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高含水原油低温集输研究进展
刘文臣1，黄启玉1，谢雁2，吕杨3，王毅杰1，徐榛康1，韩吉普4
1中国石油大学（北京）机械与储运工程学院，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国家管网集团西部管道有限责任公司，新疆 乌鲁木齐 830011；3国家石油天然气管网集团有限公司油气调控中心，北京 100028；4中国石油华北油田公司二连分公司工程技术研究所，内蒙古 锡林浩特 026017
引用本文
刘文臣, 黄启玉, 谢雁, 等. 高含水原油低温集输研究进展[J]. 化工进展, 2024, 43(10): 5427-5440.
DOI：10.16085/j.issn.1000-6613.2023-1624
摘要
中国部分油田采出液含水率高达90%以上，造成地面集输系统的大量热能损耗。在国家“双碳”目标下，低温集输工艺将成为油田节能降耗的主要手段。本文总结了原油低温集输管道水力热力计算研究现状，重点阐述了原油组成、水相组成及流动条件对低温黏壁现象的影响。对现阶段应用较为广泛的低温集输黏壁预测模型作了总结和分析，梳理了低温集输边界条件的研究方法与实验装置。通过开展单井和集输干线现场低温输送试验充分验证了低温集输的可行性，为现场开展低温集输工作积累了宝贵的工程案例经验。最后，就低温集输黏壁现象未来的研究方向提出了展望，认为应加强理论预测模型的建立。
中国所产原油多为高黏易凝的含蜡原油，油品在输送过程中常采用加热输送。随着水驱采油技术在油田的不断应用，大部分油田相继进入开发后期。陆上大部分油田含水率超过90%，且呈现进一步恶化趋势，这样的集输工况使油田集输能耗大大增加。中国在2020年第75届联合国大会上庄严承诺：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。“双碳”目标下促使油气集输向低碳化方向发展，降低石油产品在运输过程中的碳排放。国家政策规划的导向、油田生产的实际需求以及行业人员的共同努力，使低温集输工艺和其运行参数得到进一步优化完善。
现阶段，低温集输凝油黏壁现象的研究已进入“瓶颈期”，低温集输黏壁机理的研究主要集中在“分子扩散”和“黏附理论”两个方面，黏壁机理与集输边界条件的判别方法尚未达成一致。近年来，以黏壁温度作为集输界限的判别准则已成为研究热点。然而，国内原油基础物性较差、水驱化学驱等多种开发方式并存，尤其是存在异常工况、低产液量、乳化严重和极端天气等特殊工况。这些特殊工况会导致原油现场实际输送过程中出现凝油淤积和堵塞等严重威胁管输安全性的问题，其原因是现阶段低温集输凝油黏壁机理不明确，可适应性研究不够系统，且工艺选择缺乏理论依据。迄今为止对凝油黏壁现象的研究多为宏观定性研究，采用室内实验、现场试验以及两者相互结合的研究手段，进而定性分析凝油黏附规律并拟合经验关联式，从而确定低温集输的温度边界，以此指导油田现场生产。因此，通过对凝油黏壁宏观影响因素及微观界面特性的总结归纳，可进一步推进探究凝油颗粒的碰撞概率、凝油黏附强度、凝油黏附机理以及明确油井高回压成因等理论性研究的开展，为油田地面集输系统清洁高效、安全平稳运行提供理论依据。此外，为从整体上保障集输管道安全低碳运行，不应只局限于对油滴黏附机理等基础理论研究，相应的低温集输黏壁治理配套工艺技术也应不断完善优化，科学合理的通球、热洗等管道清洗技术是管道安全运行的有效保障。本文总结了现阶段原油低温集输管道水力热力计算的研究现状，调研了国内外低温集输边界条件及凝油黏壁现象的研究进展，详细分析了原油组成、水相组成及流动条件对凝油黏壁现象的影响，对现阶段应用较为广泛的低温黏壁回归模型和黏壁预测理论模型进行了分析和总结，梳理了黏壁温度研究及判别方法，并针对注气工况、短距离输送工况及特殊工况下的单井和集输干线进行现场降温试验，充分验证了低温集输工艺的可行性，最后结合工程实际对存在的问题提出了研究建议。
1
低温集输水力热力计算
流型和压力梯度作为高含水原油集输过程中的主要问题近年来得到了广泛的关注。多相流集输管道流体介质的复杂程度远超长输管道流体介质，预测精准的压降模型对集输管网的运行优化、流动保障具有重要意义。流型是影响集输管道多相流压降的重要因素，流型转换会造成管线内压降规律产生巨大变化，是精准预测集输管网压降的前提条件。在高黏油水流动过程中，由于重力、黏性力和界面张力的影响，使得流型划分更加精确。间歇流动极易在管内壁上形成油膜和黏壁油层，因此间歇流动不利于油品低温集输管道的安全运行。高含水期混合液黏度的准确预测是混输管线压降计算的基础，魏蕾利用现场数据将5种常用的高含水油水混合液黏度计算模型代入修正后的Baker模型中，对比集输管线压降计算误差，推荐应用中国石油大学（北京）郁辰阳提出的混合液黏度算法，见式(1)。
(1)
式中，ηr为油水混合液黏度与水相黏度的比值；T为温度，℃；φ为综合含水率，%；为平均剪切率，s-1。
现场计算油气水三相混输管道压降常采用分相流模型、均相流模型及流型模型压降计算法。Taitel-Dukler法、Lockhart-Martinelli法、Baker法以及Beggs-Brill法等均将用于预测气-液流动的经验关联式推广到油水两相流动。还有学者通过引入表面张力和界面相互作用对Taitel-Dukler模型进行修正，发现预测精度得到提升。根据《油田油气集输设计规范》（GB 50350—2015）要求，多相流集输管道压降计算推荐使用Beggs-Brill法和Dukler Ⅱ法，压降计算方法分别如式(2)、式(3)所示。
式中，ΔP为气液混输管道沿线压降，Pa；为管道内介质平均绝对压力，Pa；HL为截面含液率；ρL、ρg和ρm分别为液相、气相和混合物密度，kg/m3；g为重力加速度，9.8m/s2；θ为管道倾角，rad；Gm为混输介质质量流量，kg/s；d为管道内径，m；L为集输管道长度，m；λm为气液混输的摩阻系数；νm、νsg分别为混输介质平均流速和气体折算流速，m/s。
郭敬红通过现场模拟试验发现Baker流型的判别方法在高含水期原油低温输送过程中是可行的，但Baker法压降计算公式计算高含水期油气水三相段塞流的压降误差较大，平均相对误差高达45%。刘晓燕教授课题组利用特高含水期油气水管道实测数据拟合得到不同含水率条件下分气相折算系数，发现修正压降模型更适合特高含水期三相段塞流管道压降计算，计算方法见式(4)~式(7)。
正常出油油井油气水混输管道分气相压降折算系数：
间歇出油油井油气水混输管道分气相压降折算系数：
式中，为管道压降梯度，Pa/m；φ2g、φ2l分别为分气相和分液相折算系数；
、
分别为管道中只含气体和只含液体时的压降梯度，Pa/m；X2为洛-马参数；A为管道横截面积，m2；Gl为输送介质质量流量，kg/s。
刘佳佳针对高含水期三相段塞流流型，运用反向传播（BP）神经网络实现油气水三相压降预测，借鉴油气水三相流双流体模型理论建立油水混合-水层段塞流模型，预测优度较好，预测结果中80%数据的相对误差在20%以内。
在高含水原油油田地面集输系统中，集输管线内油气水三相共存的流动较为复杂，准确地预测沿线温降直接关系到集输系统能耗、加热炉效率以及管道运行的安全性。Alves等在前人研究的基础上提出了适用于整个倾角范围的单相流及两相流温差预测通用模型。Gould在满足焓平衡条件下建立了适用于气液管道两相流温度的计算机程序，采用迭代程序计算满足热平衡的温度变化。刘晓燕全面考虑了土壤温度场周期性变化、管道倾斜角度及气体焦耳-汤姆孙效应，建立了埋地三相流混输管道温降计算模型，见式(8)~式(11)，从而为特高含水期三相埋地管道沿线温降预测提供了理论依据。尽管在多相流混输管道热力计算方面取得了显著成果，但在实际工程中并未考虑温度场周期性变化、土壤温度时间延迟等对温度场的影响，仍广泛应用单相流苏霍夫温降公式进行估算。
式中，T为任意位置输送介质温度，℃；a为土壤导温系数，m2/s；tam、tamax分别为大气年温度平均值和大气年温度峰值，℃；a2为大气与土壤间的对流换热系数，W/(m2·K)；Ti为进口温度，℃；x为土壤距地面高度，m；τ0、τ分别为年周期时间和距离大气温度最高值的时间，s；λt为土壤热导率，W/(m2·K)；P为流体压力，Pa；L为管道长度，m；G为质量流量，kg/s；K为管道与周围环境传热系数，W/(m2·K)；cp、cp, g分别为流体、气体比热容，J/(kg·K)；d为管道内径，m；g为重力加速度，9.8m/s2；θ为管道倾角，rad；xwg、xwl分别为质量含气率和质量含液率；ηg为焦耳-汤姆孙系数，℃/Pa；ρl为油水乳状液密度，kg/m3。
目前，对油气水三相管输介质的水力热力研究已经取得了一定进展，但与气液两相流相比仍不够成熟，大多为经验和半经验公式，尤其是对高含水期油气水三相集输管道压降计算方法的研究少之又少。鉴于目前压降计算模型适用范围较窄，而随着对科学算法和神经网络学科研究的不断深入，应用于更广泛工况的高含水油田低温集输智慧软件应是未来研究重点。针对温降计算未来可多尝试采用数值求解方法，通过控制网格的划分来模拟管道实际温降过程，从而为油田高含水期低温集输系统运行管理提供科学的技术指导。
2
低温集输黏壁规律影响因素
含水原油在低温集输过程中，随着集输温度的降低，管道内输送介质中蜡组分逐渐析出并发生联结，形成具有三维空间网络结构的胶凝原油体系，此时凝油处于一种“凝而不固”的凝胶体状态，随后伴随着管壁表面黏附层的生成。当管道的集输温度低于凝油黏壁温度时，黏附在管壁表面上的凝油与管壁之间存在较大的黏附能量。凝油在管壁上不断黏附聚集，促使凝油黏壁层生长与发展，直接造成管道的流通面积减小，井口回压或者集输干线压力升高。高含水原油在低温集输过程中凝油黏壁现象受到诸多因素影响，如原油组成、水相组成、流动条件及油滴/水/管壁体系界面特性等。油滴/水/管壁体系界面相互作用将直接影响油滴在水中的黏壁行为，故探明各影响因素对黏壁现象的作用机理可以帮助油田更准确地确定低温集输边界条件。
2.1
原油组成的影响
原油组成将从根本上影响黏壁现象，原油中蜡晶、胶质、沥青质及酸性化合物等界面活性组分会吸附在油水界面上致使油水界面张力降低，改变油/壁界面自由能，进而影响黏壁过程。
2.1.1 胶质和沥青质的影响
胶质和沥青质作为原油中重要的极性组分，被视为天然的界面活性物质。Czarnecki等发现沥青质通过分层聚集在薄油膜表面构建胶凝网状结构以此提高乳状液稳定性，表现为黏度的增加，油滴间内聚能相应增加，黏附现象也更为严重。此外，具有较高芳香度的沥青质会吸附在有机物质表面导致多层膜的形成，随后胶质吸附在沥青质上，导致絮状物分散或絮凝，使其更容易在管道内沉积。崔悦通过灰色关联分析法明确了含蜡原油各组分对黏壁温度影响程度相关性排序为含蜡量>沥青质含量>胶质含量，认为含蜡原油中蜡组分对黏壁温度的影响要强于胶质沥青质。时浩通过实验研究了稠油组成对低温集输黏壁行为的影响，结果显示胶质和沥青质对黏壁温度的影响更接近于线性变化，随着胶质沥青质含量的增加，使得稠油黏度增大，黏壁温度也随之升高。近年来，采用分子模拟从微观层面探究胶质沥青质聚集对油滴黏附的影响成为一种趋势。Gan等通过建立分子动力学模型研究含蜡原油多相体系管输过程中的凝油黏壁行为，认为极性较强的沥青质分子会与蜡形成交联结构，并有向蜡沉积层包裹的趋势，随着成核团簇在壁面的黏附和铺展程度增加，沉积层逐渐老化，使形成的胶凝沉积层具有更高的致密度和硬度。吕杨等借鉴提高采收率的研究方法，研究了稠油/水/管壁体系在低温集输过程中的黏附行为，发现戊烷沥青质分子中的杂原子官能团会促进油滴黏附，并指出极性物质间的范德华引力相互作用是稠油黏附的主要驱动力。此外，基于热力学溶解度和胶体理论研究了胶质和沥青质的相互作用，发现胶质可稳定和溶解体系中的沥青质。而当戊烷沥青质质量分数达到8%~10%时，沥青质分子会发生黏附和堆积，此时胶质难以溶解和稳定体系中的沥青质，沥青质分子间通过芳香环的π-π堆积产生相互作用，从而导致黏附在管壁表面的油相中形成沥青质聚集体，进而增强油滴在管壁表面的黏附强度，为稠油黏附机理的研究提供了新的思路。本文作者认为胶质沥青质对黏壁现象影响程度取决于油品种类，应该针对不同油品胶质沥青质的理化性质开展相应研究。
2.1.2 蜡的影响
蜡晶颗粒能够影响油水界面膜的流变特性，以此提高乳状液稳定性。崔悦利用搅拌模拟法探究了20种含蜡原油（含蜡质量分数为9.74%~39.43%）各组分对凝油黏壁过程的作用规律，认为蜡组分是影响黏壁现象程度最大的组分，表现为含蜡量越高凝油越容易黏附在管壁表面。
由于体系组成的多样性、运行工况的不稳定性及乳化原油的存在，凝油黏壁现象会导致原油集输管道有效流通面积减小，集输管网内流动阻力增加造成井口回压或集输干线压力升高，对管道安全运行产生了极大的威胁。当含蜡原油集输温度降低时，蜡组分会从原油体相中析出。当析蜡量达到一定浓度时（质量分数为2%），会发生结晶、交联以及沉积现象，从而形成具有一定结构强度的空间网状絮凝体，将液态原油包裹在其中，使原油流动性变差。李晓宇探究了含蜡原油黏壁温度与含蜡量之间的定性关系，发现随着含蜡量（质量分数11.44%~39.43%）的升高，黏壁温度由9℃增大到40℃。黑树楠通过探究黏壁凝油低温屈服特性，发现随着温度的降低，胶凝网状结构强度显著增强，表现为黏壁凝油的屈服应力增大。因此，含蜡原油胶凝淤积行为在一定程度上促进了黏壁现象的发生，不利于原油低温集输的开展。为抑制蜡晶析出、减弱凝油黏附层结构强度，未来应积极寻求清洁、高效的防蜡技术。
2.1.3 溶气原油
相较于脱气原油，溶气原油的凝点、黏度和屈服值均有所降低，其低温流动特性得到明显改善。气体在原油中的溶解能力和溶气后原油性质的变化决定了原油凝点和黏度的改善效果。因此，国内外诸多学者对溶气原油溶解度进行了研究。研究者发现随着压力升高，气体在油品中的溶解度逐渐增大。溶解度较大且易液化的C3和C4+组分通过稀释作用来改善原油的低温流动特性，而不易液化且溶解度较低的甲烷和乙烷分子主要通过抑制蜡晶聚集体的形成来改善原油流变特性。李传宪等发现气体小分子的溶胀和稀释效应使原油黏度降低。这是因为溶气原油范德华引力作用对象发生转变，由油品中烃类大分子间相互作用转变为溶解的气体小分子与轻质烃类相互作用，油品大分子间距增大，削弱了分子间相互作用强度，内摩擦阻力随之减小，油品流动性得到改善。龙震利用编写的含气集油管道水力热力计算软件对计算结果分析，发现溶气时低含水集油管道相较于不溶气时集输管道压降最大可降低19.83%。孔维敏利用自主设计的带压搅拌模拟装置发现原油溶气后黏壁温度不变，但溶气原油低温流动特性得到明显改善，粘在管壁上的凝油与常压时相比质地较软，且溶气压力越高黏壁质量减少幅度越大，在1.5MPa的溶气压力下，凝油黏壁质量最高可减少84.80%。其一方面是因为气体分子对油品的稀释作用，另一方面是气体分子还会进入蜡晶片层之间，阻碍蜡晶颗粒交联缔合和絮凝成团，使其聚集体结构强度降低。现有研究均针对溶气原油宏观性质进行分析，对原油溶气后的微观界面性质研究较少，因此未来研究应多集中于高压下油滴与管壁间界面特性、溶气原油黏附能等方面，有助于从微观机理揭示溶气原油低温集输的可行性。
2.2
水相组成的影响
2.2.1 含水率
反相点后随着含水率的上升，凝油黏壁温度和黏壁速率逐渐降低。一方面是油水两相体系中水相的存在会起到“润湿作用”，在管壁表面形成水膜，降低了凝油与管壁黏附现象的发生。还会阻碍凝油颗粒的聚集与扩散，使其形成凝油团聚体的概率降低，且油滴与水滴间存在竞争吸附，水相组分增多使原油与管壁接触的概率减少；另一方面有学者在研究低温条件下油水两相胶凝特性时发现，胶凝原油内部包裹的水相弱化了体系的内部张力，即削弱了黏壁凝油的屈服强度，导致凝油黏壁层更易被管流冲刷剥离。但在实际管输过程中油水悬浮液在通过阀门、泵等时存在“剪切乳化”，使得油品黏度变大，油滴间内摩擦力增强，不利于低温集输。郑海敏等通过环道实验研究了高含水、高黏、高凝原油的低温集输凝油黏壁现象，发现影响黏壁速率的关键因素是含水率、剪切应力及原油凝点与壁面温差，且当流速为0.14m/s（管径为12mm）时，含水率由80%升高至90%，黏壁速率减少程度最高可达80%。目前众多学者的研究表明，较高含水率更有利于油田开展原油的低温收集与输送。后续应针对高含水原油管道输送过程中凝油黏附与冲刷开展定量研究，建立低温集输安全输送边界条件图谱，以此指导油田集输系统安全经济运行。
2.2.2 水相酸碱度
水相酸碱度会通过双电层排斥作用来影响油/壁界面润湿性。李晓宇通过实验探究了水相酸碱度对黏壁规律的影响，发现黏壁温度未随水相pH的改变发生明显变化，但酸性和碱性环境下油滴与壁面间黏附效果减弱，黏壁质量下降。还有学者通过实验得出不同的结论，发现黏壁温度随pH升高先增大后减小，且水相中油滴与金属基底之间的接触角随水相pH升高先减小后增大，见图1。在强酸强碱溶液中，由于金属和油表面的基团质子化及去质子化，使得油和金属表面带有同号电荷，油和金属表面产生双电层排斥效应，从而表现为金属表面的油润湿程度减弱。在中性环境中，油/金属界面电荷被部分中和，双电层排斥力减小，使得油润湿程度增强。可以看出酸碱度的改变对含水原油低温集输过程中凝油黏壁的影响规律仍需要进一步研究。
图1 黏壁温度、油/固润湿角随水相酸碱度的变化曲线
2.2.3 水相矿化度
水相矿化度会对油水两相体系的分子间作用力、界面特性和乳化特性产生影响，从而影响油滴与管壁的黏附行为，见图2。与水相酸碱度影响一致的是，水相中无机盐离子（Ca2+、Mg2+和Na+）的存在对黏壁温度影响甚微，但会使油水体系与管壁的黏附特性减弱，黏壁质量呈现不同程度下降趋势，其中Ca2+降低程度最大，Na+离子的影响最小。无机盐离子的存在使油滴间范德华引力减小，从而减小油滴间相互聚集合并概率，并且强电解质还会破坏胶体的稳定性，压缩双电层使其形成不稳定体系。水相中盐类的存在能够有效降低界面张力，对油水界面性质和乳状液的稳定性产生显著影响，并通过改变乳状液的黏度进而影响其黏附行为。未来的生产应用中可考虑改变输送介质的酸碱度和矿化度从而减缓黏壁现象的发生。
图2 水相矿化度对油滴黏壁现象的作用机理
2.3
流动条件的影响
2.3.1 温度的影响
温度对油品低温流动性能的影响国内外研究学者具有统一的认识。输送温度越低，油品的低温流动性能越差，黏附倾向和黏壁速率也就越大。王志华认为含水原油体系在降温过程中蜡沉积分子扩散机制和热扩散交替作用导致了含蜡原油低温集输胶凝淤积行为的发生，形成一种“凝而不固”的胶凝体进而减小管道的有效流通面积。贾治渊认为低温集输凝油黏壁现象与蜡沉积机理有所区别，提出油流与管壁的温差对凝油黏壁现象的影响需划分区间。当含蜡原油集输温度在原油凝点之下时，黏壁行为的主要驱动力是凝油颗粒速度梯度存在差异而引起的“剪切弥散”，此时冷指装置内部的低温环境是凝油黏壁的决定性因素而非油壁温差；但当集输温度高于原油凝点时，此时的主要驱动力则是温度梯度影响的“分子扩散”和“热泳”。还有学者明确了冷指装置搅拌槽内主体温度是影响高含水稠油黏壁厚度的关键因素，而温差不是影响因素。吕杨等则认为黏壁现象不是通过分子扩散形成的，其主要驱动力是存在于采出液与管壁之间一种特殊的“极冷”作用，使油品在接近管壁时温度迅速降低并黏附在管壁上。高温会促进破乳进而降低油相黏度，改善了原油的输送条件。此外，吕杨等认为稠油黏附层形成分为两个过程，见图3。一方面是油滴与壁面初始黏附（油滴与管壁间的黏附力），另一方面是自由油滴与初始黏附层的黏附（油滴间的内聚力）。随着温度的降低油滴极性分子间内聚力增大，使更多油滴黏附在初始黏附层上。
图3 稠油与管壁间黏附过程
2.3.2 管流流速
管流流速的增大意味着在实际管输过程中对黏附在管壁上的凝油剪切作用增强。程成的管道压降实验结果表明，当集输管道流量较小时，黏壁凝油不容易被管流冲刷，主要呈现不规则块状形态；当流量逐渐变大后，会形成较长条状胶凝原油块，并伴随压降的小幅度下降。郑海敏等通过实验发现，较强的剪切应力能更有效地冲刷管壁，从而降低黏壁速率。吕杨等通过稠油流动环道实验，发现随着流速增加，油水混合液的流型会发生改变，表明管流剪切力可以剥离油膜和黏附层。较高油水混合液流速产生的剪切力可以阻碍油包水（W/O）乳状液与管壁之间的黏附行为，为高含水稠油的低温输送提供有利条件。而当油水混合液流速较低时，W/O型乳状液也会黏附在管壁上进而形成油膜和黏附层，不利于原油的低温输送。李小龙等也通过实验得到了剪切应力与平均黏壁速率之间的关系。当管流剪切作用增大到原来的两倍时，相同条件下的黏壁温度降低2~4℃，平均黏壁速率降幅约为30%。
2.3.3 管壁材质及粗糙度
高含水原油低温输送过程中凝油黏壁现象实际上是原油/水/管壁体系的界面黏附相互作用，其黏附规律与管壁材质、管壁粗糙度等性质密不可分。非金属管道由于优良的保温性能及独特的界面特性近年来受到广泛关注。张富强通过搅拌模拟法探究了玻璃钢管道与不锈钢管道对凝油黏附规律的差异，明确了管道材质不会影响凝油黏壁温度，但由于油滴与玻璃钢表面黏附能相对较低，使得黏附在玻璃钢表面的凝油更容易被冲刷剥离，宏观表现为黏壁质量减小。同时由于玻璃钢管道优良的保温性能使原油具有更高的进站温度，对拓宽低温集输安全温度边界条件更加有利。考虑到输送过程中磨损、冲蚀导致的管壁粗糙度不同会对凝油黏壁过程造成影响，崔悦以4种不同表面粗糙度的304不锈钢为研究对象，通过实验发现随着粗糙度的增大黏壁温度略有降低。这是由于表面粗糙度的增加使凹槽中占据的水相有所增多，油滴与管壁表面接触角增大，水膜润湿作用增强，降低了流动过程中凝油与管壁表面的接触概率，最终表现为黏壁温度的降低。还有学者对防黏壁表面改性方法进行了研究，利用植酸与三氯化铁反应生成的络合物薄膜对碳钢表面进行亲水化处理，基于黏壁测试装置对其防黏壁能力进行评价，结果显示改性后的表面即使在低于黏壁温度时仍具有较强的抗黏附能力。因此，未来应更深入研究油/水/管壁体系的界面特性以此来对黏壁现象进行科学防治。
3
低温集输黏壁预测模型
前人建立的低温集输黏壁预测模型多为基于大量数据的拟合回归式。虽然具有较高的工程应用价值，但缺乏推导过程和理论依据。
郑海敏等采用小型环道实验装置研究了高含水胶凝原油的黏壁特性，明确了剪切应力、含水率及原油乳状液凝点与壁面温度差值是影响凝油黏壁的主要因素，建立了高含水、高凝、高黏原油在低温集输管道中黏壁温度判别的经验公式和黏壁速率的回归公式，见式(12)~式(13)。并利用式(12)计算了3种油样在不同含水率及不同剪切率下的黏壁温度，预测结果较好，绝对误差小于1.0℃。利用式(13)得到的计算值与实验值进行对比，相对误差均在30%以内。
式中，TN为管道中油水悬浮液的黏壁温度，℃；TGP为具有一定稳定含水率的原油乳状液凝点，℃；τw为壁面处剪切应力，Pa；φ为油水悬浮液含水率，范围为80%~99%；k、m、n为回归系数；为黏壁速率，mm/h；Tbi为高含水原油集输管道壁温，℃；τ0为集输管道壁面处起始剪切应力，Pa；a~g为回归系数。
崔悦以含蜡量范围为7.37%~39.43%的35种含蜡原油为研究对象，采用多尺度研究方法明确了集输管道中凝油低温黏壁的过程，并综合宏观黏壁规律与微观油固水三相界面特性揭示黏壁机理。认为凝油与金属壁面之间的黏附力主要受双电层斥力、范德华引力、化学键及氢键相互作用的影响。综合考虑了输送介质及流动条件对黏壁温度的影响规律，建立了高含水含蜡原油黏壁温度预测模型，见式(14)。并在国内多个油田进行了现场验证，平均绝对误差为0.97℃，具有较高的工程应用价值。
式中，TN为黏壁温度，℃；TP为原油凝点，℃；cw为含蜡量，%；φ为综合含水率；γ为剪切率，s-1。
时浩通过控制流动条件以及油水两相组成探究了稠油黏壁行为的变化规律，系统分析了稠油集输过程中低温黏壁行为的影响因素，以原油凝点、剪切率、含水率及胶质沥青质含量作为黏壁温度的主要影响因素，从而建立了预测黏壁温度的判别式，见式(15)。基于3种原油油样对模型进行验证，平均误差在1℃以内，模型验证效果较好。
式中，Tn为高含水稠油低温集输黏壁温度，℃；TGP为原油乳状液凝点，℃；φ为油水悬浮液综合含水率；γ为搅拌桨剪切率，s-1；ω为原油胶质和沥青质总质量分数，%；a~n均为实验结果拟合参数。
吕杨等对管输条件下的稠油/水/基底体系中初始黏附层上油滴与分散油滴间的黏附作用进行了研究，结合DLVO理论的黏附现象，综合考虑管流剪切应力、分子间热运动驱动力、范德华引力与双电层斥力的能量变化关系建立了稠油黏附能量预测理论模型，见式(16)、式(17)。并通过理论计算和分子模拟相结合的方式分析了影响黏附能和内聚能的因素。稠油黏附的微观机理研究证实了极性物质的范德华引力相互作用是稠油黏附的主要驱动力，进一步解释和补充了低温集输黏壁机理。利用黏附能量模型计算的黏附温度与油水两相流动实验结果的误差在1.5℃内。为进一步验证模型的准确性，以黏附模型计算结果为依据进行了为期100天的低温输送现场试验。当外输温度降低8~16℃时，干线压力最大增幅为15.8%，验证了高含水稠油低温集输黏附能量预测模型的准确性。
式中，Wadhesion为油滴与管壁之间的黏附能，mJ/m2；WMTM为分子热运动产生的相互作用能，mJ/m2；Wτ为管流剪切应力所产生的相互作用能，mJ/m2；WDLVO为DLVO作用产生的相互作用能，mJ/m2；κ是玻尔兹曼常数，1.381×10-23J/K；R1和R2分别为粒径相对较大油滴的半径和粒径相对较小油滴的半径，m；r为正十六烷分子半径，m；D为两个分子间距离，m；T是体系的绝对温度，K；是搅拌模拟罐中的平均剪切率，s-1；Z为两个圆形平板的间距，m；A为Hamaker常数；k、m为拟合参数。
程显闻采用“屈服应力×系数”的方式表征黏附应力，基于JKR理论推导了凝油团与壁面之间的黏附力计算公式。并对不同流型下的管壁剪切应力进行分析，确定了计算方法。通过比较壁面剪切应力和凝油屈服应力的关系，按照“壁面剪切应力=屈服应力×系数”的关系，最终建立了溶气高含水原油黏壁温度计算模型，见式(18)、式(19)，实现了多相流集输管道低温集输领域从无到有的突破。利用室内实验数据对模型进行验证，误差在2℃以内。并根据模型计算结果，对溶气高含水集输管道开展降温试验，发现实际管道的黏壁温度与模型计算结果较为接近，误差约为2℃，证明了溶气高含水原油低温集输黏壁温度计算模型的准确性，可为现场溶气管道低温集输提供指导。
式中，tg为原油凝点，℃；t为测量温度，℃；δtotal为总含蜡量，%；fw为水相的摩擦系数；ρw为水相密度，kg/m3；vw为水相流速，m/s；Rew为水相雷诺数；Dw为水相的水力直径，m；Qw为水相体积流量，m3/s；μw为水相黏度，Pa·s；Aw为水相所占的管道横截面积，m2；a~f为相关参数。
何利民教授课题组为研究高含水期集输管道堵塞机理，搭建了一套现场实际管道系统（长368m，内径64mm）。通过研究降温实验过程中压力、温度及流型的变化将不同掺水条件下管道运行特性分为堵塞（压降急剧上升）、过渡（压降波动剧烈）和安全运行（压降略有波动）3种模式。考虑了原油在凝点温度附近的非牛顿行为和沿程非等温特性，明确了非牛顿原油在降温过程中的流变性质。在郑海敏等模型基础上，针对单井的特定条件建立了温度界限随流体流速和含水率变化的关联式，见式(20)。结合轴向温降公式可预测最小掺水流速，并确定了不同产液量和含水率条件下油井的安全集输温度界限和半径，预测结果与实验结果误差在0.12~0.20℃之间，为高含水期油井的安全运行提供了可靠依据。
式中，TN为黏壁温度，℃；TP为原油凝点，℃；QT为与水混合后的液体总流量，m3/d；φT为油水悬浮液含水率，%；k、m、n均为回归系数。
前人研究的均是基于大量实验数据回归拟合建立的预测模型，缺乏严格的理论推导。张燕等分析了黏附的微观过程与机理，利用黏附能计算铺展压从而确定管道表面的润湿类型，见图4。引入Derjaguin近似方法确定了黏附力有效作用面积及作用路径，综合考虑管流剪切应力、分子热运动作用力以及范德华引力建立了黏壁温度预测模型，误差在1.5℃以内，见式(21)。应用灰色关联分析法明确了沙德平均粒径、Hamaker常数及剪切力对黏壁温度的影响程度相当，在黏壁机理分析上迈出了全新的一步，为低温集输的理论研究提供了基础。
式中，A为油滴间相互作用的Hamaker常数；R1、R2为相互作用的两液滴半径，m；f为面积系数；r为油滴分子半径，m；D为两液滴间相互作用距离，m；T为黏壁温度，K；κ为玻尔兹曼常数，1.381×10-23J/K；N为搅拌模拟罐的搅拌转速，r/min；a~e为拟合参数。
图4 油水体系的润湿类型
通过对黏壁预测模型的归纳与总结，发现目前已有的模型大多为拟合回归模型，具有理论依据的机理模型较少。拟合回归模型有利于工程应用，可直接转化为油田现场的生产效益。而理论模型可探明低温集输凝油黏附机理并明确油滴在流动条件下的黏附过程，为从根本上减缓油滴黏附现象提供理论指导，但建立过程所需周期长，工程应用预测误差大。为满足油田生产的实际需求和机理研究的深入，未来研究重点应侧重于半经验半理论模型的建立。通过构建庞大的国内各油田原油物性数据库，基于原油分子间作用力及界面特性等微观特性构建半经验半理论模型并编制软件，使其应用于各大油田的不同区块。
4
低温集输边界条件
低温集输工艺主要有3个研究阶段。发展初期仅以原油物性判别低温集输工艺的可行性，发展中期多为结合原油物性加以多相流混输管线的流动形态作为低温集输可行性判别标准，现阶段低温集输工艺已较为成熟，形成以井口回压或集输干线压力为安全集输边界条件，同时兼顾原油物性、凝油黏附行为及现场运行工况等因素的综合性低温集输可行性判别方法。目前对高含水低温集输凝油黏壁规律的研究方法主要有表1中的8种方法，对低温集输边界条件的研究存在差异性。研究方法、实验装置和判别依据各不相同，迄今为止也并未形成统一的行业标准与规范，致使研究者对凝油黏壁现象的成因存在争议。现将8种凝油黏壁规律实验研究方法、判别方法及优缺点列于表1，从而为后续低温集输工艺形成完善的技术规范与标准提供借鉴。
表1 黏壁温度研究、判别方法及优缺点
综上所述，这8种研究方法均具备各自的研究侧重点，配套实验装置也各有利弊。因此，开发能预测实际管道黏壁情况且便于携带的高含水低温集输黏附优化技术及装置，制定统一的行业规范与标准，是接下来全面推广低温集输工艺的研究重点。
5
现场试验
目前在我国诸多油田开展了单井、集输干线现场降温试验，具体参数分别见表2、表3。在低温集输试验过程中，发现大多数单井、集输干线温度可降低至黏壁温度附近安全运行，在注气工况、特高含水工况及短距离输送工况下其可实现在黏壁温度以下安全稳定运行。
表2 降温试验单井管线参数
表3 降温试验集输干线运行参数
吉林油田单井现场减少掺水量降温试验验证了低温集输工艺的可行性，见图5。该区块单井黏壁温度为27℃，初始运行温度为41℃。运行过程中减少掺水量，当进间温度降到27℃时仍可稳定运行。此时降温幅度达到14℃，井口回压无明显增加，该油井在此降温区间内集输运行较为平稳。若继续降低掺水量，管线进间温度在黏壁温度以下时，凝油颗粒会发生聚积并黏附在管壁，管线内部有效流通面积减少，井口回压迅速升高，影响油田集输系统的正常运行。吉林油田单井现场降温试验说明了在黏壁温度之上运行是安全可行的，一旦低于黏壁温度将影响油田的安全生产。
图5 现场试验井口回压数据记录
华北油田注气工况实现了管线在黏壁温度以下运行的历史性突破，效益显著。为测试气体对黏壁凝油的溶解降黏及冲刷作用，在华北油田西47-18X井进行了气油比为80m3/t的注气工况现场降温试验，管线采用三管伴热流程，进站温度维持在32℃左右。图6为注气条件下全时间段现场试验数据，其中Ⅰ~Ⅲ阶段是受罐车气源、井压及天气条件限制而停止注气阶段；Ⅳ~Ⅶ是正常注气阶段。停止伴热流程后，进站温度维持在26~28℃，未注气时井口压力在1.5MPa左右，压力起伏大，说明管线内凝油不断在管壁处黏附、堆积、脱落。而注气后井口压力在1.2MPa左右波动，井口压力变化平稳，单井管线进站温度维持在26~28℃，相较于黏壁温度降低了2~4℃，且由于气体对黏壁凝油的冲刷剥离机制，使得未注气段向注气段过渡时间较短，井口压力快速下降并保持稳定，由此证明了气体的冲刷作用使单井管线能够在黏壁温度以下安全运行。同时在胜利油田短距离输送工况（管线长度117m）下进行低温集输现场试验时，也实现了单井管线在黏壁温度以下安全稳定运行。这是由于极短管工况沿线温降小，凝油屈服强度弱，依靠井口剩余压力即可有效实现对管壁凝油层的剥离。
图6 西47-18X单井井口压力数据记录
通过对大庆油田第四采油厂和第五采油厂不同单井的低温集输现场降温试验总结，发现所有试验油井的进间温度均得到降低，成功降低至预测黏壁温度附近，安全运行单井21口；存在个别特高含水率的单井（X4-2-F17）可以实现在黏壁温度以下安全运行，这是由于在较高液流流速的冲刷作用下可以有效实现对黏附层的剥离；但也存在特殊工况，发现仅两口聚驱油井及一口压裂井未能降至黏壁温度。其中聚驱油井由于水质差、黏度高，降温幅度仅为3~5℃。压裂井由于集输干线蜡堵严重，阀组间汇管压力超高，致使降温幅度仅为4℃。因此，对于结蜡严重导致进间压力较高的管线，建议通球清蜡改善管线状况后进行低温集输。
此外，实现了江苏油田集输干线全季节降温输送。若按照目前江苏油田年产液量约9.34Mt/a，集输温降范围为6~10℃，预计可节约标准煤6~10kt/a，集输系统生产效益累计每年可节约(6~10)×106CNY，对油田降本增效、绿色低碳发展具有重要意义。鉴于地面集输为系统工程，后续原油脱水受温度限制，建议油田开展低温集输工艺时应考虑上下游协同优化，实现全方位节能，开发低温脱水及预分水工艺流程，或设计可实现上层加热、下层常温输送的分离罐，更节能、高效地保障原油脱水。
6
结语与展望
针对油田高含水期低温集输技术，梳理了国内外集输过程中水力热力计算的研究进展，系统分析了原油组成、水相组成及流动条件对低温集输凝油黏壁行为的影响，明确了极性组分间的范德华作用是稠油黏附过程的主要驱动力。归纳总结了近年来应用效果较好的低温集输黏壁预测模型，对比分析了目前常用的8种低温集输黏壁规律研究方法的优缺点。国内诸多油田不同工况下低温集输现场试验的成功开展证实了其可行性。基于目前高含水原油低温集输黏壁影响因素与作用机理的研究现状，认为低温集输研究应在以下几个方向予以重视。
（1）以现阶段先进和成熟的科学算法和神经网络学科为基础，开发可应用于更广泛工况的高含水油田低温集输智慧软件，为国家智慧化管网建设添砖加瓦。
（2）对高含水原油低温集输的研究不应只聚焦于其黏附特性，还应探究高含水条件下管流冲刷作用与凝油黏附特性间的定量关系；侧重于半经验半理论模型的建立，构建庞大的国内各油田原油物性数据库；从而建立低温集输安全输送边界条件图谱，以此指导油田集输系统安全经济运行。
（3）对低温集输凝油黏附实验装置进行优化、简化，开发能预测实际管道黏壁情况且便于携带的高含水低温集输黏附优化技术及装置，制定统一的行业规范与标准，为全面推广低温集输工艺奠定基础。
作者简介
第一作者：刘文臣，博士研究生，研究方向为高含水含蜡原油低温集输黏壁机理。
通信作者：黄启玉，教授，博士生导师，研究方向为油气储运长距离管输工艺和油气管道流动保障技术。
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