黃輝榮，虞維超，唐藝寧，梁平，王大慶，孫曉波

1 重慶科技大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，重慶 401331

2 國家石油天然氣管網(wǎng)集團(tuán)有限公司油氣調(diào)控中心，北京 100013

3 重慶相國寺儲氣庫有限公司，重慶 401120

0 引言

經(jīng)過多年的開采，常規(guī)油氣資源日益枯竭，人們逐漸將目光轉(zhuǎn)向稠油等非常規(guī)油氣資源的勘探開發(fā)中，以滿足經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展的需要。然而，稠油因重組分含量高，致使其具有較高的凝點和黏度，流動性差。在原油輸送過程中，隨著沿線輸送溫度的降低，稠油中的蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重組分析出沉積在管壁上，使得管輸效率降低，甚至堵塞管道，給管輸安全帶來巨大威脅，已成為制約稠油安全、高效輸送的關(guān)鍵技術(shù)瓶頸，亟待解決[1-2]。

實現(xiàn)稠油高效輸送的關(guān)鍵在于改善稠油的流動性[3]。目前，改善稠油流動性的方法較多，主要包括加熱、電場、摻稀、乳化、添加化學(xué)降黏劑等[4]。傳統(tǒng)的加熱輸送能夠改善稠油的流動性，但該方法能耗高、投資大[4]；電場對稠油雖有一定改性效果，但該方法受稠油中重金屬粒子、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量、含水量等多因素的影響，改性效果不穩(wěn)定[5-7]；乳化輸送不僅需要敷設(shè)摻液管線投資較大，且后期存在脫水難、成本高的問題[8-10]；添加化學(xué)降黏劑輸送受稠油組成、剪切歷史和熱歷史影響，普適性較差，推廣時有一定的局限性[11-13]；摻稀輸送因其對稠油降黏效果好，操作過程簡單等特點，在國內(nèi)外學(xué)者中引起了廣泛關(guān)注[14-16]。在國外，Dehaghani[17]等人詳細(xì)探討了稠油與工業(yè)溶劑、氣體冷凝物以及石腦油分別摻混后的黏度變化規(guī)律，建立了不同溶劑與稠油摻混后的黏度預(yù)測模型。Fakher[18]等人基于自主研發(fā)的摻稀溶劑，研究了溶劑類型及濃度對稠油黏度的影響，結(jié)果表明稠油中瀝青質(zhì)含量是影響稠油黏度的關(guān)鍵因素，溶劑對瀝青質(zhì)的溶解效果越好，則溶劑對稠油流動性的改善效果越好。在國內(nèi)，唐道明[15]等人基于稠油與不同輕質(zhì)原油摻混后的黏度變化規(guī)律，采用遺傳算法建立了摻混原油的黏度預(yù)測模型，實現(xiàn)了不同摻混條件下混合原油黏度的預(yù)測。郭長會[16]等人則研究了稠油和稀油摻混比例對摻混原油輸送能耗的影響，建立了關(guān)聯(lián)輸送能耗與摻稀比的數(shù)學(xué)模型，實現(xiàn)了稀油摻混量與輸送能耗之間的定量描述。綜上，在稠油摻稀輸送中，學(xué)者們重點探討了溶劑類型、摻混比例等對摻混稠油黏度的影響，獲得了不同摻混條件下?lián)交煸宛ざ鹊淖兓?guī)律，但在這些研究中，對摻混稠油在輸送過程中的沉積規(guī)律關(guān)注較少。

基于此，本文采用小型沉積實驗裝置，系統(tǒng)研究稀油類型、攪拌速率、摻混比例、沉積時間等對摻稀稠油沉積過程的影響，獲得不同條件下?lián)较〕碛统练e物質(zhì)量的變化規(guī)律；采用四組分法分析沉積物的組成，揭示引起摻稀稠油沉積物質(zhì)量變化的機理，厘清摻稀稠油宏觀參數(shù)與沉積規(guī)律的內(nèi)在聯(lián)系，以期為摻稀稠油沉積規(guī)律的研究奠定基礎(chǔ)，為稠油摻稀輸送工藝參數(shù)的確定提供理論指導(dǎo)。

1 實驗材料及實驗方法

1.1 實驗材料

本文選取了一種稠油和兩種稀油作為試驗油樣，油品取自中石油新疆某油田，稀油及稠油的基礎(chǔ)物性參數(shù)如表1 所示。從表中可以看出，稠油中蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量明顯高于1#、2#和3#稀油。對比析蠟點、密度和黏度發(fā)現(xiàn)，稠油的析蠟點、密度以及黏度均較大，且隨著溫度的降低，稠油黏度顯著增大(圖1)。

圖1 稠油及稀油黏溫曲線圖Fig. 1 The viscosity-temperature curves of heavy oil and light oil

表1 原油組分表Table 1 The composition of crude oil

1.2 實驗方法

本文采用小型沉積實驗裝置探討油壁溫差、剪切速率、摻混比例、沉積時間等對沉積質(zhì)量和沉積速率的影響。小型沉積實驗裝置由循環(huán)水浴、冷指筒、冷指、攪拌器等幾部分組成(圖2)。循環(huán)水浴包括外部循環(huán)水浴和冷指循環(huán)水浴兩部分，水浴內(nèi)通過去離子水控制冷指筒及冷指的溫度。根據(jù)現(xiàn)場實際生產(chǎn)條件，本實驗選定油溫30 ℃，冷指溫度10 ℃作為實驗條件。實驗細(xì)節(jié)如下:將稠油及稀油60 ℃的水浴中恒溫4 h以消除熱歷史；將消除熱歷史的稠油及稀油油樣按照實驗所需的體積比進(jìn)行摻混，并將摻混好的油樣放到60 ℃的水浴中備用；提前啟動沉積實驗裝置的外部循環(huán)水浴，確保冷指筒內(nèi)溫度達(dá)到30 ℃，將油樣倒入筒中；啟動冷指循環(huán)水浴，當(dāng)冷指溫度為10 ℃時，將冷指放入冷指筒中開始實驗；達(dá)到相應(yīng)的沉積時間后，將冷指取出并刮取沉積物進(jìn)行稱重。

圖2 沉積實驗裝置示意圖Fig. 2 Schematic diagram of deposition experimental equipment

依據(jù)規(guī)范SY/T 7550-2012《原油中蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量的測定》對沉積物的組成進(jìn)行分析。測試時，首先根據(jù)瀝青質(zhì)不溶于正庚烷、溶于甲苯的特點，采用正庚烷將瀝青質(zhì)與蠟和膠質(zhì)分離，通過甲苯溶解瀝青質(zhì)，最后除去溶劑即可獲得沉積物的瀝青質(zhì)含量；借助氧化鋁色譜柱、脫蠟溶劑苯—丙酮混合物，以冷凍結(jié)晶法獲得沉積物的蠟含量；最后，通過差減法獲得沉積物中的膠質(zhì)含量。

析蠟點依據(jù)規(guī)范SY/T 0545-2012《原油析蠟熱特性參數(shù)的測定 差示掃描量熱法》進(jìn)行測定。測試時，將消除熱歷史的樣品用細(xì)針浸入到液體坩堝中，樣品量約為8 mg。將裝好樣品的坩堝放置到儀器中(TA200)，將其從80 ℃降溫至-20 ℃，降溫速率為5 ℃/min。當(dāng)實驗結(jié)束后，通過樣品的熱流曲線即可獲得析蠟點。

2 實驗結(jié)果及討論

2.1 稀油組成及摻混比例對沉積規(guī)律的影響

稠油在進(jìn)行摻稀輸送時，稀油的種類及摻混比例是影響稠油輸送的關(guān)鍵因素?；诖?，本節(jié)主要探討稀油類型及摻混比例對摻混原油沉積規(guī)律的影響，結(jié)果如圖3—圖5 所示。

圖3 不同摻混比例下稠油-1#稀油沉積物質(zhì)量隨時間變化Fig. 3 The varation of the sediment quality of heavy oil-1# light oil with time under different mixing ratios

圖4 不同摻混比例下稠油-2#稀油沉積物質(zhì)量隨時間變化Fig. 4 The varation of the sediment quality of heavy oil-2# light oil with time under different mixing ratios

圖5 不同摻混比例下稠油-3#稀油沉積物質(zhì)量隨時間變化Fig. 5 The varation of the sediment quality of heavy oil-3# light oil with time under different mixing ratios

從圖3 中可以看出，對于稠油和1#稀油配制的摻混原油，其沉積規(guī)律主要呈現(xiàn)出3 點變化:一是在相同摻混比例下，隨著沉積時間增加，沉積物質(zhì)量增大。以摻混比例為1:3(稠油:1#稀油)時的實驗體系為例(圖3a)，在無攪拌條件下，當(dāng)沉積時間為1 h時，沉積物質(zhì)量為1.1 g；當(dāng)沉積增加到3 h，沉積物質(zhì)量快速增長，達(dá)到1.8 g；隨著沉積時間進(jìn)一步增加，沉積物質(zhì)量繼續(xù)增大，但增速放緩，在5 h和7 h時分別為2.0 g，2.1 g；當(dāng)沉積時間達(dá)到9 h時，沉積物質(zhì)量增長到2.3 g。施加攪拌后，沉積物質(zhì)量也呈現(xiàn)出與無攪拌體系(稠油:1#稀油=1:3)相同的變化規(guī)律，即在沉積時間為1 h時，沉積物質(zhì)量為0.8 g；增加沉積時間，沉積物質(zhì)量分別增加到1.4 g(3 h)，1.6 g(5 h)；當(dāng)沉積時間達(dá)到9 h，沉積物質(zhì)量為1.9 g(圖3b)。二是隨著稀油摻混比例的增加，摻混原油沉積物質(zhì)量逐漸減小，在實驗條件下，稠油與1#稀油摻混比例為1:4 時，沉積物質(zhì)量出現(xiàn)最小值。以稠油和1#稀油摻混體系為例，在無攪拌，沉積時間為9 h條件下，摻混比例為1:2 時的沉積物質(zhì)量為2.8 g；增加稀油摻混量，沉積物質(zhì)量從2.8 g降低到2 g(稠油:1#稀油=1:4)。施加攪拌后，在沉積時間為9 h，沉積物質(zhì)量也從2.2 g(稠油:1#稀油=1:2)減小到1.6 g(稠油:1#稀油=1:4)，呈現(xiàn)出與無攪拌體系相同的變化趨勢。三是在相同沉積時間及摻混比例下，施加攪拌摻混原油體系沉積物質(zhì)量要明顯小于無攪拌體系。從圖3a中可以看出，在無攪拌，沉積時間為9 h，摻混比例為1:2 時，沉積物質(zhì)量為2.8 g。施加攪拌后，在相同沉積時間以及摻混比例下，沉積物質(zhì)量降低到2.2 g(圖3b)。

進(jìn)一步分析2#稀油及3#稀油與稠油配制的摻混原油也獲得了與1#稀油相同的沉積規(guī)律。值得一提的是，對比1#、2#、3#摻混原油在相同沉積時間、相同摻混比例、有攪拌或無攪拌條件下的沉積物質(zhì)量發(fā)現(xiàn)，1#稀油與稠油配制的摻混原油沉積物質(zhì)量最小(9 h，100 rpm，摻混比例為1:4 時，沉積質(zhì)量為1.6 g)，3#稀油與稠油配制的摻混原油沉積物質(zhì)量最大(9 h，100 rpm，摻混比例為1:4 時，沉積質(zhì)量為1.9 g)，2#稀油與稠油組成的摻混原油沉積物質(zhì)量在兩者中間。

2.2 攪拌速率及沉積時間對沉積規(guī)律的影響

稠油在摻稀輸送過程中，稀油類型及摻混比例確定后，流體流速即是影響沉積過程的關(guān)鍵要素。在2.1節(jié)中詳細(xì)探討了沉積時間，摻混比例以及稀油類型對摻混原油沉積規(guī)律的影響。為此，本節(jié)以稠油與稀油摻混比例為1:3 時的摻混原油為研究對象，通過改變攪拌速率模擬不同流速對摻混原油沉積質(zhì)量的影響，結(jié)果如圖6 所示。

圖6 不同沉積物質(zhì)量隨時間變化圖Fig. 6 Variation of sediment quality with time

從圖6a中可以看出，對于單一稠油體系，在無攪拌，沉積時間為1 h和9 h時，沉積物質(zhì)量分別為2.4 g和4.4 g；施加200 rpm的攪拌后，稠油體系在9 h時的沉積物質(zhì)量顯著降低，分別為1.6 g(1 h)和2.9 g(9 h)。對于1#稀油與稠油組成的摻混原油，在無攪拌條件下，沉積時間為1 h時的沉積物質(zhì)量為1.1 g；施加100 rpm的攪拌后，沉積物質(zhì)量降低到0.8 g；當(dāng)攪拌速率增加到200 rpm時，沉積物質(zhì)量降低到0.6 g。增加沉積時間到9 h時，1#稀油與稠油組成的摻混原油體系沉積物質(zhì)量也從無攪拌時的2.3 g(9 h)降低到200 rpm時的1.5 g(9 h)。對于2#稀油、3#稀油與稠油組成的摻混原油體系，沉積物質(zhì)量也呈現(xiàn)出1#稀油摻混體系相同的變化規(guī)律，即在相同沉積時間下，隨著攪拌速率的增加，沉積物質(zhì)量減少。此外，對比摻混原油體系與單一稠油體系在相同攪拌速率下的沉積物質(zhì)量發(fā)現(xiàn)，摻混原油體系的沉積物質(zhì)量顯著小于單一稠油體系，且1#稀油摻混體系沉積物質(zhì)量降低幅度最大，在攪拌速率為200 rpm，沉積時間為9 h時，摻混原油沉積物質(zhì)量從單一稠油體系的2.9 g分別降低到1.5 g(稠油:1#稀油=1:3)，1.6 g(稠油:2#稀油=1:3)，1.8 g(稠油:3#稀油=1:3)。

2.3 摻混原油沉積機理討論

摻混原油在不同條件下沉積物質(zhì)量呈現(xiàn)出不同的變化趨勢，究其根本是沉積過程發(fā)生了改變。首先，對于相同摻混原油體系，摻混原油沉積物質(zhì)量隨著沉積時間增加而增加，其原因在于:在實驗條件下(油溫30 ℃，壁溫10 ℃)，冷指壁面溫度低于析蠟點(析蠟點15 ℃)，摻混原油中的蠟分子首先析出沉積在冷指上形成初始的沉積層；沉積層的存在為摻混原油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重組分的黏附提供了有利條件。隨著沉積時間的增加，冷指筒與冷指壁面上蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重組分存在濃度差，越來越多的重組分?jǐn)U散沉積到冷指上，使得沉積物質(zhì)量快速增大。延長沉積時間，沉積層老化以及膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的富集，致使沉積物中蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量進(jìn)一步增大[19-20](圖7)。

圖7 稠油-1#稀油中不同沉積物組分含量隨時間變化圖Fig. 7 Variation of different sediment components in heavy oil-1# light oil with time

增大稀油摻混比例，沉積物質(zhì)量逐漸降低，其原因主要在于兩方面:一方面，對于單一稠油體系，其蠟等重組分含量較高，析蠟點較高(15 ℃)，而稀油則因其重組分含量較少，析蠟點較低(表1)。在同等溫度下，析蠟點越低，析出的蠟分子越少，沉積物生成速率越慢，沉積在冷指壁面上的沉積物也較少，反映到宏觀上即隨著稀油摻混比例增加，摻混原油體系析蠟點降低(圖8)，沉積物質(zhì)量減小[21](圖3—圖5)。另一方面，當(dāng)稀油和稠油以一定比例摻混后，稀油對稠油起到了稀釋作用，此時單位體積內(nèi)的蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)濃度均降低。在相同沉積條件下，體相與冷指壁面間重組分的濃度差較小，形成的初始沉積層質(zhì)量減少，擴(kuò)散到冷指上的重組分也較少，因此沉積物質(zhì)量減小，且摻混的稀油比例越大，摻混原油體系的沉積物質(zhì)量下降越多。

圖8 不同摻混比例下?lián)交煸臀鱿烖cFig. 8 Wax appearance temperature of crude oil under different blending ratios

當(dāng)摻入不同類型稀油后，摻混原油沉積物質(zhì)量存在差異則是受稀油組成的影響。對于1#稀油，其蠟、膠質(zhì)以及瀝青質(zhì)含量較低，當(dāng)摻入到稠油中，摻混原油析蠟點降低的最多，因此在相同摻混比例及沉積條件下，1#稀油和稠油配制的摻混原油沉積物質(zhì)量最小；3#稀油蠟、膠質(zhì)以及瀝青質(zhì)含量在3 種稀油中最高，與稠油配制的摻混原油析蠟點也較高，因此在相同摻混比例及沉積條件下，沉積物質(zhì)量最大。2#稀油介于兩者之間，摻混原油的沉積物質(zhì)量也介于1#稀油和3#稀油之間(圖3—圖5)。而不同攪拌速率下，摻混原油體系呈現(xiàn)出的沉積物質(zhì)量變化則是因為對摻混原油體系施加攪拌后，由于油流的剪切剝離作用，致使沉積物質(zhì)量減少，且攪拌速率越大，剪切作用越強，沉積物質(zhì)量也越小[3]。

3 結(jié)論

本文基于小型沉積實驗裝置，研究了稀油類型、攪拌速率、摻混比例、沉積時間等對摻稀稠油沉積過程的影響，獲得了以下幾點主要結(jié)論:

(1)隨著沉積時間增加，單一稠油及摻混原油沉積物質(zhì)量增大；當(dāng)沉積時間達(dá)到5 h后，沉積物質(zhì)量增長速度放緩。施加攪拌會使得摻混原油體系沉積物質(zhì)量減小，且攪拌速率越大，沉積物質(zhì)量越小，攪拌產(chǎn)生的剪切剝離作用是導(dǎo)致沉積物質(zhì)量減小的主要原因；

(2)對于3 種摻混油樣，在相同沉積時間及攪拌速率下，稠油和1#稀油配置的摻混油樣沉積物質(zhì)量最小，3#稀油摻混油樣沉積物質(zhì)量最大，2#稀油摻混油樣介于兩者之間；

(3)隨著稀油摻混比例的增加，摻混原油沉積物質(zhì)量逐漸減少。揭示了稀油摻混比例與沉積物質(zhì)量變化的內(nèi)在聯(lián)系:稀油摻混比例增加，單位體積內(nèi)的重組分分子濃度減少，摻混原油析蠟點降低，沉積物質(zhì)量減少，推薦將摻混原油析蠟點作為稠油摻稀輸送的重要工藝參數(shù)加以考慮。