長慶頁巖油多相結蠟特性與清管周期研究

朱源 張巧生 張鵬飛 王斐 霍富永

1長慶工程設計有限公司

2中國石油大學（華東）儲運與建筑工程學院

頁巖油的特性在全壽命開采周期內與常規石油資源差別較大。主要表現在：單井生產參數波動大，初期產液量高且含水率較高，隨后產油量迅速上升，達到最大值后開始迅速衰減，產液量和產油量下降的趨勢逐漸平緩，持續時間較長；常溫下黏度較低，凝點較高，且含蠟，頁巖油不加熱集輸難度大。在原油管輸過程中，若管壁溫度低于油流溫度且低于原油的析蠟點，則蠟分子會從油流中析出并附著在管壁上[1-2]。這種蠟的沉積會嚴重影響井筒、集輸系統和地面處理設備等，甚至在沉積物達到一定厚度時，會降低管道的輸送能力[3]，從而影響集輸效率。為取消平臺的增壓、加熱功能，僅利用井下電動抽油泵給流體提供動力來克服井筒和集輸管道的壓降，實現地面油氣集輸系統能量的最優利用，因此，亟需研究頁巖油的結蠟特性，為頁巖油無桿采油地面集輸工藝的優化奠定基礎。

蠟的沉積過程受到多種因素的影響，包括管壁溫差、流速、流型和管壁粗糙度等，使其變得相當復雜[4]。盡管在國內外，關于多相混輸中蠟沉積問題的研究取得了顯著進展，但機理的解析和模型的預測仍受到多種因素的制約。這主要體現在以下2個方面：①關于單相蠟沉積機理，學術界尚未達成共識，更沒有出現能夠強有力地支持多相管流蠟沉積機理的深入研究理論。這個現狀從根本上限制了對蠟沉積問題的深入研究。②多相流動的特性異常復雜，涉及油-水兩相、氣-液兩相、油-氣-水三相的流動行為，以及傳熱現象。然而，目前對于這些特性的研究還不夠成熟，尤其是涉及流動行為和傳熱機制的理解，很大程度上也制約了對多相管流蠟沉積現象的深入探究。

室內實驗研究是目前對油-水兩相體系蠟沉積規律研究的主要手段。曹恒廣等[5]利用多相流模擬軟件（OLGA）對南海某油田深水不保溫回接管道的蠟沉積和清管過程進行模擬。得出結論：隨著蠟沉積時間的增加，管壁上的蠟沉積層厚度逐漸增加。然而，這種現象在一定程度上增強了管道的保溫效果，因為降低了管內原油與管壁之間的溫度梯度，從而減緩了蠟沉積速率。TRALLERO[6]對水平管道中的油水兩相流流型進行了研究，并將其分為2 種分離流和4 種分散流。分離流中的水相通過管道及油流的傳熱過程對蠟沉積產生影響。而在分散流中，水相除了影響熱傳遞過程外，還會阻礙油相中蠟晶析出并沉積到管壁的路徑，從而對蠟的沉積產生影響。與TRALLERO 不同，SERGIO[7]則利用環道實驗研究了分層流和環狀流這2 種流型下油-水兩相中蠟沉積的規律。實驗結果表明，管道與油品是否接觸都會導致蠟沉積。此外，根據之前的研究發現，關于含水率對油-水兩相中蠟沉積的影響，前人的結論并不一致。一些學者觀察到蠟沉積量隨著含水率的增加而減少，例如AHN[8]、COUTO[9]、BRUNO[10]利用不同實驗方法發現沉積物的質量隨含水率的增大而減小。也有人認為隨著含水率的增加，蠟沉積量會呈現出先減少后增加的趨勢。例如王鵬宇等[11]利用冷指法研究了油包水型乳狀液中蠟沉積量與含水率、剪切強度之間的關系。結果表明：蠟沉積量隨含水率的增加呈現先減小后增大的趨勢，且這種趨勢隨著剪切強度的增加而更加明顯。導致不同結論的主要原因與各自的實驗條件有關，有些采用了冷指裝置，而有些使用了環道裝置。然而，無論使用哪種實驗裝置，都是通過“拆管”取樣來測量蠟沉積量，這可能會與實際蠟沉積量存在一定誤差。特別是在沉積物中含水的情況下，實際測量結果可能會受到影響。

近年來，國內外學者對油-氣兩相蠟沉積進行了大量研究。學者們對油-氣兩相蠟沉積的研究注重于流型對蠟沉積的影響，FORSDYK[12]強調在多相流的蠟沉積過程中，流型對蠟沉積厚度具有顯著影響。他建議在研究多相管流蠟沉積時，應當借鑒單相蠟沉積的研究方法，同時充分考慮不同流型對管流蠟沉積的影響因素。MATZAIN[13]通過環道實驗研究了氣-液兩相管流蠟沉積與流型之間的關系，分析了分層流、分層波浪流、環狀流和間歇流之間的相互轉變以及對應流型下的蠟沉積特點。張宇、于達等[14]則利用多相流動蠟沉積試驗環道，對氣-液兩相流中蠟沉積的規律進行了試驗研究，得出了在間歇流流型下，蠟沉積層厚度隨著液相折算速度、氣相折算速度和間歇頻率等流型影響因素的變化規律。

目前，涉及油-氣-水三相蠟沉積規律的相關文獻相對較少。全青[15]針對模擬油和大慶原油在油-氣-水三相間歇流流型下的蠟沉積進行了實驗研究。然而，在研究原油體系下的油-氣-水三相蠟沉積時得出了一個與大多數學者研究結果不一致的結論：隨著含水率的增加，蠟沉積速率呈現先減小后增大的趨勢。這一結論引發了較大的爭議，與其他研究結果存在差異。因此，關于含水率對蠟沉積速率的影響問題仍需進一步深入研究。

為提高開發的整體效益，適應油田可持續發展的需要，本文結合國內外學者研究的油-氣、油-水、油-氣-水多相結蠟規律以及油田生產實際，利用多相流動特性測試環道實驗系統，改變不同油溫、混合流速、氣液比和含水率測試油-氣-水多相流結蠟情況，開展頁巖油集輸管路多相流結蠟規律與清管周期研究，建立不加熱集輸管道的結蠟模型和清管周期并分析結蠟規律，以進一步完善含蠟原油井口不加熱集輸理論及技術體系，實現地面油氣集輸系統能量的最優利用，指導現場操作和管理。

1 實驗裝置和方法

1.1 實驗系統介紹

實驗采用的是自主設計的可控溫環道實驗系統，該系統由實驗環道、動力與計量單元、溫控系統以及數據采集系統構成。實驗環道包括不銹鋼管和透明石英管；動力與計量單元涵蓋了單螺桿泵、質量流量計、溫度傳感器、壓力變送器和差壓傳感器；溫控系統采用循環水浴和不銹鋼套管；數據采集系統由高速采集卡、計算機和數據采集軟件組成。實驗流程如圖1所示。

圖1 室內可控溫環道實驗系統流程Fig.1 Flow of indoor controlled temperature loop test system

1.2 實驗介質

實驗所用的頁巖油為長慶油田華H100 平臺原油，其基本的物性如下。

凝點：使用MP852石油自動凝點測試儀，按照規范以及測試標準對華H100 平臺原油進行凝點測量，測定其最終凝點為11 ℃。密度：進行密度測量時，在15～50 ℃測量范圍內，其密度逐漸降低，密度與溫度基本成線性關系，范圍為808～827 kg/m3。黏度：隨著溫度的升高，原油的黏度逐漸減低；隨著剪切速率的增大，原油的黏度在25 ℃及以上溫度時基本相等，24 ℃為該原油反常點。原油在反常點到50 ℃溫度范圍內時，其黏度范圍為5.1～7.2 mPa·s。含水率：原油含水率為0.2%，屬于無水原油，因此不需要脫水進行物性測試。

1.3 實驗流程

（1）稱重不同含水率的油和水，倒入攪拌罐加熱攪拌。

（2）達到實驗溫度后，啟動螺桿泵到實驗流量。

（3）流動穩定后打開氣閥，利用孔板流量計讀取氣液比。

（4）流動穩定后調節實驗段與參比段套管水浴溫度進行結蠟實驗。

（5）10 h 后通過數據采集系統采集壓力、流量、溫度等數據。

（6）實驗結束后利用高壓氣瓶對管道掃線，并對數據進行分析總結，推導結蠟速率與清管周期計算關系式。

2 實驗結果與討論

2.1 含水率對結蠟厚度的影響規律

原油在氣液比40、溫度15 ℃、不同流速下結蠟厚度隨含水率的變化關系如圖2所示。

圖2 不同混合流速下結蠟厚度隨含水率的變化關系Fig.2 Relationship between wax thickness and water content under different mixing flow rates

當保持溫度和混合流速恒定時，隨著含水率的增加，結蠟厚度呈下降趨勢。此現象是由于水相在蠟沉積過程中具有抑制作用。水相從2個方面影響了此過程：①阻礙蠟晶體的擴散路徑，從而導致蠟沉積速率的降低；②水分子會削弱蠟的結晶結構，使其更容易脫離表面。

2.2 氣液比對結蠟厚度的影響規律

原油在混合流速0.8 m/s、溫度15 ℃、不同氣液比下結蠟厚度隨含水率的變化關系如圖3所示。

圖3 不同氣液比下結蠟厚度隨含水率的變化關系Fig.3 Relationship between wax thickness and water content under different gas-liquid ratio

在流速、油溫和壁溫保持不變的條件下，隨氣液比增大增加，結蠟厚度減小。主要是氣速逐漸增大，對管壁處的蠟結晶顆粒沉積產生不利影響，同時容易造成已經形成的蠟沉積層被沖刷掉；氣量增大會使蠟在乳狀液中的溶解度增大，從而導致沉積物沉積速率下降。

2.3 流速對結蠟厚度的影響規律

原油在含水率60%、溫度15 ℃、不同氣液比下結蠟厚度隨混合流速的變化關系如圖4所示。

圖4 不同氣液比下結蠟厚度隨混合流速的變化關系Fig.4 Relationship between wax thickness and mixing flow rate under different gas-liquid ratio

實驗流速范圍內，在油溫和壁溫保持不變的條件下，隨流速增加，結蠟厚度減小。這是因為管道內的混合流速增大，導致管壁處的剪切應力增加，這不利于在管壁處沉積結晶顆粒，同時還容易造成已經形成的沉積層被沖刷掉，從而導致沉積物的沉積速率下降。

2.4 油溫對結蠟厚度的影響規律

原油在氣液比40、混合流速0.8 m/s、不同含水率下結蠟厚度隨溫度的變化關系如圖5所示。

圖5 不同含水率下結蠟厚度隨溫度的變化關系Fig.5 Relationship between wax thickness and temperature under different water contents

在氣液比相同、含水率相同時，隨溫度升高，結蠟厚度增大。這是由于實驗油溫均為析蠟高峰后溫度，隨著溫度的升高，油流與管道壁之間的溫差逐漸增大，導致了管壁附近沉積物結晶分子的濃度梯度增加，因此，原油中沉積物更容易向管壁處運移進而沉積在管壁上。

3 清管周期計算關系式

油-氣-水三相結蠟速率主要受管徑、流速、集輸溫度、氣液比和含水率影響。因此，水平管流實驗條件下的結蠟速率計算通式可以由公式（1）所示

式中：Vs為水平管流環道蠟沉積速率，mm2/h；D為管道內徑，mm；Vm為混合流速，m/s；φ為油氣水混輸液含水率，%；T為集輸溫度，℃，Ra為氣液比。

結合各實驗參數與實驗結蠟速率的擬合關系式可以得到實驗蠟沉積速率與流速、含水率、氣液比和溫度的關系式為

式中：a、b、d、g、j為未知系數。

利用實驗數據對公式（2）擬合，可以求解公式中的未知系數。求解可得：a=1.46×10-4，b=-2.18，d=0.3，g=-5.48，j=-0.02。

因此由實驗數據擬合的實驗蠟沉積速率公式為

水平管流條件下不同管徑的現場結蠟速率計算通式為

式中：Vx為現場水平管流蠟沉積速率，mm2/h。

與上述擬合過程相同，同時考慮到現場集輸管道與實驗環道管徑不同，基于伯努利方程與達西公式計算不同管徑下的壓降梯度：

根據現場井口回壓與進站壓力即可算出不同工況下的清管周期

式中：t為水平管流清管周期，h；ΔP為井口回壓與進站壓力之差，MPa；L為集輸半徑，km。

以現場目前運行工況條件為例：管道內徑114 mm，井口回壓與進站壓力差為2.2 MPa，混合流速0.2 m/s，集輸溫度15 ℃，含水率60%，氣液比2，經計算可得清管周期為120.6 d，與現場清管要求相符。

4 結論

（1）在溫度相同，流速相同時，隨含水率升高，進一步阻礙蠟晶的擴散路徑，削弱蠟形成結構，導致沉積速率下降。

（2）在氣液比相同，含水率相同時，隨溫度升高，壁溫不變，油壁溫差逐漸增大，管壁處徑向溫度梯度大，由分子擴散導致的原油蠟沉積得到了加強，致使管壁處沉積物結晶分子濃度梯度增大，因此蠟沉積速率增大。

（3）實驗流速范圍內，在油溫和壁溫保持不變的條件下，隨流速增加，管壁處剪切應力增大，不利于管壁處結晶顆粒的沉積，導致沉積速率下降。

（4）在流速、油溫和壁溫保持不變的條件下，隨氣液比增大增加，不利于管壁處結晶顆粒的沉積，而且容易造成已形成的沉積層被沖刷掉，還會使蠟在乳狀液中的溶解度增大，導致沉積速率下降。

（5）基于實驗數據擬合出不同結蠟工況條件下管路壓降和清管周期關系式，經現場數據驗證，結果符合現場清管要求，因此對華H100 平臺工況條件改變后的壓降、蠟沉積速率、清管周期預測有一定參考價值。