江俊达 黄启玉 高雪冬 朱祥瑞 张 雨

(1. 中海石油(中国)有限公司深圳分公司 深圳 518000； 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)

随着海洋石油开发的大规模兴起，海底管道的蜡沉积问题日益严重[1]。蜡沉积会导致管道输油量的减少，运行能耗的增加，严重时甚至使管道堵塞[2-4]，从而威胁海底管线的正常和安全运行[5-6]。管道蜡沉积机理和影响因素一直以来是众多学者的研究热点，早期的研究认为，蜡沉积机理主要可以归纳为分子扩散、剪切弥散、布朗扩散和重力沉降等4种[7-9]。随着深海石油开发对蜡沉积研究的推动，一种新的考虑剪切剥离影响的“老化机理”被提出[10]，即沉积层中的蜡分子在浓度梯度作用下发生径向扩散与反扩散，使沉积物的含蜡量随沉积时间的延长而逐渐增加，且沉积物性质在径向上发生较大的区别[11-14]。在蜡沉积的影响因素方面，很多研究认为管道蜡沉积的发生是原油组成、流体温度、油流与管壁温差、流速、流型、管壁材质及沉积时间等多种因素共同作用的结果，且沉积主要产生于高凝、高黏、高含蜡的原油。

流花16-2油田位于中国南海，其海底不保温管道冬季的海域水温仅8 ℃，由于管内原油和管外环境的温差较大，虽然输送的原油为低凝、低黏、低含蜡原油，但同样发生了严重的蜡沉积现象，清管作业的难度也进一步加大。本文利用蜡沉积环道实验装置，分析了低温环境下不同油温、流速、油壁操作温度区间及长时间老化条件等不同因素对蜡沉积厚度和蜡沉积物性质的影响，明确了低凝、低黏、低含蜡原油在低温环境下的蜡沉积机理，对油田海底管道的安全运行具有重要意义。……