井口到計(jì)量間集油管道熱洗清淤研究

李欣洋，魏立新，張威(東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163316)

井口到計(jì)量間集油管道熱洗清淤研究

李欣洋，魏立新，張威
(東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163316)

隨著三次采油技術(shù)的實(shí)施，聚合物驅(qū)油技術(shù)在提高采收率的同時(shí)也給地面原油處理、加工及集輸帶來(lái)了新的挑戰(zhàn)。針對(duì)聚合物驅(qū)管道結(jié)蠟淤積導(dǎo)致集油管線高回壓?jiǎn)栴}，停輸后對(duì)井口到計(jì)量間的聚合物驅(qū)集油管道進(jìn)行熱洗清淤研究。探究在不同集油半徑條件下，熱洗水量、熱洗水溫及不同含聚質(zhì)量濃度的淤積物對(duì)清淤時(shí)間的影響。通過(guò)理論公式計(jì)算清淤時(shí)間及實(shí)驗(yàn)結(jié)果發(fā)現(xiàn)，熱洗水溫在65～70℃增加熱洗清淤效率最明顯。對(duì)于不同含聚質(zhì)量濃度的淤積管線進(jìn)行清洗時(shí)，在低熱洗水量的條件下，高含聚采出液的淤積物清洗時(shí)間相對(duì)更長(zhǎng)。隨著熱洗水量的增加，不同含聚質(zhì)量濃度淤積物的清洗時(shí)間幾乎相等，沒(méi)有明顯變化。

聚合物驅(qū);管道淤積物;熱洗清淤;熱洗參數(shù)

石油作為一種非再生的化石能源，是目前所使用的最主要的一種能源，并且消耗量在總能源中所占比例逐年增加［1］。隨著聚合物驅(qū)采油技術(shù)的廣泛應(yīng)用，緩解了各大油田的產(chǎn)量遞減速度。然而在聚合物驅(qū)技術(shù)提高采收率的同時(shí)，集油管道結(jié)蠟淤積問(wèn)題凸顯，造成壓降增大，導(dǎo)致井口回壓過(guò)高，影響了集輸系統(tǒng)的正常生產(chǎn)。聚合物驅(qū)采出液中蠟質(zhì)含量高、乳化嚴(yán)重、黏度大、機(jī)械雜質(zhì)及黏土顆粒含量較多，而在集輸管道輸送過(guò)程中，隨著溫度降低，這些物質(zhì)的析出給地面集輸管道帶來(lái)嚴(yán)重的淤積問(wèn)題，部分地區(qū)的集輸管道淤積物中水、蠟、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)接近70%，其中蠟質(zhì)量分?jǐn)?shù)高達(dá)41．67%［2］。集輸管道中的大量淤積物不僅會(huì)增加管道運(yùn)行的能耗，影響管道的安全運(yùn)行，而且還可能造成凝管事故，給管道的輸送帶來(lái)很大的安全隱患［3］。

目前，主要的清淤技術(shù)有以下幾種:機(jī)械清管技術(shù)，將清管設(shè)備投放到管道中，刮除管壁上的淤積物，通過(guò)液流將蠟攜帶出管道［4-6］;熱力清管技術(shù)，向清洗管道中注入熱水或蒸汽，通過(guò)提高管壁溫度達(dá)到淤積物的熔點(diǎn)進(jìn)行清淤［7］;化學(xué)藥劑清管技術(shù)，在管道中加入的化學(xué)藥劑與管道內(nèi)淤積物發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，達(dá)到清淤效果［8-10］。微生物清防蠟技術(shù)，選取適宜的微生物使其在管道中繁殖，通過(guò)裂解淤積物中的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)和石蠟等物質(zhì)，改變管道內(nèi)壁的潤(rùn)濕性，抑制管道內(nèi)淤積物的形成達(dá)到清防淤的效果［11-13］。本文利用熱力清管技術(shù)對(duì)集油管道進(jìn)行熱洗清淤試驗(yàn)，研究不同熱洗工況下對(duì)清淤時(shí)間的影響，確定適宜的熱洗參數(shù)對(duì)確保管線安全輸送具有重要的實(shí)際意義。

1 熱洗清淤的理論基礎(chǔ)

依據(jù)能量守恒與轉(zhuǎn)換定律建立熱平衡方程。將管線沿程能量損失分為兩部分，一部分是向周圍環(huán)境擴(kuò)散的熱量;另一部分是用于熔解管道淤積物的熱量。其中混輸介質(zhì)向外界散熱損失的熱量(考慮結(jié)蠟層厚度)為Φs。

式中，Φs為混輸介質(zhì)向外界散熱損失的熱量，kJ;T2為管段內(nèi)的溫度，℃;T1為管道周圍介質(zhì)溫度，℃; λ1為管內(nèi)壁蠟的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·K);λ2為鋼管導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·K);λ3為保溫層導(dǎo)熱系數(shù)，W/ (m·K);d1為管內(nèi)有效流通直徑，m;d2為鋼管內(nèi)徑，m;d3為鋼管外徑，m;d4為保溫層外徑，m;h1為管外壁至大氣的放熱系數(shù)，W/(m2·K)。

管內(nèi)對(duì)流換熱用牛頓冷卻公式為:

式中，Φ為管段內(nèi)介質(zhì)對(duì)流換熱的熱量，kJ;h為管段內(nèi)介質(zhì)對(duì)流傳熱系數(shù)，W/(m2·K);A為對(duì)流傳熱面積，m2;tf為介質(zhì)的平均溫度，℃;tm為管段內(nèi)淤積物的熔點(diǎn)峰溫，℃。

2 熱洗清除管線淤積物的研究

2．1最小有效流通管徑下對(duì)應(yīng)淤積物厚度

依據(jù)油氣集輸系統(tǒng)設(shè)計(jì)規(guī)范，取1．5 MPa作為井口回壓上限，0．3 MPa作為進(jìn)站壓力下限。首先，假設(shè)此時(shí)管內(nèi)流動(dòng)介質(zhì)的流動(dòng)狀態(tài)，根據(jù)列賓宗公式計(jì)算此極限條件下運(yùn)行時(shí)的最小有效流通管徑，從而確定此時(shí)管線的淤積物厚度［14］。

式中，D1為最小有效流通內(nèi)徑，m;Δp為壓降差，Pa; ρ為介質(zhì)密度，kg/m3;ρ0為原油密度，kg/m3;ρw為水的密度，kg/m3;fw為體積含水率;ν為管流條件下介質(zhì)的運(yùn)動(dòng)黏度，m2/s;Q為管段的體積流量，m3/s; L為集油管段長(zhǎng)度，m;m、β為系數(shù)。

2．2熱洗水量適應(yīng)的臨界集油半徑

根據(jù)管道輸送介質(zhì)向外界散熱損失、管內(nèi)介質(zhì)對(duì)流傳熱量及在極限條件下運(yùn)行時(shí)的最小有效流通管徑，得出管內(nèi)對(duì)流傳熱量與熔解淤積物所需熱量的關(guān)系:

式中，T為對(duì)流換熱時(shí)間，s;tw為管壁溫度，℃;tm為管道內(nèi)淤積物的熔點(diǎn)峰溫，℃;H為淤積物的熱焓值，kJ/kg;m1為管段內(nèi)淤積物的質(zhì)量，kg。

利用DSC熱分析法測(cè)得聚驅(qū)管線淤積物熔化特征參數(shù)見(jiàn)表1，淤積物樣品的熔蠟峰溫的平均值為65．71℃，以此為約束，確定熱洗最低水溫為65℃。

表1 聚驅(qū)管線淤積物熔化特征參數(shù)Table 1 Characteristics ofmelting parameters of polymer flooding pipeline

考慮到油井正常產(chǎn)液量集中分布在70 t/d，適合的熱洗水量應(yīng)在此液量(3 m3/h)之上。在滿足熔化高峰溫度區(qū)間的條件下(取中間溫度值63℃)，建立熱洗水溫65℃時(shí)，利用溫降公式計(jì)算得到熱洗水溫變化與熱洗水量和集油半徑的關(guān)系，如圖1所示。

圖1 不同熱洗水量與臨界集油半徑的關(guān)系Fig．1 The relationship between different hot water washing and critical oil gathering radius

由圖1可知，熱洗最低水溫為65℃時(shí)，在年季節(jié)最高土壤溫度下，3 m3/h的熱洗水量適合的臨界集油半徑為500 m，5 m3/h的熱洗水量適合于普遍范圍的集油半徑。在年季節(jié)最低土壤溫度下，3 m3/ h的熱洗水量適合的臨界集油半徑為300 m，5 m3/h的熱洗水量適合的臨界集油半徑為600 m，8 m3/h的熱洗水量適合于普遍范圍的集油半徑?？偨Y(jié)熱洗水量與臨界集油半徑的關(guān)系見(jiàn)表2。

表2 熱洗水量與臨界集油半徑關(guān)系Table 2 Relationship between heat washing water quantity and critical oil gathering radius

綜上所述，由于土壤溫度影響，將其分為年季節(jié)最高地溫和年季節(jié)最低地溫兩種條件。土壤溫度低時(shí)，熱洗管線沿程溫降較大，通過(guò)降低集油半徑達(dá)到管線清淤效果。對(duì)于距離較遠(yuǎn)的集油半徑管線通過(guò)增加熱洗水量達(dá)到管線清淤效果。

2．3熱洗水溫及熱洗水量對(duì)清淤時(shí)間的影響

在年季節(jié)最高地溫時(shí)，根據(jù)熱洗水量與臨界集油半徑的關(guān)系，分別研究集油半徑100～500、500～800 m兩種情況下不同熱洗水溫、熱洗水量與清淤時(shí)間的關(guān)系，結(jié)果如圖2所示。

圖2 不同熱洗參數(shù)對(duì)清淤時(shí)間的影響(年季節(jié)最高地溫)Fig．2 Effects of different parameters on the thermalwashing time of dredging(Seasonalmaximum tem perature)

由圖2可知，集油半徑在100～500m，最低熱洗水溫65℃時(shí)，可以通過(guò)增加熱洗水流量縮短清淤時(shí)間，而水溫的進(jìn)一步提高，尤其在65～70℃，熱洗效率將明顯提高。相比之下，在70～75℃，熱洗效率提高不明顯。同樣，當(dāng)集油半徑在500～800 m時(shí)可以通過(guò)提升熱洗水流量和水溫來(lái)提高熱洗清淤效率，不過(guò)，水流量超過(guò)10 m3/h、水溫超過(guò)70℃后清淤時(shí)間縮短不再顯著。

在年季節(jié)最低地溫時(shí)，根據(jù)熱洗水量與臨界集油半徑的關(guān)系，分別研究集油半徑100～300 m、300～600 m、600～800 m三種情況下不同熱洗水溫、熱洗水量與清淤時(shí)間的關(guān)系，結(jié)果如圖3所示。

圖3 不同熱洗參數(shù)對(duì)清淤時(shí)間的影響(年季節(jié)最低地溫)Fig．3 Effects of different parameters on the thermalwashing time of dredging(Seasonalm inimum tem perature)

顯然，在年季節(jié)最低地溫下，熱洗水量在5～10 m3/h和熱洗水溫在65～70℃內(nèi)相比其他工況下熱洗清淤會(huì)有效縮短清淤時(shí)間，提高管道的熱洗清淤效率。當(dāng)臨界水溫為70℃，集油半徑在100～300、300～600、600～800 m時(shí)，熱洗清淤效率不再顯著提高，相應(yīng)的熱洗水量分別為8、12、15 m3/h。

2．4含聚質(zhì)量濃度與熱洗清淤參數(shù)的關(guān)系

集輸管道結(jié)蠟淤積速度隨地溫、含聚質(zhì)量濃度的增大而增大。說(shuō)明不同的含聚質(zhì)量濃度影響管道清洗周期，而不同含聚質(zhì)量濃度形成淤積物的熔化熱焓也不同，導(dǎo)致清淤時(shí)間差異。所以研究低含聚質(zhì)量濃度(200～500 mg/L)、中含聚質(zhì)量濃度(500～800 mg/L)、高含聚質(zhì)量濃度(800～1 200 mg/L)所產(chǎn)生的淤積物對(duì)熱洗清淤參數(shù)的影響。

在年季節(jié)最高地溫時(shí)，由式(1)、(2)、(3)、(5)建立熱洗水溫為65℃，不同集油半徑單井采出液含聚質(zhì)量濃度與管道熱洗清淤參數(shù)的關(guān)系，如圖4所示。

圖4 含聚質(zhì)量濃度與熱洗清淤參數(shù)的關(guān)系Fig．4 The relationship between polymer concentration and thermalwashing dredging parameters

在年季節(jié)最低地溫時(shí)，建立熱洗水溫為65℃，不同集油半徑單井采出液含聚質(zhì)量濃度與管道熱洗清淤參數(shù)的關(guān)系，如圖5所示。

圖5 含聚質(zhì)量濃度與熱洗清淤參數(shù)的關(guān)系Fig．5 The relationship between polymer concentration and therm alwashing dredging parameters

綜上所述，不同季節(jié)地溫條件下含聚質(zhì)量濃度與熱洗清淤參數(shù)的關(guān)系可以發(fā)現(xiàn)，在熱洗水量較低時(shí)，高含聚采出液淤積物的清淤時(shí)間相比更長(zhǎng)。隨著熱洗水量的增加，當(dāng)熱洗水量大于10 m3/h時(shí)，可以看出不同含聚質(zhì)量濃度淤積物的清淤時(shí)間變化不大，幾乎相當(dāng)。

3 結(jié)論

(1)對(duì)于集輸管道的熱洗清淤，在最低熱洗水溫條件下，不同集油半徑對(duì)應(yīng)的最小熱洗水量不同。在年季節(jié)最高地溫時(shí)，集油半徑100～500 m對(duì)應(yīng)的熱洗水量為3 m3/h，集油半徑500～800 m對(duì)應(yīng)的熱洗水量為5 m3/h。在年季節(jié)最低地溫時(shí)，集油半徑100～300 m對(duì)應(yīng)的熱洗水量為3 m3/h，集油半徑300～600 m對(duì)應(yīng)的熱洗水量為5 m3/h，集油半徑600～800 m對(duì)應(yīng)的熱洗水量為8 m3/h。

(2)熱洗水溫及熱洗水量對(duì)清淤時(shí)間的影響，研究表明，熱洗水溫在65～70℃內(nèi)增加熱洗清淤效率最明顯。在不同熱洗水溫的工況條件下，熱洗水量在5～10 m3/h內(nèi)增加時(shí)，熱洗清淤效率最明顯。

(3)對(duì)不同含聚質(zhì)量濃度采出液對(duì)應(yīng)的集輸管道中淤積物進(jìn)行清洗時(shí)，在低熱洗水量的條件下，高含聚質(zhì)量濃度采出液的淤積物清洗時(shí)間相對(duì)更長(zhǎng)。隨著熱洗水量的增加，不同含聚質(zhì)量濃度淤積物的清洗時(shí)間幾乎相等，沒(méi)有明顯變化。說(shuō)明對(duì)于熱洗水量較大時(shí)，可以忽略含聚質(zhì)量濃度引起的清淤時(shí)間變化。

［1］張學(xué)佳，紀(jì)巍，康志軍，等．三元復(fù)合驅(qū)采油技術(shù)進(jìn)展［J］．杭州化工，2009，39(2):5-8．Zhang Xuejia，JiWei，Kang Zhijun，etal．Progress of ternary composite flooding technology［J］．Hangzhou Chemical Industry，2009，39(2):5-8．

［2］魏立新，龐仁山，諸葛祥龍，等．三元復(fù)合驅(qū)集油管道淤積規(guī)律試驗(yàn)研究［J］．新疆石油地質(zhì)，2012，33(6):741-743．Wei Lixin，Pang Renshan，Zhuge Xianglong，etal．Experimental study on composite round three component compound flooding pipeline sedimentation［J］．Xinjiang Petroleum Geology，2012，33(6):741-743．

［3］王志華．高凝原油管道輸送蠟沉積規(guī)律實(shí)驗(yàn)研究［J］．特種油氣藏，2006，13(5):91-93．Wang Zhihua．Experimental study on wax deposition in pipeline transportation of highly viscous crude oi1［J］．Special Oil and Gas Reservoir，2006，13(5):91-93．

［4］劉剛，陳雷，張國(guó)忠，等．管道清管器技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀［J］．油氣儲(chǔ)運(yùn)，2011，30(9):646-653．Liu Gang，Chen Lei，Zhang Guozhong，et al．Development status of pipeline pigging technology［J］．Oil＆Gas Storage and Transportation，2011，30(9):646-653．

［5］羅一菁，張忠智，趙樹(shù)英，等．聚合物驅(qū)采油污水處理研究進(jìn)展［J］．石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào)，2003，16(1):9-13．Luo Yijing，Zhang Zhongzhi，Zhao Shuying，et al．Progressive research of treatment for sewage produce from polymer flooding displacement［J］．Journal of Petrochemical Universities，2003，16(1):9-13．

［6］陳海波．原油集輸管道結(jié)蠟規(guī)律及PIG清管技術(shù)研究［D］．大慶:東北石油大學(xué)，2012．

［7］高宏亮．綜合清防蠟技術(shù)在吐哈油田應(yīng)用效果分析［J］．中國(guó)科技博覽，2010(34):317-318．Gao Hongliang．Analysis on the application effect of comprehensive paraffin removal technology in Tuha oilfield［J］．China Science and Technology Expo，2010(34):317-318．

［8］趙福麟．防蠟劑與清蠟劑［J］．石油鉆采工藝，1988，10(1):81-86．Zhao Fulin．Paraffin inhibitor and paraffin remover［J］．Oil Drilling＆Production Technology，1988，10(1):81-86．

［9］鄭延成，李克華．防蠟劑與清蠟劑的研究概況［J］．石油與天然氣化工，1992，21(3):175-177．Zheng Yancheng，Li Kehua．Study on paraffin inhibitor and wax removal agent［J］．Chemical Engineering of Oil and Gas，1992，21(3):175-177．

［10］陳玉英，劉子聰．化學(xué)清防蠟劑在百色油田的應(yīng)用［J］．化學(xué)清洗，1996，12(4):15-18．Chen Yuying，Liu Zicong．Application of chemical paraffin inhibitor in Baise oilfield［J］．Chemical Cleaning，1996，12(4): 15-18．

［11］張厚順．北三臺(tái)油田微生物清防蠟技術(shù)研究［J］．遼寧化工，2011，40(7):769-770．Zhang Houshun．Study on the technology of paraffin removal and control ofmicroorganisms in the North Third oil field［J］．Liaoning Chemical Industry，2011，40(7):769-770．

［12］曹懷山，譚云賢，王磊，等．大蘆湖油田微生物防蠟技術(shù)［J］．油田化學(xué)，2010，27(1):12-15．Cao Huaishan，Tan Yunxian，Wanglei，et al．Microbialwax control technology in DaLu Lake oil field［J］．Oilfield Chemistry，2010，27(1):12-15．

［13］石勇，姜蘭，雷琦，等．微生物防蠟技術(shù)的研究與應(yīng)用［J］．化學(xué)工業(yè)與工程技術(shù)，2009，30(1):17-20．Shi Yong，Jiang Lan，LeiQi，et al．Experimental investigation ofmicrobialwax prevention and its application［J］．Journal of Chemical Industry＆Engineering，2009，30(1):17-20．［14］劉揚(yáng)，司明林，魏立新，等．低溫集輸管道沉積速率及熱洗周期的確定與分析［J］．科學(xué)技術(shù)與工程，2010，10(10): 2456-2458．Liu Yang，Si Minglin，Wei Lixin，et al．Determination and analysis of deposition rate and heat washing period of low temperature gathering and transportation pipeline［J］．Science and Technology and Engineering，2010，10(10):2456-2458．

(編輯王戩麗)

Thermal Cleaning to Remove Sediment of Oil Gathering Pipeline between Wellhead and Metering Room

Li Xinyang，Wei Lixin，Zhang Wei
(School of Petroleum Engineering，Northeast Petroleum University，Daqing Heilongjiang 163316，China)

With the implementation of the three oil recovery technology，although polymer flooding technology improves the oil recovery，it also brings new challenges to crude oil processing and gathering．High return pressure of oil gathering pipelinewas caused by wax deposition of polymer flooding pipeline．Study was carried out on the heat cleaning of the polymer flooding gathering pipeline between the wellhead and the metering room after shutdown the well．The effects of heat washing water quantity，hot wash water temperature and different concentration of polymer on the dredging time were studied under different oil gathering radius．Itwas found that the hotwash water temperaturewasmore obvious in the range of65～70℃，which was calculated by the theoretical formula．When cleaning different polymer concentration pipelines，in the low water conditions，cleaning time of produced liquid with high concentration polymer was relatively longer．With the increase of heat washing water，there was no obvious change in the cleaning time of the sedimentwith different concentration．

Polymer flooding;Sediment dredging pipeline;Heatwashing;Heatwashing parameters

TE39

A

10．3969/j．issn．1006-396X．2017．04．016

1006-396X(2017)04-0085-05

2017-03-09

2017-03-23

李欣洋(1992-)，男，碩士研究生，從事油氣田地面工程研究;E-mail:836677011@qq．com。

魏立新(1973-)，男，博士，教授，從事油氣田地面工程優(yōu)化與節(jié)能降耗技術(shù)研究;E-mail:weilixin73@163．com。