不加热集油粘壁规律研究进展

吕杨，朱国承，霍富永，杜鑫，黄启玉

（1中国石油大学(北京)油气管道输送安全国家工程实验室/城市油气输配技术北京市重点实验室，北京102249；2西安长庆科技工程有限责任公司，陕西西安710018）

国家“七五”规划阶段，石油工业部重点推广“节能降耗油气集输配套技术”攻关项目，至此不加热集油工艺登上了石油行业的历史舞台。大庆、长庆与华北等9个大油田相继开展了不加热集油工艺的现场试验研究，并取得了显著成果。迄今，已成功试验并投产的不加热集油技术有：掺常温水不加热集油（“一站两制”、“三不”复合、加剂、掺常温水）、常规单管不加热集油（自然不加热、环状掺水、电热辅助、通球辅助、深埋串接）及双管不加热集油等。截至“十一五”期间，大庆油田已经实行单井全年或季节性不加热集油，累计节约油田气6.75×108m3，折合标煤87.4×104t，同时减少了因油田气燃烧所造成的CO2排放量124.8×104t，取得了显著的生态、社会和经济效益。随着油田大面积推广不加热集油工艺，油田的实际生产效益得到切实提高，但同时凝油粘壁也成为威胁管道安全的一大流动保障问题。时至今日，国家政策的导向、油田生产的实际需求，使得不加热集油粘壁规律研究的开展、完善与深入成为必然。

不加热集油工艺[1]可有效降低地面集输系统的热能损耗，降低运行成本。但由于集输条件日趋恶劣[2-3]，不加热集油容易造成凝油粘壁现象。严重时甚至会堵塞管路，直接造成井口回压陡增[4]。近年来，对不加热集油的研究从现场试验[5-7]、经验尝试和工艺改良[8-10]逐步深入到凝油粘壁规律影响因素、原油物性与组成的影响以及胶凝原油的影响等方面，并取得了阶段性突破。但由于研究者的侧重点不同、研究体系不统一、实验方法存在差异，使得凝油粘壁机理与粘壁温度判别等方面存在争议，致使不加热集油粘壁规律的研究进入“深水区”。因此通过对凝油粘壁宏观规律的总结，可进一步推进凝油黏附层强度、胶凝油团颗粒碰撞概率、凝油黏附力测定、凝油团与壁面的界面特性以及组分对分子间作用力的影响等诸多基础性研究的开展，为探索与揭示凝油粘壁机理奠定了理论基础。本文综述了不加热集油粘壁规律的主要技术难题、研究方法及成果，并对存在的问题进行总结，对今后研究方向作出展望。

1 不加热集油粘壁规律的主要技术难题分析

1.1 粘壁规律的影响因素

不加热集油粘壁规律受诸多因素影响，如温度、含水率、剪切应力与作用时间等。这些单一的影响因素可以通过实验得出粘壁现象的宏观规律，也是进行初步探索时的研究焦点。在宏观实验中上述影响因素最易实现单一变量控制法，并获得有效数据，进而定性分析粘壁规律并拟合经验关联式，指导油田实际生产。

1.1.1 温度的影响

温度对不加热集油粘壁的影响不言而喻，随温度的降低粘壁倾向性与粘壁概率都会增大，这是现阶段该问题研究者的统一认识。一些学者认为含蜡原油流动状态下的油分子被蜡分子封装在蜡晶三维网格结构下[11]，随温度降低逐渐固化析出黏附在管壁处，这就是初始粘壁层的形成过程。还有学者对油壁温差（温度梯度）进行研究[4]，该研究模拟不同环境温度与不同油温之间的差值对粘壁形成和增长过程的影响。研究表明低温集输中含蜡原油在凝点之上且存在油壁温差，粘壁行为的动力来源于蜡分子浓度梯度引起的“分子扩散”。但当含蜡原油在凝点之下且不存在油壁温差时，认为粘壁行为的动力来源是由速度梯度引起的凝油颗粒横向平移，也就是“剪切弥散”。本文作者观点与上述研究存在差异，采出液与管壁存在一种“极冷”作用，会使得油品在管壁处迅速凝固并黏附在管壁上，并不是通过分子扩散形成的，因此蜡沉积的机理并不能照搬。同样是油壁温差对粘壁过程的研究，郑海敏等[12-13]从实验中得到了一些规律，一定的实验条件下，油温越高，凝油的强度越弱，温差越大，粘壁速率也越大。

1.1.2 含水率的影响

对于含水率的影响研究表明随含水率的增加凝油粘壁速率降低[14]，粘壁厚度减薄[15-16]，但并没有深入探讨其成因。高含水输送过程中由于水相的存在，对输送过程主要有三方面作用：一方面是水相对管壁的润湿作用，含水率越高，这种“水膜减阻作用[17-18]”愈加明显，当然这种“减阻作用”也会受到水滴的接触角[19]、润湿历史[20]和离子浓度等诸多因素的影响；另一方面是从凝油团强度的角度来说，凝油中的水相会弱化内部张力，由于油分子表面附着水膜在与管壁接触时会减弱凝油团与管壁的黏附强度；第三方面是由于管壁剪切应力与水相的同时存在会使原油逐步乳化，增加原油的黏度，进而强化黏附作用。现阶段在高含水输送过程中管流处于油水悬浮、水包油型乳状液或二者并存状态，这有效降低了凝油团与管壁的接触概率，弱化黏附作用，因此管流中高含水的状态将有利于油田开展不加热集油，有效降低粘壁温度。

1.1.3 剪切应力的影响

Hamouda 等[21]在研究蜡沉积时发现当流体流速增大时，对已有的沉积层产生剪切剥离作用。实际输送过程中随着管流速度的增大，对凝油粘壁层的剥离作用愈加强烈，粘壁温度与粘壁速率呈下降趋势[12-13]。实际上不加热集油中原油以胶凝油团[22]的形式悬浮于水中，凝油团尺寸远远超过了形成“分子扩散”的粒径，因此不可照搬“蜡沉积”的机理，宏观上来讲凝油粘壁过程是依靠凝油颗粒的黏附与管流的剪切剥离共同作用的。

但是本文作者认为管段发生凝油粘壁现象后，管段轴向的粘壁层厚度存在不均性，造成凝油层轴向各点剪切应力不同，因此定量表征剪切应力与凝油粘壁层厚度之间的关系存在一定难度。普遍的做法是通过压差曲线反算平均粘壁层厚度，建立平均粘壁层厚度与剪切应力之间的定量关系。

1.1.4 作用时间的影响

作用时间对粘壁层厚度的影响，并不是一味的正作用。丁振军[1]、贾治渊[4]与郑海敏[12-13]等的研究中认为粘壁层厚度并不会无限制增长，而是存在极限值。而这种极限值实则是管流中凝油黏附作用与剪切剥离作用的动态平衡。其原因是由于粘壁层的生长，造成实际管径减小，剪切应力增大，剥离作用增强，当达到动态平衡时粘壁厚度趋于稳定。

1.2 原油物性与组成对粘壁规律的影响

Visintin[23]和Oliveira[24]等的研究分别证明了原油物性与组成会影响不加热集油中胶凝原油粘壁的风险。因此测定原油物性与组成是各研究者进行原油实验时必不可少的环节，原油物性测试结果的准确与否，直接影响着整套实验结果。

1.2.1 原油物性的影响

常规的不加热集油物性测试实验中主要针对于原油的凝点、密度和黏度。原油物性的优劣直接影响着不加热集油的边界条件。对于高含水原油的凝点是判断集输边界条件的重要指标，现阶段的研究是参考实验经验对不同含水率下的原油粘壁温度进行预判，具有一定的工程应用意义。原油物性是原油组成的宏观表现，对于凝油粘壁的研究可从原油组成入手，探究内部组成之间的分子作用力、范德华力、氢键作用以及双电层静电引力与黏附力之间的关系，通过原油物性反应出来，进而建立模型或是揭示原油粘壁机理。

1.2.2 原油组成的影响

原油的组成直接影响粘壁行为的发生，现阶段可通过四组分测定获取原油中饱和烃、芳香烃、沥青质和胶质的含量，但是在凝油粘壁的研究中还未有应用。原油中胶质沥青质的含量影响着油品黏度[24]，进而增加粘壁行为的发生概率。本文作者认为应该从沥青质与胶质的结构[25]入手，现阶段对于沥青质微观结构的研究主要集中于“分子层次[26]”、“似晶缔合体层次[27]”和“胶束层次[28]”。沥青质分子通过分子间作用力形成似晶缔合体，似晶缔合体再次聚集成胶束分散于轻烃组分中[29]，并且环烷环与烷基侧链暴露在外侧（见图1）。那么在凝油粘壁过程中，对于粘壁层的生长应该考虑沥青质与胶质携带轻烃组分黏附时的电荷转移、范德华力、氢键、偶极作用等分子间作用力对黏附的影响[30]。稠油的粘壁现象[4,31]有学者认为发生在凝点以上，由于稠油的黏度极大，即使高含水输送，其流动性依旧很差，会严重附着在管壁之上，迅速形成“初始粘壁层”。针对输送稠油的恶劣工况，实际生产中多采用稀释法[32]、乳化降黏[33]与改质降黏等方法来实现稠油的不加热集油。归根结底原油组分中沥青质与胶质的分子作用力[34-38]对粘壁存在着重要影响，同时由于国内稠油中胶质含量高，应以胶质为基础，蜡与沥青质“辅助协同组装行为”为路线来研究粘壁过程。

图1 沥青质分子聚集与缔合过程［25］

1.3 胶凝原油对粘壁规律的影响

原油“胶凝”源于管道停输再启动，而胶凝油团是由蜡晶形成的海绵网状结构[39]和液态油水所组成的胶体[40]。近些年蜡沉积研究者逐步考虑胶凝在沉积层[41]中的影响，认为沉积层中80%～90%为质地较软的凝油层，沉积层“老化”后凝油量仍可以达到50%～70%，但是并没有对初始凝油层形成过程进行具体研究。因此应着重考虑这层“新鲜”凝油层黏附管壁的实际过程与机理。本节就含蜡油胶凝油团的结构形态、运动轨迹、受力变形和结构强度对粘壁规律的影响展开综述与讨论。

1.3.1 胶凝原油的结构组成与运动形态

高含水期的不加热集油工艺就是胶凝油团的多相流水力悬浮输送过程[42]。由于输送流体温度在原油凝点以下，故原油呈胶凝油团状态，其内部结构见图2。在集油中，井口采出液由于集油温度低于析蜡点[40]，致使蜡晶析出并吸附在油与液滴的界面上[图2(a)]；随着温度继续降低，析出的蜡晶逐渐覆盖整个油与液滴的界面[图2(b)]；当温度降低至凝点甚至凝点以下时，液滴上的石蜡层吸引乳状液中析出的蜡晶逐渐生长[图2(c)]；最终，分散相液滴完全被蜡晶网格包裹并形成“联结点”构成胶凝结构[图2(d)]。

这是胶凝油团的内部结构，蜡晶吸附于油与液滴界面时会携带部分沥青质、胶质等极性物质。蜡晶结构包裹液滴为这些极性物质接触管壁提供了有利条件，而这些极性物质才是有可能影响粘壁发生的主要因素。

胶凝油团是一种由石蜡与胶质、沥青质所构成的三维网状结构[43]，其网格结构中还包裹着半流动状态的胶凝油团。从可视化的角度来讲，胶凝油团是一种呈黑棕色的海绵状弹性胶凝体系，且具有“凝而不固[17]”的特性。在近井端与进间端，有研究者[10]利用透明管观察胶凝油团的形态与运动形式，但是胶凝油团的形态与运动形式受流型、流量、汽油比和管流有效截面积等诸多因素影响，因此其形态与运动形式（见表1）具有随机性。尚未有学者给出明确的定论，表1仅为后续研究提供借鉴，具体形态以及运动形式有待进一步推敲。

1.3.2 胶凝原油的运动轨迹与受力变形

近年来，颗粒运动轨迹与变形的研究主要集中在两相流颗粒运动数值模拟和界面捕捉方面[44]。例如Helenbrook利用有限元方法对Euler-Euler模型进行求解获得3 种不同液滴（长条形、扁形、团形）不同的运动形态以及液滴变形阻力模型。而同一时期的Chinyoka等[45]则直接对水力悬浮体系中液滴受剪切应力后的变形进行模拟，并认为牛顿流体在悬浮流动时其所受的力与有效重力存在一定关系[46]，基于这种受力关系得到临界流速计算式。对于胶凝原油的悬浮输送需要考虑两相流运动中的曳力[47-48]与曳力模型[49]在凝油粘壁中的应用。需建立适合于非牛顿流体胶凝油团悬浮输送的曳力系数[50]（与悬浮液黏度、胶凝油团尺寸、雷诺数有关）的计算方法。

图2 含蜡原油胶凝过程及结构示意图[43]

表1 管流中胶凝油团形态与运动形式

鉴于前人的研究基础[52]，刘晓燕课题组[53]针对水与胶凝原油这一特殊的两相流中单个胶凝原油颗粒进行相场法数值模拟。在浮升力、流体曳力与水流剪切应力的作用下，这种具有屈服-假塑性胶凝原油颗粒在管流中向上浮升并触及管壁上部后悬浮向前流动（见图3），并认为单个颗粒的运动轨迹受颗粒尺寸、管道尺寸、温度与流速等因素的影响。

图3 单个胶凝油团运动轨迹示意图

但本文作者认为胶凝油团的运动轨迹不仅是这几个单一因素的作用结果，还应是颗粒黏附力、界面张力、管壁材质、原油物性组成与输送条件等因素共同作用的结果。同时二维的矩形模拟区域不能满足真实管道流动的复杂情况，单个的胶凝油团颗粒也不能代表整个颗粒群的运动轨迹。颗粒运动伴随着颗粒的形变，有研究者发现随着流动时间的延长，颗粒的变形度增大[42]。从温度、粒径和界面张力各角度探究了变形的影响因素。发现提升颗粒的界面张力系数可以有效抵抗外界流场对颗粒的变形作用。同时引入量纲为1 韦伯数We，随着We的增大，外在流场对颗粒的变形作用越明显[53-55]。

综上所述，对于胶凝油团的运动轨迹与受力变形需考虑的因素仍较多，且实验操作难度系数较大，数值模拟的方法为研究提供了便捷，上述研究只能为水力悬浮输送胶凝油团提供一定思路与基础。运动轨迹与变形度势必会影响粘壁规律，因此未来研究应多集中于胶凝油团屈服值、两相界面张力、流场剪切稀释性、油团黏附力等方面，将有助于凝油粘壁的研究。

1.3.3 胶凝原油的结构强度

图4 原油乳状液屈服应力随含水率的变化［40］

对于含蜡原油，由于蜡晶结构的存在，当采用凝点以下的低温集输时管内会出现特殊的“胶凝油团”。这种胶凝油团类似于一种“凝而不固”且具有光泽的“膏状体”。在粘壁问题中，应该用管壁与凝油之间的黏附力来表征凝油层的结构强度。但就目前的研究来看黏附力的研究还集中在沥青粘壁[56-57]、水合物粘壁[58]和核心环状流粘壁[59]等领域，还未在原油输送粘壁问题中有深入的应用。因此本节借助屈服应力与储能模量来表征胶凝油团的结构强度。国内外大部分研究表明[60-64]，随着原油乳状液中含水率的增加（见图4），其乳状液胶凝的屈服应力越大，也就是从胶凝状态转向流动状态所需驱动力越来越大。从机理上分析就是：原油乳状液在低温集输下，逐渐形成蜡晶结构包裹着水的胶凝油团，破坏该结构，必须使剪切应力足以破坏蜡晶网状结构，以及内部水滴的相互作用力。

针对凝油粘壁中的胶凝油团，有研究者利用储能模量来描述高含水体系胶凝油团的结构强度[22]，其认为胶凝强度表征含蜡油内部的稳定性以及抵抗管流剪切剥离的能力。

储能模量描述高含水的混合体系原油内部极性基团间的相互作用与聚并作用。研究表明恒降温速率下，增加体系中的含水率，储能模量降低，胶凝强度减弱；在相同体系含水率下，恒应力下的降温速率减小，储能模量增大，胶凝强度越强（见表2）。通过实验研究，学者提出储能模量和损耗模量对温度变化之间的关系式，见式(1)和式(2)。

表2 不同含水原油体系温降胶凝过程中的储能模量（G′）平衡值[22]

式中，G′为储能模量，Pa；G″为损耗模量，Pa；T为温度，℃；x、y、z、x′、y′、z′为拟合系数。上述的经验关系式，通过实验数据拟合而成，可用于工程实际应用，但不是通过严格的理论推导而成，缺乏物理意义。对于粘壁问题中胶凝油团强度，仍需重点研究其自身抵抗管流剪切应力的能力，从另一个角度来说就是胶凝油团与管壁处的黏附力和胶凝油团内部极性基团之间的作用力，这都将成为揭示原油粘壁机理的重大突破口。

2 不加热集油粘壁规律的主要研究方法

2.1 实验方法

目前，粘壁实验装置的共性是模拟实际管流的运行参数，利用剪切应力这一“桥梁”对应到实际管道。通过称重法与压差法，研究不加热集油的粘壁规律。然而由于不同实验装置的操作方法、判断依据不同，加之尚未形成判别粘壁发生的统一标准与规范，致使诸多学者对凝油粘壁行为的界定存在争议。本节将逐一介绍各类实验装置的结构、操作方法与优缺点。

2.1.1 现场试验法

早期现场试验主要集中在控制集输温度并试运行，通过检测井口回压的变化来判断集输温度下限。这种早期试验方法缺乏科学指导与理论依据，因此宋承毅等[9]提出所谓集输界限应该是可操作的，但切记不可“一刀切”且应因地制宜采取不同措施。经过多年的科研攻关与现场试验探索，逐步形成配套的不加热集输系统（见图5）。

图5 配套不加热集输系统［9］

迄今为止，随着研究者对粘壁规律研究的不断深入，逐步开展有理论指导的现场试验。王志华[22]通过现场试验表明：井口回压上升快，主要是凝油粘壁现象严重，时而出现间歇流，因此要制定合理的集输边界条件与热洗周期。刘晓燕[10]研究不同工况下对应的集输流型与油水状态，通过分析得到合理的集输边界条件与压力极限值。现场试验可进行的研究不够深入，所得成果也仅仅局限于宏观的定性分析与指导生产。综上所述，类似的不加热集油中油水流型与流态的研究多使用透明玻璃管，但透明玻璃管内壁面性质与实际输送钢管不同，进出端口压差变化与实际存在偏差；透明玻璃管段的径向温度梯度与输送钢管不同，会造成胶凝油团黏附情况存在差异。不可忽略的是，现场试验具有油样“新鲜”未老化的优点、基础物性保持良好、所得数据可靠，因此开展现场试验在一定范围和基础上是十分必要的。

2.1.2 环道实验法

凝油粘壁的实验环道主要是基于油水两相蜡沉积环道，虽然环道的设计与监测二者大体相同，但实验过程粘壁实验环道需保持“无温差全程冷输”。早在20世纪末期，Trallero等[65]利用室内实验环道模拟管流中的油水两相流型；Tulsa 大学Vielma等[66]在此基础上改良传统实验环道设置了可调倾斜角的油水两相蜡沉积实验环道；还有学者[67]通过实验环道探究分层流与环状流对蜡沉积的影响；范开峰[68]和Bruno[69]等利用实验环道对油包水型乳状液的蜡沉积规律与反相蜡沉积规律[70]进行研究；现阶段环道的主要测试方法[71]是利用测试段的压差计算沉积层厚度。目前，凝油粘壁环道实验也延续了部分蜡沉积环道实验设备组件与数据检测方法。常见的粘壁环道实验装置（见图6），一般由控温搅拌罐、蠕动泵、流量计、测试段、参比段、压力变送器和控温水浴组成。

郑海敏等[13]利用图6 中的小型室内环道实验装置得出了粘壁的宏观规律以及粘壁速率与温度的经验关联式，见式(3)和式(4)。

图6 粘壁环道实验装置［13］

式中，TN为粘壁温度，℃；TGP为原油乳状液凝点，℃；φ为综合含水率，%；τw为管壁处剪切应力，Pa；k、m、n为回归系数。

上述经验回归式主要通过对应剪切应力与综合含水率来预判粘壁速率与温度，并认为二者是影响粘壁的主要因素，具有一定的工程应用价值。但并不是通过严格的理论推导得出的，欠缺数学与物理意义。其他的粘壁实验环道[10]除规模、设备元件不同外，其设计大体思路与监测方法基本一致，均用于计算粘壁层厚度与速率等研究。但目前对多相流的粘壁实验环道还“鲜有耳闻”，主要是考虑乳化的问题。利用室内实验环道可以较好地模拟管流中的实际流动情况，但要注意的是环道内的油品老化和过泵剪切乳化；环道输送距离较短，且局部水头损失大，使得管内压力分布与集输管道存在差异；集输管道所在地层环境温度随季节而改变，但环道依靠水套管或水浴控温与实际存在差异；同时粘壁环道实验测试段也面临“取样难和测温难”的问题，只能通过数据计算平均粘壁厚度和模拟油流温度场来解决。

2.1.3 转轮流动模拟器法

转轮模拟器是由挪威Petreco 公司制造的Petreco 流动模拟器主要应用于评价原油降凝剂的效果[72]、气液混输管道中原油析蜡温度测定[73]以及凝油粘壁量[74]的测定。用转轮流动模拟器可以测定集油温度界限，可同时得到摩擦因子、水包油型原油乳状液油珠聚结温度和凝油粘壁温度等数据。其主要结构是由转轮、温度传感器、速度位置传感器、扭矩传感器、驱动单元、压力传感器与控温测试室7个部分组成。虽然利用转轮流动模拟器可以实现凝油粘壁温度的测定，但由于控温测试室空间较大，外界环境变化对控温效果影响严重；转轮转动拖动油流流动，这一点与实际管流相悖，无法模拟真实管流。

2.1.4 石蜡沉积杯法

石蜡沉积杯最初应用于大庆油田对结蜡问题的研究，还用于防蜡涂料与清蜡剂的效果评价。目前主要应用于粘壁温度的测定，可以通过简便的实验方法，获取粘壁温度和粘壁量。并且其设备结构简单，造价成本低廉。研究者通过搭建控温搅拌罐模拟系统，可以方便的获取不加热集油的边界条件，便于现场操作人员进行集输温度下限的预判。

控温搅拌罐模拟系统[13]源于石蜡沉积杯（见图7），是由数显型搅拌器、水套式小型控温罐和控温水浴组成。其测试原理是依靠称重法对比粘壁量来界定粘壁温度，认为粘壁量突增的温度即是粘壁温度。

图7 控温搅拌罐模拟系统示意图

综上所述，控温搅拌罐模拟系统是现阶段对于凝油粘壁问题最简单、最方便、最有效的研究手段之一。但相同的实验条件下，多次实验所得凝油粘壁量存在偏差，需重复实验并取平均值；模拟罐中的油流是由搅拌桨拖动形成旋转运动，虽然剪切应力可与实际管道相对应，但具体的流动条件仍与实际管流不符；一般集输管线的压力在0.8MPa左右，模拟罐目前还很难进行带压模拟。

2.1.5 冷指法

冷指主要应用于多相流蜡沉积[75-79]研究领域，这种多相流蜡沉积实验装置改变了蜡沉积表面，使沉积层沉积在圆柱形的冷指表面上，更加贴近实际管道内表面。但是通过冷指研究凝油粘壁问题，往往只能得到定性规律，如油壁温差、转速、含水率和作用时间对粘壁规律的影响等，相应的定量研究报道较少。在凝油粘壁的研究中，中国石油大学（北京）自行研发了一套具有“油样可持续更新”的连续釜粘壁模拟实验系统[4,80]。该装置最大的创新点在于实现了一定范围内“老化油样”的更新。但是对于冷指实验装置不论是研究蜡沉积还是粘壁都存在与实际集输管路的差别[81]；同时利用冷指的凝油粘壁实验粘壁发生位置与管流存在出入，这是由于冷指与实际管道之间的冷壁位置不同造成的，同时还要强调的是冷指内油水两相的流动是一种同轴圆筒间的Taylor-Couette 流动，与实际管内流动存在差异[79]。

2.2 数值模拟法

数值模拟法在凝油粘壁中的应用主要集中在环道内壁面和冷指搅拌罐内温度场的计算，还有对管内单个颗粒运动规律、受力与变形等方面的研究分析。数值模拟方法最大的优点就是成本低、时效性好和节约实验消耗。但是针对原油复杂的组成和集输管道内复杂的流场，数学物理模型的建立较为困难，目前还未出现针对凝油粘壁颗粒群的数值模拟研究；并且集输管路受各种因素影响较大，边界条件设置较为复杂，很难与实际管道相符合，所以其计算结果需要进一步验证。

2.3 粘壁温度的判别

对于粘壁温度的判别，迄今为止没有形成统一的标准与规范。各学者都提出了自己的观点，现将具有代表性的粘壁温度判别方法列于表2。

现阶段针对于凝油粘壁温度的判别主要存在上述的5种方法，其中最接近现场实际情况的方法是现场试验和室内环道，但也存在着实验时间较长、耗油量大等些许问题。石蜡沉积杯是现阶段判断凝油粘壁温度最便捷的方法，但是粘壁温度受实验者操作的影响较大，因此利用石蜡沉积杯判别粘壁温度需要大量重复性实验加以验证结果的准确性。

3 结语与展望

为了更好地研究凝油粘壁规律，有效把控凝油粘壁风险，本文就不加热集油粘壁规律研究进展进行了系统梳理。指出影响粘壁的单一因素是温度、含水率、剪切应力与作用时间；同时还有原油的物性与组成以及胶凝原油对粘壁的影响。通过分析不同实验设备的研究方法总结不同方法的优缺点，进行了研究方法的比选。明确了凝油粘壁现象是“凝油黏附”与“剪切剥离”共同作用的结果。鉴于对凝油粘壁的实验规律与理论分析仍不够深入，提出对凝油粘壁规律研究方向的展望，具体如下。

（1）目前对凝油粘壁机理和影响因素的研究需深入。定量研究少，粘壁温度与速率模型多为经验回归式，缺乏理论推导。同时对单一影响因素的研究工作仍需细致，不能只局限于宏观定性研究，应从微观机理揭示粘壁现象。

（2）由于原油是一种复杂的混合体系，因此对于其物性与组成有待于进一步研究，同时在粘壁问题中组分的影响需进一步开展，以便于从分子间作用力与能量的角度解释粘壁问题。

（3）不加热集油中胶凝油团的运动轨迹、受力变形与结构强度研究有待于进一步深入，这将是未来对粘壁碰撞概率与抗剪切剥离能力的研究重点之一。

（4）凝油粘壁的实验设备，或是研究方法仍需进一步细化完善，应尽快建立对凝油粘壁的判别标准与规范，这将是下一步研究者应进行的主要工作之一。

（5）现阶段对凝油粘壁的数值模拟研究还停留在单个颗粒的运动轨迹与受力变形阶段，应着重从颗粒群的碰撞概率与黏附过程入手研究粘壁问题，但数学与物理模型的建立仍然是研究的难点。

表2 粘壁温度判别方法