靖三-靖二联管道原油停输后流变特性与再启动研究

陈 涛， 周圣昊， 谢文超， 白 亮， 赵 昆， 陈 铁， 常 亮

(中国石油长庆油田分公司 第三采油厂，宁夏 银川 750005)

靖三-靖二联管道原油停输后流变特性与再启动研究

陈 涛， 周圣昊， 谢文超， 白 亮， 赵 昆， 陈 铁， 常 亮

(中国石油长庆油田分公司 第三采油厂，宁夏 银川 750005)

长庆靖三-靖二联外输管线采用加热输送，所输送的是靖安油田典型的低胶质沥青质含量的高含蜡原油，这对安全、经济、高效的管输工艺提出了很高的要求。基于原油流变学、物理化学和凝胶化学理论，首先使用高精度控制应力流变仪对管道停输条件下，原油体系的黏-温、屈服、黏弹、触变等复杂流变行为进行了研究，然后拟合了适用于该原油的流变方程与触变模型，最后基于原油流变性、管流的流动与传热、热力与水力的耦合特性，对长庆靖三-靖二联管道的再启动特性进行了预测。结果表明，长庆原油在反常点温度以下剪切稀释性也随着温度的降低表现得更为明显。在凝点以及凝点温度以上，原油所形成的胶凝结构表现出一定的延性性质，而在凝点温度以下则表现出很强的脆性性质，并且随温度的降低，屈服值呈指数规律增大。在恒剪切速率的作用下，胶凝结构的破坏和重整发生在初期的10 min内。所预测的长庆靖三-靖二联外输管线停输再启动特性，与现场数据相吻合。停输32 h后，管道末端原油油温会降至其反常点附近，停输48 h后，管道末端原油油温会降至其凝点附近。考虑管道运营的安全性，管道最大停输时间为32 h，对应再启动压力为1.51 MPa。

含蜡原油输送管道； 停输再启动； 流变性； 屈服行为； 黏弹性； 触变性

长庆油田已经跃居国内第一大油田，其产出的原油多为含蜡质量分数大于10%，但胶质、沥青质含量低的高含蜡原油[1-2]。现在油田管输多采用加热输送工艺，保持管道运行温度在原油析蜡点或反常点以上，但管线计划停输或事故停输不可避免。随着停输时间的延长，当温度降至其析蜡点以下时，原油中的蜡分子因为过饱和从而以蜡晶的形式析出。所析出的蜡晶通常为片状、针状或棒状，同时表面包覆着一层很厚的亲液过渡层。随着温度的不断降低，蜡晶之间容易相互搭接形成三维网络状结构，包覆可流动的液态油分，宏观上导致原油表现出非牛顿黏-温特性、屈服特性、黏弹特性、触变特性等复杂流变特性，为管道安全启动压力、停输时间预测带来困难[3-5]。而管道再启动过程中，热油管道的流场、温度场和原油流变性相互影响，致使管路水力特性的启动及运行压力、流量、温度场等运行参数的计算分析变得复杂[6-7]。

长庆靖三-靖二联外输管线是从靖三联合站到靖二联合站的原油管路，管线设计正反输送，任务输量69×104t/a。管线测量长度24.68 km，设计实长25.02 km，开料长度26.27 km，全线共11处穿越和8处跨越。管道规格20-Φ219 mm×6 mm，设计压力6.4 MPa。管线埋深处年平均地温为8.4 ℃，最低温度为3 ℃，采用典型的加热输送工艺。对靖三-靖二联外输管线中管输原油在管道停输条件下的非牛顿黏-温特性、屈服特性、黏弹特性、触变特性等复杂流变特性进行准确地测量，并对原油的再启动过程进行准确地预测，对管道的安全、经济、高效运营具有重大意义。

1 实验部分

1.1 原油基本物性与组成

实验所用原油取自靖三联站出站口，其基本物性与组成如表1所示。由表1可见，长庆原油属于典型的含蜡原油，含蜡量高，胶质、沥青质含量相对较低。使用标准凝点测定仪，测得长庆原油在55 ℃热处理温度下的凝点为22 ℃。

表1 长庆原油的基本物性与组成Table 1 Physical properties and composition of the Changqing waxy crude oil

1.2 原油黏-温特性测量与黏-温方程回归

所有的流变实验均采用高精度控制应力流变仪(MCR302，Anton Paar)进行。首先，将油样进行55 ℃的热处理后，加样至流变仪中保持10 min；随后控制降温速率为0.5 ℃/min，降温至测量温度并恒温30 min。在非牛顿流体温度范围内设置50.00、88.91、158.10、281.20、500.00 s-1五个不同剪切速率进行黏度测量，牛顿流体温度范围设置50、100、200、400 s-1四个不同剪切速率进行黏度测量。通过改变不同温度，确定不同温度下的原油黏度，并将测定好的数据进行绘制拟合，得到黏温曲线和黏温方程。

1.3 原油屈服特性测量

模拟原油停输条件，将油样进行55 ℃的热处理后，加样至流变仪中保持10 min。随后控制降温速率为0.5 ℃/min，降温至测量温度并恒温30 min。连续增加剪切应力，每隔2 s对试样进行采点，直至原油胶凝结构被破坏。做出剪切应力与剪切应变的关系曲线，曲线转折点的剪切应力值就是该实验条件下所测得的原油屈服值。

1.4 原油黏弹特性测量

模拟原油停输条件，将油样进行55 ℃的热处理后，加样至流变仪中保持10 min。随后控制降温速率为0.5 ℃/min，同时施以振荡应变为0.000 1(足够小以至于不会影响蜡晶胶凝结构的形成[2,8])，振荡频率为1 Hz的恒应变振荡。记录降温过程中原油黏弹性参数(储能模量、损耗模量、损耗角)随温度的变化关系。

1.5 原油触变特性测量与模型建立

将油样进行55 ℃的热处理后，加样至流变仪中保持10 min。随后控制降温速率为0.5 ℃/min，降温至测量温度并恒温30 min。施加恒定的剪切速率剪切30 min，测量原油的剪切应力以及表观黏度随时间的变化关系，其中剪切速率在考虑原油输量的基础上，根据壁面处剪切速率公式计算所得。

1.6 再启动预测模型建立与计算

管道再启动过程中，热油管道的流场、温度场和原油流变性相互影响，管路水力特性和热力特性相互耦合，涉及到管道流场的连续性方程、动量方程、能量方程以及管输原油、管壁、土壤的传热方程[9-11]。具体描述如下所示：

连续性方程：

动量方程：

能量方程：

式中，ρ为原油密度，kg/m3；ν为流速，m/s；θ为管轴与水平线的夹角，(°)；τbi为轴向管壁处应力，Pa；p为输油压力，Pa；e为单位质量流体的总能量，J；iz为油流水力坡降；q为热流密度，J/(m2·s)；A为截面面积，m2；t为时间，s；z为轴向方向。

管输原油的传热方程：

管壁的传热方程：

土壤的传热方程：

式中，T为温度，℃；λi为各层对应的导热系数，W/(m·℃)；τ为时间，s；ρi为各层密度，kg/m3；ci为各层比热容，J/(kg·℃)。

利用双特征线法求解水力与热力耦合方程，利用达西公式计算再启动的沿程摩阻，利用传热公式计算管内与管壁传热，利用有限元法求解管外土壤温度场，综合以上模型与求解，编写计算程序，其思路框图如图1所示。

图1 再启动预测程序思路框图

Fig.1 The block diagram of the restart prediction program

2 结果与讨论

2.1 停输后原油流变特性变化

2.1.1 原油黏-温特性 长庆原油的黏温曲线如图2所示。由图2可知，长庆原油在温度较高范围内(牛顿流体区)黏度很低，不到10 mPa·s，随着温度的降低，黏度不断增大。当温度达到原油析蜡点(32.5 ℃)时，原油黏度的增幅速率开始提高，这是由于蜡晶的析出，使原油黏度升高速率变快。随着温度进一步的降低，当析出的蜡晶累计到一定量时，原油开始表现出非牛顿流体特征，此时达到原油的反常点(27.0 ℃)。在反常点温度以下，原油呈现非牛顿流体特征，其剪切稀释性也随着温度的降低而表现得更为明显。为稳态运行的参数计算与再启动进行预测，拟合了长庆原油在牛顿流体区的黏度-温度关系以及在非牛顿流体区、不同温度下黏度-剪切速率关系，得到长庆原油的黏温方程和流变方程，如表2所示。

图2 长庆原油黏温曲线

Fig.2 The viscosity-temperature curve of the Changqing waxy crude oil

表2 长庆原油的流变方程与黏温方程Table 2 The rheological equations and the viscosity-temperature equations of the Changqing waxy crude oil

2.1.2 原油屈服特性 长庆原油在24、22、20、18 ℃四个温度下的屈服特性如图3所示。由图3可知，随着剪切应力的不断加载，剪切应变随之缓慢增大，原油胶凝结构处于缓慢蠕变中。在20 ℃(凝点以下2 ℃)和18 ℃(凝点以下4 ℃)测量温度下，当剪切应力增大至某一值时，应变突然陡升了几个数量级，说明结构的脆性破坏，应变突变点所对应的剪切应力即为屈服值。在24 ℃(凝点以上2 ℃)和22 ℃(凝点)测量温度下，原油所形成的胶凝结构还不是很强，延性很大，所以在屈服临界处只能观测到应变的缓慢升高。拟合这几个温度下屈服值与温度的对应关系可知，随着温度T的降低，屈服值τy呈指数规律增大。

lgτy=299.53-11.87T(18 ℃≤T≤24 ℃

图3 长庆原油剪切应变随剪切应力的变化曲线

Fig.3 The shear strain-shear stress curve of the Changqing waxy crude oil

2.1.3 原油黏弹特性 长庆原油黏弹性参数G′、G″及δ随温度的变化如图4所示。

图4 长庆原油黏弹性参数随温度的变化

Fig.4 The viscoelasticity-temperature curve of the Changqing waxy crude oil

由图4可知，在高温段，损耗模量G″始终大于储能模量G′，说明原油呈现完全的黏性性质。从析蜡点32.5 ℃开始，G′和G″均随着温度的降低而快速升高，且G′上升速度明显快于G″，损耗角δ的值由90°附近快速下降，意味着长庆原油在析蜡点以下，蜡晶迅速析出并长大，互相之间容易局部搭接而形成结构，使体系G′快速升高，内相体积分数的增加以及析出的蜡晶表面包覆较厚的溶剂化层导致体系G″上升，但此时G″仍大于G′，δ大于45 °，体系的黏性性质仍占主导，体系表现为溶胶状态。随着温度的进一步降低至27.8 ℃时，G′开始等于G″(δ=45 °)，这个温度点是体系由溶胶状态向凝胶状态转变的临界点，即长庆原油的胶凝点，此时G′和G″值约为10 Pa左右。可以看出，胶凝点与凝点没有绝对的对应关系。当温度降至胶凝点温度以下，G′的值进一步上升，并远大于G″，体系的弹性性质占主导，体系表现为凝胶状态，且随着温度的降低，胶凝结构越来越强。在15 ℃下，不加剂原油的G′和G″值都很大，分别为19 020 Pa和2 316 Pa，意味着长庆原油此时已经呈现强胶凝结构状态。

2.1.4 原油触变特性 根据管道条件与现场输量，可以通过壁面处剪切速率公式得到所施加的恒剪切速率为10、20、30 s-1和40 s-1，得到在凝点温度下，剪切应力随时间的衰减曲线如图5所示。

Fig.5 The cracking down curve of the Changqing waxy crude oil gel structure

由图5可知，长庆原油作为低胶质沥青质的典型含蜡原油，在恒剪切速率的作用下，胶凝结构的破坏和重整发生在初期的10 min内，尤其集中在最初的1 min内，剪切应力均下降了80%。随着剪切速率的变化，长庆原油达到剪切平衡的时间也有所不同，但基本上在30 min内，已经调整到与剪切水平相对应的动平衡状态。Houska模型被广泛应用于含蜡原油触变性描述，该模型由2个本构方程构成[12-14]：

套用初始条件与边界条件，联解式(8)与式(9)，可以得到Houska模型的描述：

用式(10)描述不同剪切速率下的原油触变性时，发现剪切应力随剪切时间的变化与实际情况有较大差别，这是由于时间与应力是一次关系。因此，为剪切时间t增加一个指数c，得到下式[11,13]:

采用式(11)对长庆原油触变性实验数据进行拟合，拟合曲线如图5中实线所示，拟合的触变方程如表3所示。可以发现触变模型的精确性很高，并且模型中各个参数具有与工程中所对应的物理意义，易于理解与应用。

表3 长庆原油在凝点温度、不同剪切速率条件下拟合的触变方程Table 3 The thixotropy equations of the Changqing waxy crude oil under different shear rate at the gelation point

2.2 停输再启动预测

基于以上流变实验数据，利用双特征线法求解水力与热力耦合方程，利用达西公式计算再启动的沿程摩阻，利用传热公式计算管内与管壁传热，利用有限元法求解管外土壤温度场，综合以上模型与求解，编写计算程序，预测了长庆靖三-靖二联外输管线停输再启动特性。图6是靖三-靖二联外输管线停输不同时间后沿线油流温度分布的变化情况。由图6可知，管道正常运行时出站温度为55.0 ℃，进站温度为43.2 ℃(实测数据为43.0 ℃)，在管道分别停输8、16、24、32、40、48 h后，出站温度分别降至51.3、47.8、44.7、41.5、38.3、35.2 ℃，降温幅度分别达到了3.7、7.2、10.3、13.5、16.7、19.8 ℃；而进站温度分别降至39.7、37.1、34.8、32.3、29.9、27.6 ℃，降温幅度分别达到了3.5、6.1、8.4、10.9、13.3、15.6 ℃。因此，停输32 h后，管道末端原油油温会降至其反常点附近，停输48 h后，管道末端原油油温会降至其凝点附近。由于本管路沿线地势起伏虽然较为平缓，但沿线穿跨越处多，因此风险性较大，停输过程中尽量不要使管内原油温度降至凝点，故从安全性方面考虑，管道的最大停输时间为32 h。

图6 靖三-靖二联外输管线停输不同时间后沿线油流温度分布

Fig.6 Oil fluid temperature distribution along the Jingsan-Jinger pipelines

通过原油流变性质与管道水力性质，可以计算管道的再启动压力随停输时间的变化，如图7所示。当管道稳态运行时，出站压力为1.22 MPa。停输32 h后，管道末端油温降至反常点附近时，管道再启动压力约为1.51 MPa。而停输48 h，管道末端油温降至凝点附近时，管道再启动压力约为1.58 MPa。综合以上数据，再根据管道泵站特性、管道腐蚀情况、管道承压能力等因素，确定再启动压力，从而决定合理、安全、经济的停输时间。

图7 靖三-靖二联外输管线停输不同时间后再启动压力预测

Fig.7 The predicted re-start pressure of the Jingsan-Jinger pipelines after different shut-down time

3 结论

(1)拟合了停输过程中原油在不同降温阶段的流变方程，在反常点温度以下，原油的剪切稀释性也随着温度的降低而表现得更为明显。原油在凝点温度以下表现出很强的脆性结构，但在凝点以及凝点温度以上，所形成的胶凝结构表现出一定的延性性质，并且随温度的降低，屈服值呈指数规律增大。

(2)黏弹性参数G′、G″及δ随温度的变化关系可以描述长庆原油胶凝结构随温降变化的形成过程，所确定的胶凝点与凝点没有对应关系。

(3)作为低胶质沥青质的典型含蜡原油，长庆原油在恒剪切速率的作用下，胶凝结构的破坏和重整发生在初期的10 min内。随着剪切速率的变化，长庆原油达到剪切平衡的时间也有所不同，但基本上在30 min内，已经调整到与剪切水平相对应的动平衡状态。改进的Houska触变模型可以精确描述长庆原油触变性曲线，且模型中各个参数具有实际物理意义，易于理解与应用。

(4)利用双特征线法求解水力与热力耦合方程，利用达西公式计算再启动的沿程摩阻，利用传热公式计算管内与管壁传热，利用有限元法求解管外土壤温度场，预测了长庆靖三-靖二联外输管线停输再启动特性，计算结果与现场数据相吻合。停输32 h后，管道末端原油油温会降至其反常点附近，停输48 h后，管道末端原油油温会降至其凝点附近。考虑管道运营的安全性，管道最大停输时间为32 h，对应再启动压力为1.51 MPa。

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(编辑 王戬丽)

Research on the Rheological Properties and Restart-Up Process of the Crude Oil in Jingsan-Jinger Pipelines

Chen Tao, Zhou Shenghao, Xie Wenchao, Bai Liang, Zhao Kun, Chen Tie, Chang Liang

(OilProductionPlant3ofPetroChinaChangqingOilfieldCompany，YinchuanNingxia750005,China)

Via heating pipelining method, Changqing waxy crude oils with few resins and asphaltenes are transported in Jiangsan-Jinger pipelines, which makes great demands on the safe, economic and efficient pipelining technology. Based on crude oil rheology, physical chemistry and gel chemistry theory, the control stress rheometer was first used to test the complex rheological behaviors of the crude oil, such as viscosity-temperature, yielding, viscoelastic and thixotropic properties. The rheological equation and thixotropic model were then created to fit the Changqing waxy crude oil. Finally, based on the rheological properties, pipeline flow and heat transfer properties, thermal and hydraulic coupling characteristics of the Jingsan-Jinger pipelines, the restart characteristics were forecasted. Results showed that the shear dilution properties became more obvious with the decreasing temperatures below abnormal point; above the pour point, the gelled crude oil showed ductility properties, while below the pour point, it showed a strong brittleness nature, and with the decrease of temperature, yielding stress value increased exponentially; under the constant shear rate, the destruction and reformation of the gel structure occurred in the early 10 min. The prediction of the pipeline restart properties showed that after being shut down for 32 h, pipeline crude oil temperature at the end would drop to the abnormal point; after being shut down for 48 h, pipeline crude oil temperature at the end would drop to the pour point. Considering the safety of pipeline operation, the maximal shutdown time was 32 h, corresponding to the restart pressure of 1.51 MPa.

Waxy crude oil pipelines; Shutdown and startup; Rheological property; Yield behavior; Viscoelasticity; Thixotrop

1006-396X(2017)03-0078-06

2017-03-05

2017-03-23

陈涛(1983-)，男，工程师，从事石油工程地面建设方面的研究；E-mail：124236738@qq.com。

TE832

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.014

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn