海底油气管道流动保障技术研究进展

朱梦影 程涛 孔冰 李少芳 郭奕杉

摘      要： 面对深海低温高压的特殊环境，在深海油气田的不断开发过程中，流动保障成为了深海油气资源输送过程中亟待解决的问题之一。在深海油气田的流动保障中所要解决的主要问题是流动堵塞，即水合物、蜡、水垢、沥青质等固相的沉积。主要从蜡沉积、水合物生成以及二者之间的相互影响等三个方面进行论述，介绍了国内外深海管道流动保障技术研究的最新进展，为我国在深海油气田流动保障技术的进一步研究提供了参考。

关  键  词：深海油气田;流动保障;水合物;蜡沉积

中图分类号：TE 832       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）08-1755-05

Abstract： Faced with the special environment of deep-sea low temperature and high pressure， in the process of continuous development of deep-sea oil and gas fields， flow assurance has become one of the urgent problems to be solved in the process of deep-sea oil & gas resources transportation. The main problem that need be solved in the flow assurance of deep-sea oil & gas fields is the flow blockage， i.e. the deposition of solid phases such as hydrate， wax， scale and asphaltene. In this paper， wax deposition， hydrate formation and the interaction between them were mainly discussed. The latest development of deep-sea pipeline flow assurance technology at home and abroad was introduced， which could provide some reference for the further study of deep-sea oil and gas field flow assurance technology in China.

Key words： Deep-sea oil and gas fields; Flow assurance; Hydrate; Wax deposition

隨着海洋油气田的不断开发，海底管道作为海洋油气田开发中不可或缺的关键环节，管道流动保障技术的深入研究越来越重要。中深海具有高压低温的环境特点，在深海海底输油管道周围环境温度可以低至4 ℃，并且从2007年至2012年，深度大于500 m的油田比例已经由55%增加至67%，随着中深海油气田的进一步开发，该比例仍在不断增加[1]。在中深海海底集输管道工艺设计中，油气多相混输技术取得了广泛的应用，该技术在简化集输设施、降低相应的辅助建设投资方面体现出很大优势，其中蜡沉积和水合物生成是该技术所面临的新难题。海底管道一旦堵管，采油平台必须停产并更换被堵塞管段，在400 m水深的海底，更换1英里的堵塞管道所需费用达到100万美元，在大幅度增加投资费用的同时也会引发停输再启动等一系列难题，严重威胁安全生产[1-3]。

1  多相混输蜡沉积

对于蜡沉积机理的研究，国内外多数学者的研究重点集中在单相原油和油气两相中，并且利用冷板、环道等实验设备在机理研究、模型预测等方面取得了很多成果。但是，在海底油气田开采过程中必然要伴随着水和杂质的产生，这种多相流动蜡沉积过程的研究较少，同时，对油水两相蜡沉积机理的认识也没有取得统一的认识[4-11]，主要的原因是影响多相流动状况的因素更为复杂、流型多变、难于测量和观察等[12，13]。

1.1  蜡沉积实验研究

1.1.1  研究方法

在蜡沉积研究中，主要是通过控制发生蜡沉积的实验条件来研究蜡沉积过程，研究方法主要分为静态与动态两大类。目前，在研究蜡沉积方面的静态实验装置主要有冷板和冷指两种，这两类装置因具有结构简单、实验温度容易控制等优点，在研究温度、时间、沉积表面性质、含水率等因素对结蜡规律影响方面具有一定优势[14]。虽然静态实验装置在蜡沉积研究中有一定的优点，但无法研究实际生产中流动状态下的蜡沉积机理却成为其最大缺陷。因此，动态实验装置的应用，在研究实际生产状态下的结蜡过程方面起到了重要作用，常用的动态实验装置主要有环道实验与旋转圆盘实验，其中，环道实验的应用更为广泛。

1.1.2  研究成果

在油水两相流动蜡沉积的研究过程中，很多研究指出蜡沉积量与水组分的含量有关。

Couto等人[6，15]利用冷指实验装置对油包水型乳状液的蜡沉积规律进行了实验研究，研究发现，随着乳状液含水率的增加，蜡沉积量呈指数型减少;同时，改变乳状液制备过程中的剪切速率时，蜡沉积结果不发生变化。但是该实验也有缺陷之处，由于只改变乳状液综合含水率，无法确定蜡沉积量减小的主要原因是综合含水增加还是原油相体积较小。

张宇等人[4]利用冷指实验装置对油包水乳状液蜡沉积规律研究的过程中，分别研究了乳状液总体积不变和油相总体积不变两种情况下冷指温度、乳状液含水率以及液滴大小等各类因素对蜡沉积规律的影响;并运用F检验法分析实验结果，提出各个影响因素对实验结果的影响情况。研究指出，相同含水率情况下，随着液滴直径的减小，蜡沉积速率减小;各个影响因素的作用从大到小依次为冷指温度，含水率和液滴大小及分布;乳状液总体积不变与油相总体积不变两种情况下蜡沉积规律基本一致。

Ahn[15]在研究中提出在油水两相流动中，蜡沉积量不仅会随着含水率的增大而减小，也会随着非离子型表面活性剂的增加而减小;Bruno等[7]通过环道实验得出了相似规律，指出含水率的增加提高了水滴的分布浓度，从而减少了溶解蜡分子的流动路径。

Hsu[16-18]利用环路实验验证了油水混输紊流状态下的结蜡量随含水量的增加而减少;张宇[8]及Kasumu等[19]的研究认为随着含水量的增加，蜡沉积的厚度增加，但含水量达到一定量时蜡沉积厚度开始减小。

Bordalo等[20]通过观察油水混输环路发现管壁处结蜡位置的分布随着流型的变化具有不同规律，在油水分层流中结蜡位置处于管壁上侧，对于水环油核的环状流，在油相与管壁接触的情况下，仍然有蜡沉积在管壁处。

Sergio[21]利用环道实验装置研究了模拟油中油水两相分层流与环状流条件下的蜡沉积规律，实验中分层流条件下的上层油相与管壁不能直接接触，环状流中油相被水环阻隔也不能与管壁直接接触，但实验结果表明管壁仍有蜡沉积现象的发生，研究认为由于水膜较薄且不连续，故其对蜡颗粒与管壁接触的阻碍作用有限。

1.2  蜡沉积模型

Couto等[6]利用冷指实验装置研究油水两相蜡沉积规律时，在单相蜡沉积模型的基础上，将油水混合物视作单相流体，依据单相蜡沉积模型预测油水两相蜡沉积规律，依此提出油水两相蜡沉积动力学模型。该模型主要的假设条件有①油水两相充分混合乳化后，混合物视作单相介质;②蜡只溶解在油相中，且含水率的变化不改变蜡在油相中的溶解度。该模型的主要缺陷是将油水混合物作为单相，没有考虑乳化液反相问题。

Bruno等[7]在Couto建立的油水两相蜡沉积模型的基础上，分别对混合物粘度的计算、沉积物含水率的大小和蜡分子扩散系数的计算等三个方面进行了改进，改进后所建立的模型虽然精度依旧不高，但可以较好地预测水包油和油包水型乳状液的蜡沉积速率。

Huang等[22]在利用数值计算法研究油水分层流动状态下的蜡沉积过程时，假设温度与浓度分布相互独立，使用Singh 等的蜡沉积模型来计算传热与传质过程，将蜡晶尺寸比作为建模时的拟合参数，并认为水相主要改变了传热与传质的特征。

2  多相混输水合物生成

2.1  水合物生成理论

水合物生成是热力学条件、动力学条件以及传热传质过程等多种因素综合影响下的复杂过程[23]。水合物生产有压力和温度条件，在游离水存在的情况下，在一定压力和温度情况下会生产水合物，一定温度下，压力高于水合物生成压力才能生产水合物，同样在一定压力下，温度低于水合物生成温度才能产生水合物，反之水合物不会生产，已经存在的水合物也会分解。

在多相混输管道中易形成油包水乳状液，生成的水合物壳体会阻碍乳状液中的游离水滴与油相中的水合物分子继续形成水合物，因此，對于多相混输管道，应综合考虑影响水合物生成生长的多种因素，从而建立多相混输水合物生成模型。

2.1.1  生成条件

（1） 热力学条件

从热力学角度讲，要形成水合物，首先管道中应含有水分和小分子烃类;其次，管道中压力、温度条件满足水合物生成条件;第三，管输物中有形成水合物的结晶中心。

（2） 动力学条件

在动力学上，水合物生成包括晶体形成和生产聚集两个阶段。当压力不变时，温度需要降至水合物理论平衡温度以下若干度，并且经过一段时间诱导才能形成晶体晶核。其中将实际温度与水合物理论平和温度的差值成为过冷度，将形成水合物晶核的时间成为诱导时间。水合物生成过程中，晶核形成比较困难，经过一个诱导期，当晶核达到某一临界尺寸后，水合物将快速生产。所以水合物生产可以分成三步：

①形成晶核;

②晶核增大至临界值;

③水合物快速增长。

根据上述描述，水合物生成需要三个必要条件：足够的水分;压力和温度满足要求;压力波动等扰动状态以及结晶中心诱导生成等。

2.1.2  生成机理与模型

Sum等[24]将以液相为主的混输管道的水合物生成过程分为如下几个过程：

①多相混输体系内形成油水乳状液，形成水合物生成的表面区域;

②体系温度与压力达到水合物生成条件，在气液两相界面处开始形成水合物，并生成水合物壳层;

③被润湿的管壁处形成水合物;

④水合物颗粒的生长;

⑤水合物分子的聚集;

⑥水合物在管壁处沉积。

Chen等 [24]利用水合物循环模拟管路研究了添加不同水合物抑制剂时水合物在管道中的形成，拍摄记录了水合物形态的变化过程;Yan等[25]采用高压水合物循环管路，研究了在添加水合物阻聚剂情况下，水合物浆液的流动特点与流变性质，而且拍摄了水合物浆液形态的变化过程。

Sum等[26]认为以气相为主的混输管道与以液相为主的混输管道在水合物生成并堵塞管道的整个过程并不相同，在气相为主的混输管道中，水合物初始形成位置在管壁处，并不断生长直至堵塞管道，整个过程中存在已经沉积的水合物的剥落与再沉积现象。

在研究多相混输管路的水合物生成理论中，宫敬等[27]提出在热力学相平衡、水分子渗透理论、热量传递模型等理论基础上，将热力学条件、动力学条件以及传热传质过程等多种因素综合起来，提出水合物壳双向生长模型。该模型可以模拟水合物生成速率、气体消耗以及水合物浆液流动过程等。

2.2  水合物控制

在中深水油气田的混输管线中水合物的控制包括水合物抑制和风险控制，其中水合物抑制包括传统的抑制方法与新型的抑制方法，而风险控制则是允许管道中的水合物呈浆液流动状态存在[28-34]。对于中深海油气田混输管道，前者存在高成本、技术局限等因素的限制，后者仍然处于实验室研究阶段。

（1）脱水

脱水是抑制水合物生成应用最广泛，也是最彻底、经济的方法。常用的天然气脱水方法有溶剂吸收法、固体干燥法、冷冻分离法和膜分离法等，其中三甘醇溶剂吸收法是目前应用最广泛的方法;固体干燥法使用的干燥剂很多，常用的有铝矾土、活性氧化铝、分子筛和有机硅等，使用时根据天然气组分进行选择;冷冻分离器一般作为其他脱水方法的辅助脱水措施使用;膜分离法

（2）降低管道运行压力

理想状态下的降低管道运行压力分为方法有三种：缓慢减压的等温降压、不与外界发生热传递的等焓降压、使用膨胀机对外做功不发生热传递的降压，实际状态下的降压处于等温降压与绝热降压两者之间，通常清除管道内已有的水合物可采用降压法。降压后必须要停滞一段时间来分解水合物，值得注意的是，如果采用放空法来处理管道内水合物时，需要保证环境温度大于0 ℃，否则会产生结冰现象，分解后水合物会转化为冰塞。

（3）管线加热

加热法的原理是通过加热管道时流体问题高于水合物生产温度，从而抑制水合物生成，已成生成是水合物也可分解。

（4）添加抑制剂

常用的水合物抑制剂有热力学抑制剂、动力学抑制剂和防聚剂三类。在海底管道中，热力学抑制剂常选用甲醇和乙二醇，通过添加热力学抑制剂来提高水合物的生成压力，并降低其生成温度，但这种类抑制剂的加入量大、成本高、毒性大且难以回收，会造成严重的环境污染。动力学抑制剂并不改变水合物的热力学特性，当时它可以抑制水合结晶，抑制水合物生长，动力学抑制剂属于新型抑制剂，相对于热力学抑制剂，价格更为廉价，效果更优。防聚剂是某些聚合物和表面活性剂，需要在油水共存条件下使用。在向体系中加入防聚剂后，可使油水乳化，使油相中的水分散成水滴，这样防聚剂与油相混合，可防止乳化液滴的聚集，从而起到抑制水合物生成的作用。

对比以上几种水合物抑制方法，脱水方法的使用局限于自由水的存在，而不存在自由水相的条件下水合物也有生成的可能;对于中深海混输管道，降低运行压力方法的使用主要在海上平台一端进行操作，一般不易控制油气源一端，这样会在降压过程产生较大压差，存在安全隐患，同时，若管线内已经生成水合物，水合物降压分解过程会造成管线温度的降低，造成冰堵;管线加热法的困难之处在于难以确定水合物生成的位置，当采用电加热的方法时会因电流变化引起腐蚀等问题。

3  多相混输蜡沉积与水合物间的相互影响

对于中深海混输管道，高压低温环境下会出现蜡和水合物同时析出的情况，一种固体颗粒的生成会对另一固相的动力学以及热力学行为都会产生影响[35]。目前，在油-气-水混输系统中水合物与蜡之间相互影响的研究还很少，尤其是对两种固相颗粒沉积聚集过程的影响情况的研究很少，因此仍需要通过实验探究的方法研究二者之间的影响。

王巍[36]和張凯[37]采用相平衡模拟软件分析了二者析出温度间的影响。在固定压力下，由于水合物的析出会带走油相中的轻组分，导致重组分的溶解度降低，影响蜡的相平衡，析蜡点升高;原油中的蜡晶析出后，轻组分含量相对增加，水合物生成曲线相比无蜡晶析出时右移，水合物生成温度升高，促进水合物的生成。

4  结 论

（1）对于单相原油蜡沉积问题研究已经较为成熟，然而油水两相等多相混输管路蜡沉积研究还有待进一步深入，对多相混输蜡沉积规律的认识尚未取得一致的认可。可以在实验研究角度探索更高效率的研究方法，同时，与数值方法结合以及探索新的实验思路也不可或缺，进而建立和完善适用于中深海多相混输管路的蜡沉积模型，获得更高的预测精度。

（2）在多相混输条件下的水合物研究中，应考虑混输状态下多种因素对水合物生成生长的影响，从而建立多相混输水合物生成模型;在水合物控制方面，应考虑中深海的特殊条件，传统的水合物抑制技术在应用中受到了技术的局限和高成本的制约，因此，研究水合物的风险控制，即以水合物浆液输送技术为基础的水合物控制，对中深海混输管道的流动保障具有重要意义。

（3）目前，分别对于管道蜡沉积、水合物生成问题已经进行了多方面的研究，但基本是将蜡沉积和水合物的问题分开研究，而将两者结合起来进行研究的情况尚不多见，因此，对于中深海混输油气管道，需要对二者共存时的蜡沉积过程和水合物聚集过程进行深入地探索。

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