西南石油大學石油與天然氣工程學院

蠟沉積模擬與環(huán)道實驗的對比分析

陳小榆 蘇 鑫 凌沛文

西南石油大學石油與天然氣工程學院

蠟沉積是影響含蠟原油管道安全運行的重要隱患。通過室內(nèi)環(huán)道裝置可以較真實地模擬實際管道中的蠟沉積現(xiàn)象，但利用環(huán)道實驗研究蠟沉積規(guī)律需要大量的原油進行反復多次實驗，在油樣缺乏的條件下實驗無法順利完成。而采用PVTsim軟件中的蠟沉積模塊（DepoW-ax）模擬管蠟沉積，并利用實驗數(shù)據(jù)適當修正系統(tǒng)計算偏差，可以使模擬得到的蠟沉積規(guī)律與實驗結果基本保持一致。

蠟沉積；環(huán)道實驗；PVTsim；結蠟厚度；模擬

含蠟原油在輸送過程中，當管壁溫度低于油溫且低于原油析蠟點時，管壁附近原油中的蠟分子將會結晶析出，向管壁移動并沉積在管壁處。蠟沉積是影響含蠟原油管道安全運行的重要隱患。目前研究蠟沉積規(guī)律的室內(nèi)實驗方法有冷板法、冷指法、旋轉(zhuǎn)圓盤法和室內(nèi)環(huán)道法等[1-2]。前三種方法裝置簡單，易于操作，但由于與原油在管道中的蠟沉積表面以及流動狀態(tài)不同，擬合出蠟沉積模型預測誤差較大。而室內(nèi)環(huán)道實驗中原油在真實管段中流動并發(fā)生蠟沉積，可以較真實地模擬實際管道中的蠟沉積現(xiàn)象，但通常需要大量的原油進行反復多次實驗才能擬合出較準確的蠟沉積模型，耗時長，且實驗誤差受操作條件、儀表精度等影響。在研究某海上油田含蠟原油的蠟沉積規(guī)律時，由于油樣較少，無法通過環(huán)道實驗擬合出該原油的蠟沉積模型。因此，采用PVTsim軟件中的蠟沉積模塊（Depo Wax），參照環(huán)道實驗條件進行蠟沉積模擬，并將模擬結果與環(huán)道實驗結果進行對比分析，以驗證模擬的有效性。

1 室內(nèi)環(huán)道實驗

1.1 實驗油樣組成

首先對該油田提供的含蠟原油進行物性分析，結果見表1。實驗油樣的黏溫關系曲線見圖1。

表1 實驗油樣蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量及主要物性參數(shù)

1.2 環(huán)道實驗裝置

室內(nèi)環(huán)道實驗裝置[3]主要由實驗管路系統(tǒng)、恒溫循環(huán)水系統(tǒng)、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、充氣及吹掃系統(tǒng)組成，如圖2所示。

圖1 實驗油樣黏溫關系曲線

圖2 室內(nèi)環(huán)道實驗裝置

實驗管路系統(tǒng)設計壓力2.5MPa，采用規(guī)格為?32mm×3.0mm的不銹鋼無縫鋼管，其中兩段測試管段長度均為7m。整個實驗管道浸沒在恒溫水槽中，通過熱水浴對實驗管路中的原油進行加熱。

1.3 實驗原理

由于實驗環(huán)道裝置中整個環(huán)道均浸沒在同一個水浴環(huán)境中，且沒有設置單獨的冷卻裝置，因此在實驗過程中分別進行參比管實驗和測試管實驗。兩次實驗中，各實驗參數(shù)除水浴溫度不同外，其余參數(shù)均相同。參比管實驗中保持水浴溫度略高于管內(nèi)油溫，測試管實驗中水浴溫度為恒溫（18℃）。根據(jù)蠟沉積原理，參比管內(nèi)原油中即使有蠟分子析出，但是由于管壁和油流中心沒有濃度差，蠟分子也不具備在管壁沉積的條件，因此實際管內(nèi)徑不發(fā)生變化。測試管段管壁溫度低于油流溫度[4-5]，且低于原油析蠟點，則原油中的蠟分子會析出，并在測試管段上發(fā)生蠟沉積，使測試管管徑變小，壓差增大。通過測量參比管段和測試管段的壓差，根據(jù)靜態(tài)差壓法可計算出管段中的平均蠟沉積厚度。

1.4 主要操作步驟

（1）參比管實驗。開啟罐內(nèi)加熱系統(tǒng)，將油樣加熱到55℃，并開啟循環(huán)水浴加熱系統(tǒng)，使環(huán)道管路完全浸沒在水浴中，保持水浴溫度略高于55℃，以保證油管外壁溫度高于原油溫度，防止析蠟。開啟螺桿泵，調(diào)節(jié)流量，在實驗流量下穩(wěn)定運行半小時后開始記錄測試管段兩端的壓差，每間隔5min采集一次，記錄時間總長為1h。之后再將油溫依次冷卻到50℃、45℃（析蠟點附近）、40℃、35℃，按照同樣的步驟重復進行參比管實驗，并記錄測試管段壓差。在此過程中始終保持管外壁溫度略高于原油溫度，以防止管壁結蠟。

（2）測試管實驗。采用罐內(nèi)加熱的方式，將油溫加熱到55℃，保持水浴溫度為18℃，開啟螺桿泵，調(diào)節(jié)流量，在實驗流量下穩(wěn)定運行半小時后，開始每隔5min采集一次流量、壓差、溫度等數(shù)據(jù)，采集時間為12h。在此過程中隨時監(jiān)測水浴溫度并及時添加冷水，以保證水浴溫度始終維持在18℃（±0.5℃）左右。

（3）依次調(diào)節(jié)輸油溫度為50℃、45℃、40℃、35℃，按照同樣的步驟重復進行蠟沉積實驗并記錄實驗數(shù)據(jù)，每次進行下一組實驗前，利用實驗環(huán)路的吹掃系統(tǒng)吹掃環(huán)道內(nèi)和輸油泵內(nèi)的殘油。每組實驗運行時間為12h以上。記錄每組實驗開始和結束時間、管線溫度、水浴溫度等。

1.5 實驗數(shù)據(jù)處理

利用靜態(tài)差壓法計算管壁結蠟厚度，計算結果匯總于表2中。

2PVTsim模擬

PVTsim軟件是由Calsep公司開發(fā)的一款流體計算軟件，可以為許多化工模擬軟件建立流體文件，同時也是一款具有PVT模擬、水合物形成預測、結蠟結垢預測、單元操作計算等功能的多用途PVT模擬軟件。其中，蠟沉積模塊是一個管道模擬器，它可以考慮蠟沉積和油相中懸浮的蠟顆粒對黏度的影響，模擬含蠟原油管道沿程壓降、溫降曲線以及結蠟厚度，適用于在油田現(xiàn)場試驗和回路測試，可以評估管線在輸運過程中的蠟沉積風險。在DepoWax模塊中，需要用戶輸入管線的特性（坐標、內(nèi)徑、粗糙度、外界溫度、保溫材料）、入口的溫度、壓力和流速等。在開始蠟沉積模擬之前，首先利用實驗測得的蠟含量、凝點以及黏溫曲線數(shù)據(jù)等來對結蠟模型進行修正，使得模擬得到的結果更符合實際情況。

2.1 模擬參數(shù)設置

模擬條件設置與環(huán)道實驗完全相同，分別模擬入口流體溫度為55℃、50℃、45℃、40℃、35℃時管道中的結蠟情況。蠟分子孔隙度分別設置為60%、70%、80%、90%，每種情況的模擬運行時間均為12h。

表2 蠟沉積厚度計算結果匯總

2.2 模擬結果與實驗數(shù)據(jù)對比分析

將PVTsim模擬結果與環(huán)道實驗結果進行對比，結果見圖3～圖6。從對比結果可看出：

圖3 油溫55℃時管壁平均結蠟厚度隨時間的變化

圖4 油溫45℃時管壁平均結蠟厚度隨時間的變化

圖5 油溫35℃時管壁平均結蠟厚度隨時間的變化

圖6 壁溫18℃時管壁平均結蠟厚度隨油溫的變化

（1）平均結蠟厚度隨孔隙度增大而增大，孔隙度為80%時的模擬結果與實驗數(shù)據(jù)更接近，表明環(huán)道實驗中管壁蠟沉積層的蠟分子孔隙度在80%左右。

（2）PVTsim模擬結果與環(huán)道實驗結果所表現(xiàn)出來的規(guī)律基本一致，主要表現(xiàn)在：平均結蠟厚度隨著時間不斷增加，且結蠟速率由快變緩；結蠟速率隨原油溫度先升高后下降；析蠟高峰位于析蠟點附近。

（3）PVTsim模擬結果與環(huán)道實驗結果的不同體現(xiàn)在：PVTsim模擬顯示蠟沉積在模擬開始時刻即存在，而實驗結果表明，在運行前4h內(nèi)管壁上幾乎沒有蠟沉積；PVTsim模擬值比實驗值略大（油溫35℃時除外）。這主要是由于在PVTsim模擬中忽略了油流對蠟沉積層的剪切力，因此管壁上一開始便存在蠟沉積，而在實驗中，實驗初期少量的蠟沉積物會在油流的剪切作用下被帶回油流中，隨著實驗運行時間的增加，油流中析出的蠟晶越來越多，蠟晶會再次沉積并附著在管壁上，形成蠟沉積層。但由于油流剪切力的存在，始終會有部分蠟沉積物被帶回油流中去，因此，實驗值比模擬值要小。而油溫為35℃時，在反常點附近，原油流動性變差，在測試管實驗中多次出現(xiàn)差壓計引壓管被蠟堵的現(xiàn)象，造成該組實驗后期所采集的差壓數(shù)據(jù)偏大，因此計算數(shù)據(jù)偏大。

3 結論

對PVTsim模擬結果與環(huán)道實驗結果進行對比分析可知，在采用PVTsim模擬蠟沉積時，通過實測物性數(shù)據(jù)適當修正系統(tǒng)計算偏差，可以使模擬得到的蠟沉積規(guī)律與實驗結果基本保持一致。因此，

當條件缺乏且無法進行環(huán)道蠟沉積實驗時，采用PVTsim中的蠟沉積模塊來模擬管道中的蠟沉積現(xiàn)象，探索含蠟原油管道中的蠟沉積規(guī)律是可行的。

[1]張宇，吳海浩，宮敬．海底混輸管道蠟沉積研究與發(fā)展[J]．石油礦場機械，2009，38（9）：1-8．

[2]林愛濤．含蠟原油管道結蠟特性研究[D]．東營：中國石油大學（華東），2008．

[3]張樹文．環(huán)道實驗裝置數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)的研制[J]．油氣田地面工程，2000，19（4）：46.

[4]蔡均猛，張國忠，張樹文，等．利用模型環(huán)道研究原油蠟沉積[J]．管道技術與設備，2003（5）：4-6.

[5]王志華．高凝原油管道輸送蠟沉積規(guī)律實驗研究[J]．特種油氣藏，2006，13（5）：91-93.

（欄目主持楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.6.006