壁处蜡分子溶解度的降低，在蜡分子径向浓度梯度的作用下，蜡沉积物则容易在管壁处形成[7]。

蜡沉积机理主要包括分子扩散、剪切弥散、布朗扩散及重力沉降，其中分子扩散机理被大多数学者所接受[8-9]。影响蜡沉积物沉积速率的影响因素较多[10-14]，包括油流温度、环境温度、油流与管壁温度差、流速、原油组成以及沉积时间。一些学者以局部管道为对象开展研究，认为随着沉积时间的增长，管壁结蜡层厚度的增加会减小原油的对外散热能力，导致蜡沉积速率减小，蜡沉积厚度缓慢增大[14-16]。然而对于管道全线，尤其是大温差海底管道全线，局部管段蜡沉积速率的减小无法代表管道全线的结蜡情况。因此，本文利用室内环道实验装置对流花16-2油田原油进行蜡沉积规律的探讨，根据实验结果建立流花16-2油田海底管道蜡沉积预测模型，模拟研究沉积时间对管道沿线蜡沉积速率、蜡沉积厚度以及单位时间管道全线总结蜡量的影响，并开展理论分析，为今后海底管道清管提供一定的理论指导。

1 蜡沉积模型的建立

1.1 室内环道实验

1.1.1流花16-2油田原油基础物性

流花16-2油田海底管道输送原油的基础物性参数情况：20 ℃时原油密度810.0 kg/m3，凝点0 ℃，析蜡点28.7 ℃，含蜡量5.84%，其溶解度系数曲线和黏温曲线如图1所示。

图1 流花16-2油田管输原油溶解度系数曲线以及黏温曲线

1.1.2环道实验装置

利用室内小型环道对流花16-2油田原油蜡沉积规律开展研究，实验装置如图2所示。该装置主要由实验管路系统、恒温水浴系统、数据采集系统和空气吹扫系统组成。原油经螺杆泵后在测试管道沉积，测试段管壁温度有恒温水浴系统控制，管壁温度为海水环境温度。实验结束后，先用空气吹扫系统清除管内剩余原油，再将测试段拆卸进行升温加热，使管壁沉积物融化后掉落至烧杯进行称重。

图2 流花16-2油田管输原油蜡沉积环道实验装置示意图

1.2 蜡沉积模型

海底管道蜡沉积模型的通用模型为[17]

(1)

在不同温度、流速、油壁温差以及沉积时间的条件下，流花16-2油田原油蜡沉积速率实验结果如表1所示。

表1 流花16-2油田原油蜡沉积速率实验结果

将流花16-2油田原油蜡沉积速率的实验参数代入式(1)并对实验结果进行拟合，建立流花16-2油田海底管道蜡沉积速率模型为

(2)

2 管道沿线蜡沉积预测

流花16-2油田海底管道共计23.1 km，管道外径φ254 mm，壁厚9.55 mm，保温海底管道沿线环境最低温度7.9 ℃，0～5.8 km段的设计总传热系数69 W/(m2·℃)，5.8～23.1 km段的设计总传热系数104 W/(m2·℃)，设计输量5 406 m3/d，启输温度112 ℃。

2.1 运行参数

根据流花16-2油田海底管道基础参数和原油基础物性参数计算管道运行参数的变化，从而预测管道沿线蜡沉积速率及蜡层厚度的变化。

1) 管壁处径向温度梯度。

根据热平衡关系，不同管段的径向温度梯度可表示为[18]

(3)

其中

(4)

2) 管道沿线原油黏度变化及管壁剪切率。

由于输送油品含蜡量低可近似为牛顿流体，油品黏度随温度变化不明显，因此可用Arrhenius方程表示[19]：

μ=AeEa/(RT)

(5)

式(5)中：Ea为黏性流动活化能，J/mol；A为指前因子或频率因子，Pa·s；R为气体常数，取8.314 J/(mol·K)；T为绝对温度，K。

牛顿流体紊流状态下的管壁剪切率为[18]

(6)

3) 管道沿线总传热系数变化。

在管壁蜡沉积的影响下，蜡沉积后管道沿线的总传热系数可表示为[20]

(7)

式(7)中：Kw为蜡沉积后管道沿线总传热系数，W/(m2·℃)；λw为结蜡层的导热系数，W/(m2·℃)；δ为结蜡层厚度，m。

4) 单位时间管道全线总结蜡量变化。

管道全线结蜡日增加量可表示为

(8)

式(8)中：Wall为单位时间管道全线总结蜡量，m3；δi,j为沉积j天后管道第i段结蜡层厚度，m；li,j为沉积j天后管道第i段管段长度，m;Δt为时间，d;N为管道全线划分的总段数。

2.2 预测结果与分析

2.2.1预测结果

流花16-2油田海底管道在设计时按2个分段管线取不同的总传热系数，然而实际上该系数是连续变化的。因此，本文在预测该油田管道沿线蜡沉积分布(图3)时，选取3个管道初始总传热系数K1、K2、K3，值分别为69、90和104 W/(m2·℃)，以使结果更接近实际情况。

图3 流花16-2油田海底管道不同沉积时间内管道沿线的结蜡情况分布

由图3可知，随着沉积时间的增长，流花16-2油田海底管道在3种总传热系数条件下管道沿线蜡沉积速率、结蜡厚度均呈现相似的变化规律：①蜡沉积速率和沉积厚度均呈现出先增加到峰值，后逐渐降低的趋势；②蜡沉积速率的峰值位置随沉积时间增长逐渐向管道末端移动，峰值大小逐渐降低；③蜡沉积厚度的峰值位置随沉积时间增长逐渐向管道末端移动；④随着沉积时间的增长，峰值位置前的管段蜡沉积速率变低，峰值位置后管段蜡沉积速率却逐渐升高；⑤管道全线最大蜡层厚度逐渐增大，峰值位置前管段的蜡层厚度增加幅度要小于后管段。

然而，管道蜡沉积速率峰值大小的降低并不能代表管段全线蜡沉积速率的降低。因此本文提出了单位时间管道全线总结蜡量的概念，用于表述管道全线蜡沉积速率的大小。如图4所示，单位时间管道全线总结蜡量随着沉积时间的增长而逐渐增大。这一现象表明，管壁的结蜡保温作用并不能有效减缓管道蜡沉积问题，相反，管道全线每天的结蜡增加量逐渐增多。为了保障管道正常运行，通常以2 mm的蜡沉积厚度作为清管周期的确定方法[16]。由图3可知，流花16-2油田海底管道在运行3～5 d后管道全线的最大蜡沉积厚度都接近2 mm，因此推荐将管道全线最大蜡层厚度2 mm或管道全线总结蜡量10 m3的沉积时间作为清管周期(3～5 d)，以保障管道的安全运行。

图4 流花16-2油田海底管道单位时间管道全线总结蜡量随沉积时间变化

2.2.2预测结果分析

由式(3)、(4)和(7)可知，在蜡沉积的过程中，沉积在管壁的蜡层会减小管段的总传热系数，提高管段油温，降低单位管长温降，从而使该管段蜡沉积速率减小。管道环境温度、输送油品温度及两者的温差均影响着管道的蜡沉积。在流花16-2油田海底管道深水不保温、强制对流换热的条件下，进入管道的油流在很短的距离即可达到环境温度，而这段距离即为管壁结蜡的主要区域。根据图5可知，蜡沉积后管道沿线总传热系数Kw的最小值位于管道沿线最大蜡层厚度处，当最大蜡层处管段总传热系数减小，后管段的油壁温差就会增大，因此蜡沉积速率峰值位置逐渐向管道末端移动。随着沉积时间的增加，管道沿线蜡层厚度逐渐增大，导致蜡沉积后管道沿线总传热系数随沉积时间逐渐下降，从而导致蜡沉积速率峰值大小逐渐降低。

图5 流花16-2油田海底管道沿线总传热系数和温降变化

根据单位时间管道全线总结蜡量的定义，式(8)还可以表示为

(9)

根据式(9)，单位时间管道全线总结蜡量与管道蜡沉积速率及里程围成的面积成正比。如图6所示，在1 d和30 d的沉积时间内，管道沿线蜡沉积速率与里程围成的面积可大致分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ3个区域，Ⅲ区的面积(SⅢ)大于Ⅰ区的面积(SⅠ)表明30 d沉积时间的单位时间管道全线总结蜡量大于1 d沉积时间的。在海底管道不保温输送过程中，管壁结蜡保温作用使得管道沿线总传热系数减小，进而导致管道沿线蜡沉积速率峰值的后移，使得管道主要结蜡区域变宽，蜡沉积速率与距离围成的面积变大，即单位时间管道全线总结蜡量随着沉积时间逐渐变大。同样，随着管道总传热系数的增大，一方面海水与管道壁面强制对流换热加剧，导致管道结蜡位置向管道前端移动，管道沿程最大结蜡速率峰值增大；另一方面使管道沿线温度梯度增大，导致油流温度快速接近环境温度，即主要结蜡区域变窄。因此，管道总传热系数越大，单位时间管道全线总结蜡量越小。