流花16-2油田海底管道原油蜡沉积规律实验研究*

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。

1 实验内容

1.1 环道蜡沉积实验装置

环道蜡沉积装置在蜡沉积规律研究中被广泛应用[1]，主要包括油罐系统、动力系统、保温系统、测试管段、吹扫系统及其他附件(图1)。其中，油罐系统和测试管段均与控温水浴相连，使油温与壁温均能保持在实验温度；油罐内设置搅拌桨可使罐内油温保持均匀分布；动力系统主要由螺杆泵对原油进行驱动并循环到油罐内；保温系统将管段以保温材料覆盖，减少油流向环境的散热；测试管段为环道装置中最重要的构件，通过水浴控制低壁温条件与原油形成温差，从而在测试段内管壁形成蜡沉积。测试段为内外同心套管结构，内管径12 mm，长度1.5 m。

图1 环道蜡沉积实验装置示意图Fig .1 Schematic of flow loop wax deposition appratus

1.2 差示扫描量热仪(Differential Scanning Calorimeter，DSC)

采用DSC Q20测定流花16-2油田原油及蜡沉积物的析蜡特性。实验开始前用氮气吹扫出惰性气体空间，原油和蜡沉积物作为测试样被密封在铝制的坩埚中，空气是其参比样。测试原油试样时，由于其轻组分较多而加热至60 ℃，测试蜡沉积物试样时则需加热至100 ℃，加热时间均为1 min。而后温度以5 ℃/min的冷却速度降至-25 ℃。蜡晶在冷却过程中逐渐析出并释放析蜡潜热使测试样温度升高。为了保证测试样与参比样温度一致，DSC将热流提供给参比样，从而得到热流曲线。当热流曲线开始偏移基线时，说明蜡晶开始从试样中析出，该点的温度即为析蜡点[15]。通过蜡的结晶焓计算原油试样或蜡沉积物试样在不同温度下的析蜡量，得到析蜡曲线及含蜡量[16]。

1.3 实验步骤

1) 实验开始前，将流花16-2油田原油倒入储油罐。实验全程保持对原油的密封以减少轻组分的挥发。在原油倒入储油罐之前，须将储油罐、测试段和所有保温带温度调至实验温度。

2) 所有控温单元温度稳定后开启螺杆泵，使油样在环道系统中循环流动。

3) 实验结束时首先停泵，然后将环道切换至吹扫模式，启动空气压缩机将管道中残留原油吹扫至储油罐中。每组实验吹扫一次，吹扫压力控制在0.1 MPa以内，以确保沉积物不受吹扫影响。

4) 吹扫结束后，将测试段拆卸后并竖直放置，逐渐升高测试段管壁温度至80 ℃。蜡沉积物逐渐融化脱落，脱落后的蜡沉积物被收集在烧杯中，将烧杯中蜡沉积物称重，得到各条件下的蜡沉积物质量，再对各条件下蜡沉积物进行析蜡特性测试。

1.4 原油基础物性

蜡沉积实验所用原油为流花16-2油田原油，本次实验测定了其基础物性：20 ℃原油密度793.0 kg/m3，凝点-18 ℃，含蜡量4.18%，析蜡点25.2 ℃，其黏温曲线及析蜡曲线分别如图2a、b所示。从物性参数的角度看，流花16-2油田原油为低凝、低黏、低含蜡原油，低温条件下仍有较好的流动性。但从析蜡曲线的角度看，该原油的析蜡过程有2个阶段：在析蜡点至11 ℃区间，析蜡量的增加较为缓慢；而在低于11 ℃区间，析蜡量增加明显加快。说明在11 ℃时，流花16-2原油可能发生了蜡分子浓度梯度的增加，进而影响了蜡沉积的速度。

图2 流花16-2油田原油黏温曲线及析蜡曲线Fig .2 Viscosity-temperature curve and wax precipitation curve of crude oil in LH16-2 oilfield

2 实验过程与结果分析

2.1 原油温度影响

流花16-2油田海底不保温管道沿线油温逐渐降低，不同油温对应的蜡沉积情况也有所不同。实验中为了保持与实际情况的一致，采用将管壁温度、流速设为定值，改变油温使其以不同温度流过环道的实验方法。实验温度需要涵盖“冷流”(入口油温低于析蜡点)和“热流”(入口油温高于析蜡点)。结合原油物性测试结果确定了如下的实验参数：管壁温度8 ℃保持不变，原油流速0.42 m/s，沉积时间11 h，油温分别为33、23、16和11 ℃。实验结束后逐渐升高测试段管壁温度至80 ℃使蜡沉积物融化脱落，通过测得的沉积物质量和沉积时间，计算相应的蜡沉积速率：

(1)

式(1)中：W为蜡沉积速率，g/(m2·h)；m为蜡沉积物质量，g；D为管道内径，m；L为管道长度，m；t为沉积时间，h。

蜡沉积物质量和蜡沉积速率随油温的变化如图3所示，不同油温下的蜡沉积物析蜡特性如表1所示。由于蜡沉积物是由蜡晶结构包裹原油形成的，因此为了分析管壁上实际蜡沉积物质量随油温的变化，实际沉积蜡质量通过蜡沉积物质量乘以含蜡百分量得到。

图3 不同油温对流花16-2油田管道原油蜡沉积物质量和蜡沉积速率的影响Fig .3 Effects of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline temperature on the wax deposit mass and wax deposition rate

表1 不同油温条件下流花16-2油田管道原油蜡沉积物析蜡特性
Table 1 Wax precipitation characteristics of wax deposit of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline under different oil temperature

油流温度/℃蜡沉积物质量/g析蜡点/℃含蜡量/%实际沉积蜡质量/g330———235.7054.141.22.351612.1357.249.45.991120.6757.243.48.97

由图3可知，蜡沉积物质量随入口油温的降低呈增加趋势，并与蜡沉积速率变化趋势相一致。当入口油温高于原油析蜡点时未观察到蜡沉积；随着温度的降低，蜡沉积物质量越来越大；当油温低至11 ℃时，蜡沉积物质量最大。这一变化规律可通过蜡分子在油流中的溶解度解释：当油流与管壁之间的温差增加时，虽然温度梯度的上升使蜡分子的扩散驱动力增加，但此时大部分的蜡组分溶解在原油中，因此沉积物质量减少；流花16-2油田原油为低凝、低黏、低含蜡原油，较好的油品性质对管道沉积物也起到一定的溶解作用。从表1的结果也可看出，不同油温下沉积物的含蜡量均较高，这也侧面证实了原油对沉积物的部分溶解作用。

从表1还可发现，含蜡量与实际沉积蜡质量的发展趋势并不完全相同，实际沉积蜡质量随油温的降低而持续增加，而含蜡量则在16 ℃时出现了49.4%的峰值。这一现象与蜡沉积物的形成过程有关：蜡的沉积物实际上是蜡及其包裹着的原油的混合物，含蜡量与实际沉积的蜡质量及被包裹着的原油量相关，较小的原油量同样会导致含蜡量的升高。

2.2 原油流速影响

原油流速影响管壁温度场、蜡沉积物表面的剪切应力及蜡分子的扩散传质过程。为了研究不同原油流速对蜡沉积的影响，确定了如下的实验参数：管壁温度8 ℃保持不变，油温11 ℃，沉积时间11 h，原油流速分别为0.21、0.42和0.57 m/s。实验结束后逐渐升高测试段管壁温度至80 ℃使蜡沉积物融化脱落，通过测量蜡沉积物质量并根据式(1)，得到不同流速条件下蜡沉积物质量和蜡沉积速率曲线(图4)及析蜡特性(表2)。

由图4可知，蜡沉积物质量和沉积速率随流速的加快而逐渐增至最大值然后再减小。这一现象是传热和剪切综合作用的结果：当其他条件不变时，温度梯度随流量的增加而增大，导致管壁处的蜡分子浓度梯度增大，加快了蜡沉积速率；当流速进一步增大时，油流对蜡沉积层表面的剪切力增大，较软的蜡沉积物容易被油流冲刷掉。由表2可知，含蜡量随流速的增加同样呈增加的趋势，这也是油流的剪切作用造成的，剪切应力同时剥落了蜡沉积物中的原油和蜡，但由于沉积物表层的原油较多，当这部分原油被剥落后，含蜡量就会增加。因此从流速的角度看，实际沉积蜡质量的大小取决于剪切剥离作用的强弱。

图4 不同原油流速对流花16-2油田管道原油蜡沉积物质量和蜡沉积速率的影响Fig .4 Effect of flow velocity of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline on the wax deposit mass and wax deposition rate

表2 不同原油流速条件下流花16-2油田管道原油的蜡沉积物析蜡特性
Table 2 Wax precipitation characteristics of wax deposit of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline under different flow velocity

流速/(m·s-1)蜡沉积物质量/g析蜡点/℃含蜡量/%实际沉积蜡质量/g0.2112.2349.141.45.060.4220.6757.243.48.970.5715.9659.455.08.78

2.3 油流与管壁温度区间影响

流花16-2油田海管所处的海域水温度随季节而产生较大范围的变化。为了研究不同海水温度对蜡沉积的影响，确定了如下的实验参数：沉积时间11 h，原油流速0.42 m/s，油流与管壁温度分别为11/8、15/11和19/15 ℃。蜡沉积实验结束后，逐渐升高测试段管壁温度至80 ℃使蜡沉积物融化脱落，通过测量蜡沉积物质量并根据式(1)，得到不同油流与管壁温度区间的蜡沉积物质量和蜡沉积速率曲线(图5)及析蜡特性(表3)。

由图5和表3可知，随着油流与管壁温度区间的升高，蜡沉积物质量、沉积速率、含蜡量和实际沉积蜡质量均逐渐降低。这是由于在保持油流与管壁温差恒定的条件下(本次实验为4 ℃)，油流与管壁温度区间的升高使低碳数的蜡分子逐渐溶解于原油，油流中蜡分子浓度梯度减小，因此蜡沉积物质量降低。

图5 不同油流与管壁温度区间对流花16-2油田管道原油蜡沉积物质量和蜡沉积速率的影响Fig .5 Effect of oil and pipe wall temperature interval on the wax deposit mass and wax deposition rate of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline

表3 不同油流与管壁温度区间下流花16-2油田管道原油的蜡沉积物析蜡特性
Table 3 Wax precipitation characteristics of wax deposit of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline under different crude oil/pipe wall temperatures

油流温度/℃管壁温度/℃蜡沉积物质量/g析蜡点/℃含蜡量/%实际沉积蜡质量/g11820.6757.243.48.9715114.8755.121.32.6819150———

2.4 长沉积时间的老化作用影响

在长沉积时间的条件下，蜡分子会在沉积层中沿径向发生由表面向内层的扩散，导致蜡沉积物内层含蜡量的增加和硬度的增大，从而影响清管器的受力和操作。为了研究长沉积时间条件下蜡沉积物内外层的性质差异，确定了如下的实验参数：管壁温度8 ℃，原油温度11 ℃，原油流速0.42 m/s，沉积时间96 h。实验结束后，将测试段管壁温度先后升至40 ℃和80 ℃，使蜡沉积物外层和内层分别融化脱落，结合式(1)得到了长沉积时间条件下的蜡沉积物质量、蜡沉积速率，以及不同层位的蜡沉积物析蜡点与含蜡量(表4)。

从表4可以看出，当沉积时间达到96 h时，蜡沉积物质量大幅度增加。在长沉积时间的老化作用下，靠近油流的外层沉积物含蜡量为18.7%，而靠近管壁的内层沉积物含蜡量则达到了45.6%，说明蜡沉积物的外层硬度远小于内层硬度，沉积时间的延长对蜡沉积物的老化效果明显。

表4 老化作用下流花16-2油田管道原油的蜡沉积物析蜡特性Table 4 Wax precipitation characteristics of wax deposit of crude oil in LH16-2 oilfield pipeline under aging effect

3 结论与建议

1) 入口油温的升高增加了蜡分子的溶解度，使实际沉积蜡质量和蜡沉积速率降低；原油流速的增加提高了传热和剪切作用，使蜡沉积物质量和沉积速率出现先增加后减小的现象；油流与管壁温度区间的升高会降低油流中蜡分子浓度梯度，使蜡沉积物质量、沉积速率、含蜡量降低；沉积时间的延长对蜡沉积物的老化作用明显，蜡沉积物的质量大幅度增加且外层硬度远小于内层硬度。

2) 流花16-2油田海管所处的海域水温较低且管道无保温措施，尽管原油具有低凝、低黏、低含蜡的属性，但其蜡沉积问题仍较为严重，蜡沉积速率较大且蜡层硬度也较大，对油田海管的清蜡作业造成了较大的挑战。建议在制定油田海管清蜡作业方案时，须综合考虑蜡沉积物的厚度与硬度，在确保管道安全运行的条件下相应缩短清管周期。