海洋深水海底含蜡原油管道中蜡沉积预测和清管模拟

叶 兵, 喻西崇, 彭 伟, 邬亚玲

(1.中国海洋石油集团有限公司,北京 100010; 2.中海油研究总院有限责任公司,北京 100028;3.中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司,四川泸州 646001; 4.中国寰球工程公司,北京 100102)

中国南海深水区拥有丰富的油气资源。目前主要采用水下井口汇聚到管汇通过管道回接到工程设施的工程模式,深水油气田开发过程中常遇到含蜡量高、初始析蜡温度高、凝固点高的含蜡原油,对于含蜡海底混输管道,在正常输送、停输、再启动以及清管操作等条件下,如果回接管道中流体介质温度低于析蜡点,会导致蜡在回接管道中的沉积,蜡沉积可能会发生两种情况[1],一是蜡析出后沉积在管壁上导致管道内径减小,其次是蜡析出后进入流体介质中,导致流体介质黏度增加;两种情况都会导致回接管道的压降增大,甚至有可能导致管道堵塞等严重问题,如何预测蜡在管道的沉积以及对沉积后的蜡如何清除等问题直接关系到深水海底管道流动安全;但由于含蜡混输管道的流动机制非常复杂,更难准确预测蜡沉积的速率和沉积厚度[2],目前含蜡原油海底管道清管周期的确定无相关设计标准和规范,国外含蜡油混输管道结蜡机制停留在试验室阶段,理论研究还不成熟,多数是集中在单相含蜡原油输送管线蜡沉积和清除研究[3];目前无论从理论上还是技术上都还处在探索阶段[4];挪威的TULSA大学正在联合壳牌、康菲等石油大公司开展蜡沉积的联合工业项目(JIP)[5]。笔者以南海某深水含蜡油田水下系统回接到FPSO的管道作为研究对象,采用OLGA软件模拟得到典型年份回接管道达到初始析蜡点和高峰析蜡点位置、蜡沉积厚度、蜡沉积引起压力增加等特征参数,并综合考虑蜡沉积引起的管道压力增加(一般为200 kPa)和蜡沉积最大厚度(一般为2 mm)确定目标油田回接管道的清管周期。

1 海底含蜡回接管道蜡沉积机制和沉积模型研究现状

1.1 海底含蜡回接管道蜡沉积机制

海底回接管道中蜡根据结晶性质主要分为石蜡(晶形蜡)和微晶蜡(地蜡),现阶段普遍认为含蜡原油管道中蜡沉积机制是由分子扩散、剪切剥离及老化机制共同作用的结果[6],原油本身的分子结构、碳原子数、支化度等因素将直接影响蜡沉积性质[7]。原油中蜡的相对分子质量越大,其结构越复杂,越易形成蜡晶网状结构[8-9]。原油在管道输送过程中,随着温度下降,首先析出高碳原子数的蜡,并在油流中形成蜡晶的生长中心,进而析出低碳原子数的蜡[10-12]。除了与其自身性质有关外,原油蜡沉积还与诸多外界影响因素相关,如原油温度、原油流速、管壁材质和运行时间等[13-14]。

(1)原油温度。原油的析蜡特性依赖于原油自身的温度和原油与管壁的温差。黄启玉等[11]通过试验研究了原油温度对蜡沉积速率的影响,发现在其他试验条件相同的情况下,当原油处于析蜡高峰温度时,蜡沉积速率较大;当原油处于析蜡点温度或凝点温度时,蜡沉积速率相对较小。刘扬等[15]利用室内蜡沉积模拟装置对相同壁温与不同油温及相同油温与不同壁温这两种情况下的蜡沉积现象进行研究。当壁温恒定时,原油温度升高,其结蜡速率随之增大;当油温恒定时,管壁温度降低,其结蜡速率也随之增大。可见,增大原油与管壁的温差会使蜡沉积速率增加。

(2)原油流速。原油流速的增大使剪切作用增强,蜡层厚度由于剪切剥离而逐渐变薄;此外,相比紊流,在层流情况下原油流速较小,产生的剪切作用相对较弱,剥离的蜡层厚度也较小,因此在层流流态下蜡沉积量较多[16]。

(3)管壁材质。管壁粗糙度用于表征管壁材质对原油及其乳状液蜡沉积的影响程度。管壁越粗糙,壁面向原油及其乳状液提供的结晶核心数量越多,蜡沉积量也越多;相比钢制输送管道,输送软管产生的蜡沉积量则相对较多。

(4)运行时间。运行时间的延长会直接导致管壁蜡沉积层厚度的缓慢增大,但随着蜡沉积层厚度增大,原油向外界环境的散热能力相对减弱,原油与管壁的温差减小,因此蜡沉积速率将逐渐减小[17]。

1.2 海底含蜡回接管道蜡沉积预测模型

目前,OLGA商业软件国内外公认的预测海底管道蜡沉积较好的软件和模拟手段之一,OLGA软件的蜡沉积模块可分别预测沉积在管壁上蜡和溶解在油相中蜡的厚度、体积、质量和速度等重要参数,考虑了不同蜡晶形态、蜡溶解在油相引起的油相黏度变化、蜡沉积后对管壁传热系数影响、管壁粗糙度对蜡沉积影响以及蜡沉积在管壁上引起管道压降增加等诸多因素[18]。OLGA软件蜡沉积模型包括RRR、HEATANALOGY[19]和MATZAIN三种模型[20],3种蜡沉积模型的机制、特点以及适用范围见表1。

表1 三种蜡沉积模型的机制、特点以及适用范围

从表1可以看出,对于以油为主的单相输送原油(如生产早期),建议采用HEATANALOGY模型;对于以油为主的多相输送原油(生产中后期), 建议采用RRR模型;对于以天然气为主的凝析油管道蜡沉积目前还没有较好的计算模型,从机制模型上不成熟,可以采用RRR模型和HEATANALOGY模型,后者比前者计算结果更保守。考虑到MATZAIN模型关键参数来自于TULSA大学试验数据,一般情况下不采用该模型。

2 目标深水油田水下含蜡原油回接管道蜡沉积模拟分析

2.1 模拟基础

以中国南海某深水油田水下回接含蜡原油回接管道作为研究对象,使用OLGA软件模拟回接管道的蜡沉积规律。油田水深为404 m,水下采油树通过跨接管连接到管汇,在水下管汇汇集,通过2条233 mm不保温海底管道回接24 km输送到新建FPSO储存和外输;水下回接管道中输送原油属于轻质原油,胶质和沥青质含量低、原油密度低,凝点低,轻油回收率高;析蜡起始点为25.2 ℃,析蜡高峰点为17.5 ℃,凝点为4 ℃,含蜡量为7.98%,20 ℃原油密度为798 kg/m3,闪点为22 ℃,倾点为1 ℃;夏季最高空气温度为36 ℃,冬季最低空气温度为15.9 ℃;夏季最低表层海水温度为31.5 ℃,冬季最低表层海水温度为21.4 ℃,夏季最低底层海水温度为10.7 ℃,冬季最低底层海水温度为8.1 ℃;脱水原油黏度为6.1 mPa·s(10 ℃)、1.6 mPa·s(90 ℃),含水原油反相点为10%,含水10%的原油黏度为60.9 mPa·s(10 ℃)、15.7 mPa·s(90 ℃)。回接海管平管段采用不保温钢管,不考虑埋设,需要考虑防腐层,平管段钢管的总传热系数取为90 W/(m2·℃),钢管的粗糙度为0.046 mm;与FPSO相连的管道采用长度为850 m的动态软管连接,不保温动态软管的总传热系数取为9.65 W/(m2·℃),软管的粗糙度为0.93 mm,假定到达FPSO压力为800 kPa,以冬季的环境温度作为模拟基础,在模拟计算时,保证钢管和软管内径相同,满足清管要求。

以投产前3年作为目标研究年份,投产前3年配产见表2所示。

试验室测定的脱水原油C8及以上全烃气相色谱分析数据如表3所示。

表2 深水油田前3年配产

2.2 含蜡原油回接管道蜡沉积规律模拟分析

2.2.1 含蜡原油回接管道压力和温度变化

利用OLGA软件对含蜡回接管道进行热力和水力稳态模拟计算,计算夏季和冬季沿线压力、温度、流速和持液率等变化,考虑本项目回接管道中可能出现砂等固相沉积的不确定性,将水下回接管道中液体的最大流速控制在2 m/s内,并以此确定单根233 mm钢管的最大输液量为7 000 m3/d,考虑到尽可能提高管道流速、降低蜡沉积,降低清管周期,在配产输送量低于单管最大输液量时采用单管输送,高于最大输送量时采用双管输送。计算结果如表4所示。

表4 投产前3年含蜡回接管道热力和水力稳态模拟计算结果

投产前3年水下回接管道沿线温度变化曲线如图1所示。

图1 前3年水下回接管道沿线温度变化曲线Fig.1 Temperature distribution curves with flowline length of the first three years

从表4可以看出:夏季和冬季对压力的影响较小,冬季的压降稍大于夏季,冬季水下管汇处压力比夏季高约100 kPa,因此可不考虑一年四季环境温度带来的管输压力的变化。正常操作时相同输送量下,夏季比冬季到达FPSO温度高5～10 ℃;无论是夏季还是冬季,正常输送2根233 mm不保温输送钢管,在正常输送以及停输后(图1),回接海管的平管段温度均会达到与海管外的海水温度相同,最低底层海水温度为8.1 ℃,最高底层海水温度为10.7 ℃。原油的析蜡起始点为25.2 ℃,析蜡高峰点为17.5 ℃,因此正常输送和停输时都会出现蜡沉积问题。

2.2.2 含蜡原油回接管道蜡沉积厚度、速度、沉积量变化

投产后第1和第2年以油为主的单相输送原油,采用HEATANALOGY模型;投产后第3年,含水量上升后,出现多相输送原油,采用RRR模型。

以投产第1年为例,模拟计算在48 d时管道沿线流体温度、管壁温度及蜡沉积速度和蜡沉积厚度变化曲线,如图2所示。投产第1年生产24、48、72和96 d后回接管道沿线蜡沉积速度变化曲线,如图3所示。

从图2、3可以看出,回接管道距离管汇2.2 km范围以内,流体和管壁温度都高于析蜡初始点温度,不会出现蜡沉积现象;当回接管道距离管汇超过2.2 km,管道内流体和管壁温度低于析蜡初始点,管道原油中蜡开始析出并逐渐沉积在管壁上;在2.2～10 km内,流体和管壁温差越大,蜡沉积厚度和速度越大,蜡沉积厚度最大达2.5 mm(距离管汇3 km处),蜡沉积速度最大达0.04 kg/s(距离管汇4 km处);在回接管道距离管汇2.2～10 km以内,流体温度高于管壁温度,是管道中蜡沉积主要发生区域,距离超过10 km后,尽管流体和管壁温度低于析蜡点,但流体温度与管壁温度接近,原油中蜡沉积在管壁的速度和沉积厚度都很小,可以忽略不计,原油即便有蜡析出,析出的蜡也会随着流体带出管外,不会沉积在管壁上。随着生产日期延长,蜡沉积在管壁的速度逐渐减小。

图2 第1年生产48 d时管道沿线流体温度、管壁温度、管壁结蜡厚度和蜡沉积速度变化曲线Fig.2 Distribution curves of fluid temperature,wall temperature,wax layer deposited at wall and wax mass precipitation rate with distance at 48th day in the first year of production

图3 投产第1年生产24、 48、 72和 96 d后回接管道沿线蜡沉积速度变化曲线Fig.3 Rate of wax deposition distribution curves with flowline at 24th、 48th、 72nd and 96th day in the first year

2.2.3 含蜡原油回接管道不同年份清管周期确定

目标油田含蜡原油的初始析蜡点和高峰析蜡点虽然较高,但含蜡量和凝固点较低,在整个生产运行期间(包括正常输送、停输和再启动),回接管道不会因凝固带来安全问题;但蜡沉积在管壁后会引起管道流通面积减少,管道输送能力降低、管道压降增大,可通过定期清管清除管壁上沉积的蜡,提高输送能力,减少管道压降;综合考虑蜡沉积引起的管道压力增加(一般为200 kPa)和最大蜡沉积厚度(一般为2 mm)作为清管周期的确定方法。对目标油田水下回接管道前3年进行蜡沉积模拟计算,计算结果如表5所示。

表5 目标油田水下回接管道前3年蜡沉积模拟结果

投产后前3年清管后经过第60 d和第120 d后回接管道中蜡沉积厚度的变化,如图4所示。

从表5、图4可以看出,回接管道出口温度低于析蜡温度,管道中均会析蜡;蜡沉积在管壁后会引起回接管道压降增大、管汇处压力增加;随着生产年限增加,回接管道达到析蜡初始点和析蜡高峰点位置会沿远离管汇推移,达到相同的蜡沉积厚度所需的时间逐年增长;对于同一年份,随着时间推移,蜡沉积厚度和蜡沉积引起压力增加也不断增加,但增加的幅度逐渐减少;投产第1年,输送管道原油中不含水,蜡沉积速度和沉积量较大,从第3年开始,随着含水量增加,蜡沉积速度和沉积量逐渐减弱,清管周期也延长;综合考虑蜡沉积引起的压力增加(200 kPa)和最大沉积厚度(2 mm),在投产后前2年,清管周期约35 d,从第3年开始,随着含水量大幅增加,清管周期约2个月。

2.2.4 含蜡原油回接管道蜡沉积控制

减缓蜡沉积的措施目前常用注入防蜡剂方法,因此在正常输送和停输、再启动期间需要连续注入防蜡剂,防蜡剂的注入量和注入浓度可根据现场实际运行需求确定,在生产前期产水量比较少时,蜡沉积比较严重,可以加大防蜡剂的注入量和注入浓度,在生产中后期随着含水量增加,可以适当减少防蜡剂的注入量和注入浓度;建议定期进行现场油品物性测试,确定防蜡剂的类型(水相和油相)、注入浓度和注入时间。防蜡剂注入管道放在脐带缆中,防蜡剂在管汇处注入;如果停输时间超过4～6 h,建议再启动时先进行清管。清管操作时,在FPSO上同时设置清管球发球和接收装置,清管球选择时要考虑适合于清除蜡且不容易发生堵塞的需求,同时清管球发球和收球装置采用双向设计,使得一旦发生球堵塞时进行反向置换;同时在FPSO还需要设置智能清管设施,定期对管道进行智能清管操作,实时了解管道内部情况。单根233 mm管道最大输液量为7 000 m3/d,输液量高于7 000 m3/d时采用双管输送。对于单管输送,清管操作时不影响生产,不需要进行变频限产。但对于输液量超过7 000 m3/d双管输送的年份,清管操作需要占用一条管道,只有一条管道输送介质,因此在清管操作时需要减产,减产情况根据电潜泵能提供的最大输出压力以及单根管线最大输送量进行确定。经过模拟计算分析,采用双管的所有生产年份中,由于管线距离长,清管操作时如果不限产,输送量和水下井口压力会同时超过最大值,而且水下井口能提供的最大压力限制条件超过了单根管线运行的最大输送量,因此清管操作时以水下井口所能提供的最大压力8 000 kPa对应的输送量作为水下井口变频限产的约束条件。高峰产液量(投产后第3年)时水下井口所需的操作压力8 000 kPa最高,因此以高峰产液量年份作为设计年份,为满足清管操作时水下井口所需的最大压力维持在8 000 kPa,计算得到FPSO平台上清管所需的液量为4 200 m3/d(175 m3/h),发球所需的外输泵压力为6 000 kPa,前两年由于没有生产水,可以采用处理后的合格原油作为驱动清管球进入管道循环清管,从第3年开始建议采用生产水作为清管介质,在生产后期建议开启部分高含水井以保证生产水满足清管所需的水量4 200 m3/d要求。正常生产为单管输送的年份,清管结束后,其中的一条管道中流体介质可以不置换。在投产后建议加强对油品物性参数测试和管道数据监测,根据实际油品特性和现场监测数据确定清管周期。

3 结 论

(1)目标深水油田回接管道距离管汇2.2 km范围以内,流体和管壁温度均高于析蜡初始点温度,不会出现蜡沉积现象;当回接管道距离管汇超过2.2 km时,管道内流体和管壁温度低于析蜡初始点,管道原油中蜡开始析出并逐渐沉积在管壁上;在2.2～10 km内,流体和管壁温差越大,蜡沉积厚度和速度越大,流体温度高于管壁温度,是管道中蜡沉积主要发生的区域,距离超过10 km后,尽管流体和管壁温度低于析蜡点,但流体温度与管壁温度接近,原油中蜡沉积在管壁的速度和沉积厚度很小,原油即便有蜡析出,析出的蜡也会随着流体带出管外,不会沉积在管壁上。随着生产日期延长,蜡沉积在管壁的速度逐渐减小。

(2)随着生产年限增加,回接管道达到析蜡初始点和析蜡高峰点位置会沿远离管汇推移,达到相同的蜡沉积厚度所需的时间逐年增长;对于同一年份,随着时间推移,蜡沉积厚度和引起压力增加也不断增加,但增加的幅度逐渐减少;投产第1年,输送管道原油中不含水,蜡沉积速度和沉积量较大,从第3年开始,随着含水量增加,蜡沉积速度和沉积量逐渐减弱,清管周期也延长;在投产后前2年,清管周期约35 d,从第3年开始,随着含水量大幅增加,清管周期约2个月。

(3)采用注入防蜡剂和定期清管操作控制回接管道中蜡沉积引起的流通面积减少、输送量降低和管道压降增大等问题,建议投产后根据实际油品性质评价防蜡剂类型(水相和油相)和注入浓度,加强对油品物性参数测试和管道数据监测,确定清管周期。