重质原油管道输送
石油资源经过多年开发后,中轻质原油储蚤在不断减少。因此, 需要加快开发其它的石油资源。如开发海上油田, 油砂, 特别是重点开发稠油和沥青资源。但是, 由于稠油的粘度大, 比重大,含天然乳化剂多, 给开发和集输带来许多的技术问题。
“稠油”，也称“重油”，是一种非常规石油资源。世界稠油资源极为丰富，据有关资料表明，全世界稠油地质储量约1 万多亿吨，远远超过了常规原油的储量。稠油、常规原油和天然气地质储量分别占全球油气资源总量的53%、25% 和22%。目前，我国已在全国12 个盆地中发现70 多个稠油油田，形成了辽河油田、新疆油田、胜利油田、河南油田以及海上油区等多个稠油开发生产区，稠油年产量已占全国原油总产量的近14%。随着稠油开采量的增加，输送问题也越来越突出。由于稠油的密度大、黏度高、流动性差，如何实现经济、安全、稳定地管输，困难很大。输送稠油时管路的压降大，泵送设备也比输送低黏度的常规原油要大得多，这就大大增设备也比输送低黏度的常规原油要大得多，这就大大增加了原始基建投资及维护和运行费用。为了合理地开发利用巨大的稠油资源，适应稠油产量的不断增长，必须解决许多复杂的技术和经济问题，寻求更经济、有效并安全可靠的稠油输送方法。
稠油管输困难很多，其主要原因有以下几个方面：一是输送遭遇的摩阻大。由于稠油含有较多的重质有机组分，黏度非常高，在运动时不仅与管壁之间产生的摩擦很大（其摩擦阻力的大小还与输油管尺寸和管内壁粗糙程度有关），而且由于管流截面上流速不同的原油壁粗糙程度有关），而且由于管流截面上流速不同的原油微团之间存在着相对运动，这种运动产生的内摩擦力（即剪切应力）也非常大。
二是流动性变动大。稠油中蜡含量一般也较高，具有较高的凝固点，随着温度的降低，蜡晶逐渐析出、聚集和胶凝成空间网状结构，使原油的流动性大大降低。
由于上述原因，在对稠油进行长途管输时沿程压力损失大。如果不进行特殊工艺处理，所需的压力是泵站无法达到的。
目前，一些石油管输公司围绕以上几个方面的问题都在进行有关的基础理论研究，如原油流变学、原油改性机理、复杂非稳态流动与传热模拟技术等基础理论。
稠油管道输送技术的发展，实际上正是有赖于这些基础理论研究的新突破。本文主要介绍了加热输送、掺稀输送等重油输送技术。 1. 加热输送
加热输送是最传统、应用最广泛的输送工艺。委内瑞拉从1955 年就开始使用加热方法输送重质原油，我国的原油管道也多为热油管道。原油管道加热多采用直接式加热炉，加热炉效率超过90 %。近年来电伴热法的应用也越来越广泛，与传统热载体法相比，具有热效率高、温度可调节范围大、装配简单、适应性强、容易实现自动化运行等优点。电伴热法在印尼苏门答腊的扎姆鲁得油田已成功应用多年，国内多用于干线解堵、管道附件和油气集输管线。
加热方法一般常用直接火焰加热器来加热原油，加热器烧的是天然气或燃料油。近些年来，电伴热法应用得越来越广泛。电伴热法与热载体法相比，其优点是：不需要装备热载体往返用的伴管；可以在较大的范围内调节温度；可以间歇加热，沿管线可以有不同的加温强度；热效率高；适应性强，惯性小，容易实现自动化运行；结构紧凑，金属材料用量少；装配简单。加热方法最大的缺点就是当管线温度降至环境温度时，经常会发生凝管事故。加热输送是非常有效的降低重质原油粘度的方法，但其本身存在油品输送温度高、能耗大、工艺流程复杂等固有缺点。随着其他输送技术的研究和应用，加热输送管道有逐渐减少的趋势，其他能耗低、效果更好的输送工艺替代。 2. 稠油改质输送
改制输送的原理是：在原油输送之前，通过炼化加工的方法，充分改变原油的成分构成，从而加强原油的流动性能，进而最终提高长输管道的输送原油方面的操作弹性。一般来说，改质输送法主要有脱蜡改质法、加氢裂化改质法、离子溶液改质法以及综合物理场改质法等。
张博等利用高温高压反应釜研究了自制油溶性有机镍盐作为催化剂的稠油水热裂解反应,考察了催化剂的加入量、反应温度、反应时间和加水量对催化水热裂解反应前后稠油黏度、族组成的影响,优选出最佳改质降黏反应条件,在此条件基础上,对改质降黏反应前后稠油元素进行分析。结果表明,与未添加催化剂的相比,在反应温度为240℃、加水量30%的体系中,添加0.1%的过渡金属有机酸镍催化剂,反应24 h后
稠油的黏度下降明显,沥青质含量下降1.4%,胶质含量下降5.0%,芳香分含量增加3.5%,饱和分含量增加2.9%[5]。
法国提出加氢降粘裂化法。在油田进行加压加氢处理, 使原油粘度降至可用管线输送, 并在下游炼厂用普通炼油方法加工。这样打破了以往采用传统的单纯物理降粘法, 可节省各种降粘措施费, 方便生产。
离子溶液改质法 金属铁离子和钼离子溶液改善稠油的性质, 其目标在于降低原油黏度, 改善原油品质(降低沥青质和硫的含量, 提高API 重度), 提高油在油藏中的流动能力。其中, 铁离子和钼离子的质量浓度分别为10 %和2 %, 在容积为500 mL 的间歇反应器中与稠油均匀混合, 温度为673 K , 反应时间4 h 。墨西哥湾稠油的API 重度从12.5°上升到20°, 运动黏度在288.75 K 从15 416cSt降至136.63cSt,沥青质的质量含量从28.65 %降至10.82 % , 硫的含量从5.14 %降至2.16 %。强化蒸馏的馏分体积从48 %提高到71.2 %。沥青质和胶质的转化分别从16.81 %降至13.8 %, 从28.85 %降至10.82 %, 提高了芳香烃和饱和烃的含量。氮的总含量约降低20 %, 即从780 ×10-6 降至633 ×10-6[6]。
物理场（磁场、气压处理、电场等）对油流的作用可改变含蜡高黏原油的流变性。依据这一原理，前苏联研究人员在离心泵出口管线上安装了一个磁筒对油流进行加磁作用，其结果使输油管的通过能力平均增加10%～15%，水力摩阻系数从0.0291下降到0.026。此类技术还处于实验室研究和矿场试验阶段. 3. 加剂输送
加剂输送法涉及到降凝剂、降粘剂、减阻剂、乳化剂以及稀释剂等几个方面。 稠油的化学降粘剂可以用于降低特定温度及状态下稠油的黏度,提高输送量和输送速度,从而降低管道输送的能耗。目前国内外主要应用的化学降粘方法主要有井下水热催化裂化降粘、表面活性剂降粘、油溶性降粘剂降粘和降凝剂降粘。国外最多报道的基本都是降凝剂降粘,而国内钻井采油主要采用井下水热催化裂化降粘。管道输送使用的有表面活性剂降粘和油溶性降粘剂降粘。目前,油溶性降粘剂的研制主要集中于以不饱和酯类为基体的二元和三元共聚物的开发方面。合成这类油溶性降粘共聚物的出发点是考虑到稠油中胶质和沥青质的化学结构。
减阻剂(DRA) 对流体的减阻作用是英国的汤姆斯于一九四七年偶然发现的。在石油工业领域减阻剂最初是应用于降低压裂用流体的摩阻损失。含有60 0W P P M 减阻剂的煤油减阻率为80 %。六十年代末减阻剂的研究取得了很大发展, 七十年代初减阻剂应用于管道输送原油的研究获得了突破, 一九七九年美国阿拉斯加管道首次将大陆公司生产的C D Re 1 01 减阻剂应用于工业生产使输油土艺向前迈进了一大步。
稀释剂 在有稀油源的油田, 轻油稀释降粘, 具有更好的经济性和适应性采用此种方法大规模地开采稠油时, 选用的稀释剂必然是稀原油, 因为稀原油来源广泛, 可提供的数量大, 因此也带来一些问题。首先, 稀原油掺入前, 必须经过脱水处理, 而掺入后, 又变成混合含水油, 需再次脱水, 这就增加了能源消耗;其次, 稀原油作为稀释剂掺入稠油后, 降低了稀油的物性。稠油与稀油混合共管外输时, 增加了输量,并对炼油厂工艺流程及技术设施产生不利影响;此外, 鉴于稠油与稀油在价格等方面存在的差异,采用掺稀油降粘存在经济方面的损失。因此, 高粘原油加烃类稀释剂进行降粘集输, 并非完善的方法, 应综合考虑其经济性、可行性, 必要时可采用别的更好的方法。
掺稀降黏技术的降黏效果较好，实现了常温条件下的稠油输送，而且停输期间不会发生凝管事故。输送稀油的管线可以直接用来输送混合油，张荣军等［4］对塔河油田超深层稠油掺稀降黏效果的影响因素进行研究能适应油田生产的需要实验结果表明:掺稀比例和稠、稀油黏度差等因素都会影响降黏的效果.当稠油与稀油以体积比1∶1混合后, 稠油黏度下降幅度较大, 降黏率一般大于95%.现场试验表明, 各种掺稀降黏工艺管柱及工艺均能适用于塔河油田不同开采方式、不同含水情况下油井的正常生产, 工艺的普适性较好.塔河油田深层稠油油藏掺稀降黏效果明显, 投入产出比为1∶7。 在我国辽河高升油田的稠油中, 掺入1 3 的稀油量, 50 ℃时粘度由2 ～ 4 Pa·s 降为150 ～ 200mPa·s 。
稠油掺稀输送方法已在加拿大、美国、委内瑞拉和我国得到了广泛的应用。 乳化剂 国内外对高粘原油掺水乳化降粘已进行了几十年的开发研究。本世纪 60 年代初己有关于稠油乳化降粘技术的专利发表，而将此技术首次用于油田现场试验是在 60 年代末期。在 20 世纪 60 年代，Simon 在井筒中注入表面活性剂，使
高粘原油由 W/O型转变成 O/W 型乳状液，从而提高采油效率并降低管输阻力。1984 年以来，加拿大的一直致力于将乳化降粘技术用于稠油开采，曾选用的降粘剂主要是烷基酚聚氧乙烯醚系列。美国加州也建立了一条掺水输送高粘原油的工业管道。 国外在采用乳化降粘对稠油进行开采和输送方面取得很大成果，产生了很好的经济效益和社会效益。我国自 20 世纪 90 年代以来，对胜利、南阳、辽河、大港等油田也相继进行了掺活性水管输高粘原油的试验，积累了许多经验，取得了初步成果。近年来，我国在采用乳化降粘对原油进行开采和输送方面取得很大进展，原油乳化降粘率达到 90%以上，并对原油乳状液的稳定性即破乳脱水性进行了研究，为实现原油乳化的常温输送奠定了技术基础。其中，华东理工大学对辽河超稠混合油进行了乳化降粘研究，加入 0.33%的药剂，在油水比 70:30 的条件下，使超稠混合油 30℃的粘度由 1414960.0mPa·s 降到其原油乳状液的粘度为 124.0mPa·s，降粘率为 99.99%，制备成常温粘度低于 200mPa·s 的稳定原油乳状液，可实现辽河超稠混合油乳化降粘的常温输送，大大降低了输油温度及节能降耗，同时还可以为制备稳定的乳化燃料油提供依据，具有重大的经济效益和社会效益。 我国的胜利油田从 20 世纪 70 年代就开始着手稠油乳化降粘技术的研究。据报道，1995 年胜利油田与山东大学合作，研制出新型乳化降粘剂 SL-Ⅱ，其室内及现场试验结果表明，该降粘剂可提高稠油采收率，具有解堵、降粘和清洗的作用[8]。 4. 水环输送
稠油管输时，原油与管壁间的摩擦以及管壁附近油层间的相互剪切是摩阻的主要组成部分。水环输送就是通过降低这部分摩阻来提高管输能力的。常温下，稠油的动力黏度是水的千倍，可见水环输送在提高输油效率方面具有非常明显的优势。此外，它还具有以下优点：输油温度较低，容易实现稠油的常温输送；油水不乳化，易分离；不需加热和保温，额外投资少。当所输原油黏度非常高时，管中形成柱塞流，其压降基本上与被输原油黏度无关。因此水环输送工艺特别适合于流变性极差且用其他工艺难以输送的高黏、高凝原油。如何保证水环的稳定性是水环输送顺利进行的关键。美国壳牌石油公司通过在室内DN50～100 管道上模拟试验，提出了水环输送边界条件，即：水油比8%～40%；黏度范围0.2～40Pa.s；总流速0.762～2.286m/s; 最长停输时间120h; 水中加药作用为缓阻、控制表面张力，防止黏壁；