含蜡原油

含蜡原油（精选7篇）

含蜡原油 篇1

世界上很多原油都是含蜡量较多的原油。当油温较高时, 原油中的蜡溶解在液态原油中, 随着温度的降低, 蜡晶开始析出, 以颗粒的形式存在于原油之中, 当油温进一步降低的时, 悬浮的蜡晶进一步增多并开始相互连接, 形成立体网络结果, 这样导致原油失去了流动性。。低温含蜡原油由于蜡晶结构的存在而具有屈服应力。

在原油输送中, 为保证管道输送的高效性, 要求管道输送时连续的流量, 避免管线随意停输。然而, 计划停输和事故停输是不可避免的。在管道停输后, 若不及时采取措施, 将会导致凝管。胶凝的含蜡原油具有固体特征, 如具有一定的弹性和结构强度。但是一旦外力超过原油的屈服应力, 原油内的蜡晶结构就被破坏, 原油重新获得自由流动的能力。因此, 为了再启动管道, 所施加的压力必须大于平常的操作压力以克服胶凝原油的胶凝强度, 即施加的压力必须大于原油的屈服应力。

屈服特性是含蜡原油重要的流变性质之一, 使用它可以表征出含蜡原油的胶凝结构强度。对含蜡原油的屈服特性进行研究, 可以使我们更加全面系统地认识含蜡原油的流变行为, 对保证输油管路安全运营具有重要的实际意义。

1 屈服应力的研究状况

屈服应力的概念最早由B i n g h a m在1919年针对粘塑性流体提出的。1958年, Houwink提出了两屈服应力模型, 以表征弹性特征的结束和粘性特征的开始, 以此划分物料的弹性特征、塑性特征和粘性特征。1990年, Kraynik针对电流变体提出了三屈服应力模型, 即表征流变性质的屈服应力有三种, 分别是弹性极限屈服应力、静屈服应力和动屈服应力。1999年, 李传宪等人对新疆胶凝原油的屈服特性进行了试验研究, 指出临界屈服应变是反映胶凝原油结构由蠕变向流动转变的参数, 可以用来判定胶凝原油是否屈服流动。尽管临界屈服应变更能表现胶凝原油的屈服特性, 但屈服应力在一定程度上能直观反映胶凝原油结构的强度, 且应用于输油管道停输再启动压力的计算也比较直接, 因此屈服应力仍不失为反映原油低温流动性的一个重要指标。

2 含蜡原油的特性

含蜡原油凝点温度较高, 且在凝点温度附近或更低的温度下, 原油析出的蜡晶大量增加, 蜡晶之间会形成三维空间网络结构, 因此, 原油会形成胶凝状态而失去流动性。含蜡原油的胶凝性质对原油的开采、集输、储存和长距离管道输送有重要影响。目前常用凝点作为原油胶凝失去流动性的判别指标, 并以此作为确定含蜡原油储存和管道输送的安全工作温度的依据;而用屈服应力作为衡量胶凝原油结构强度的大小, 并试图在原油屈服应力的基础上, 确定胶凝原油管道的停输再启动压力。

含蜡原油中的蜡在低温下结晶析出是造成其胶凝的根本原因。胶凝状态的含蜡原油有一个重要特点:具有表观屈服应力, 这是由于蜡晶絮凝形成三维空间网络结构。按照含蜡原油形成胶凝结构的原因, 把含蜡原油的胶凝分为两类, 即冷却胶凝和等温触变性胶凝。

(1) 冷却胶凝:是指随着原油温度的的不断降低, 蜡在原油中的溶解度下降, 蜡晶不断从原油中析出, 蜡晶浓度增大, 蜡晶之间的相互吸引最终形成蜡晶的空间网络结构,

(2) 等温触变性胶凝:在温度较低情况下, 经剪切变稀的含蜡原油, 在静置过程中, 由于原油的结构恢复性, 也会胶凝。

3 屈服应力概述

3.1 屈服的概念

屈服的概念最先应用于固体力学中, 指的是当对弹性材料施加外力时, 当外力小于某一值前, 只有产生可恢复的有限变形;当此外力超过某一值时, 则出现应力变化不大而应变大幅度增加的现象, 这种现象称为材料的屈服现象。

3.2 屈服应力的分类

屈服应力分为动屈服应力和静屈服应力。动屈服应力是原油由流动到停止流动的一个临界剪切应力或者是维持原油继续流动所需的最小剪切应力, 是原油内部经过破坏后不能完全恢复的残余结构的强度。静屈服应力是使经过长时间静置的原油开始流动所需的最小剪切力。

3.3 屈服应力的影响因素

3.3.1 热历史的影响

原油的热历史是通过影响蜡晶的形态和结构来影响含蜡原油的流变性的。蜡晶的结构很大程度上取决于温度和降温速率。在较高温度下, 原油中的蜡以液态形式溶解于油中。当原油温度降低到值, 蜡逐渐析出并以颗粒形式存在于液态原油中。当温度进一步降低时, 析出的蜡晶进一步增多并相互联结, 开始具有屈服应力[1]。由于原油温度降低所致的以上因素, 很容易使析出的蜡晶吸引、聚集和插叠, 形成松散的蜡晶絮凝体结构, 使原油成为结构性流体, 表现出一定的弹性。当温度低于胶凝点时, 蜡晶絮凝体发展成为整个空间网络结构, 使原油胶凝, 且温度越低, 蜡晶浓度越大, 蜡晶间的作用越强, 原油的胶凝程度也越强, 所测得的屈服应力就越大。

3.3.2 剪切历史的影响

当原油温度降低到一定时, 其内部的蜡就会析出、聚结。若再温度降低的同时施加剪切的作用, 这将会对蜡的析出, 聚结, 分散成都和排列方式造成影响, 使胶凝原油的结构及其低温流动性发生变化。当原油油样经受的剪切愈加厉害, 导致其凝点越低。这种油样一旦胶凝, 其屈服应力随温度降低而增加的越快。由于高速剪切使析出的蜡晶高度分散在原油中, 在刚开始静置降温时, 不会立即屈服应力。随着温度降低, 蜡晶进一步析出, 并与原油中原有的蜡晶相互作用, 开始出现屈服应力, 并随温度降低屈服应力迅速增大。到一定温度时, 原有的蜡晶基本形成了网络结构, 若继续降温, 则表现为屈服应力的增大与静置降温前的剪切历史关系不大。

3.3.3 静置时间的影响

李传宪等研究发现, 含蜡原油的结构强度不仅和温度有关, 还和静置时间有关, 静置时间越长, 其结构强度越大。在测试温度下, 至少恒温30分钟后其结构强度才会平缓。

3.3.4 油品组成的影响

侯磊[3]等认为含蜡原油屈服应力的本质上是因为原油中存在蜡晶结构, 并指出了含蜡量和析蜡性质对胶凝含蜡原油的屈服应力有重要影响。胶质、沥青质的存在会改变原油中蜡晶的形态与蜡晶结构, 能起到细化、分散蜡晶的作用, 降低蜡晶结构强度, 使屈服应力减小。

4 屈服应力和凝点的关系

根据石油天然气行业标准0541-1994的规定, 凝点是所测液体在所规定的测量仪器进行加热和冷却等实验条件下液体失去可以流动的性性质的最高温度。凝点测量的具体操作为:将完成热处理的油样, 装入已预热至热处理温度的凝点试管中, 装入油样大约到距离试管底部50mm处, 插入温度计, 保证温度计的水银球处在试管中油样的正中央, 再将凝点试管轻放入凝点仪中降温, 注意凝点仪所示实际温度与凝点试管温度计所示温度的温差应在15℃到25℃之间, 以此来保证实验油样的降温速率满足SY/T0541-94《原油凝点测定法》规定的“凝点测试的降温速率应控制在0.5~0.8℃/min之间”。当温度计所示温度达到预测凝点上8℃时, 将试管轻移出凝点仪, 缓慢倾斜, 观察油样流动性。若液面有流动迹象, 将凝点试管缓慢放回凝点仪中继续降温, 温度每下降2℃, 观察一次, 直至某一温度时, 试管由垂直变成水平放置后在5s内油样液面没有流动迹象, 则认为该温度为此油样在一定热处理温度下的凝点。

参考文献

[1]李鸿英, 张劲军.蜡对原油流变性的影响[J].油气储运, 2002, 21 (11) :6―12

[2]李传宪, 史秀敏.原油屈服值的测量特性, 油气储运, 2001, 20 (4) :44―46

[3]侯磊, 张劲军.含蜡原油屈服应力的研究进展及分析, 油气储运, 2005, 24 (3) :5―9

[4]侯磊, 张劲军.含蜡原油屈服特性的实验研究, 石油天然气学报, 2007, 29 (6) :99―102

[5]李传宪, 李琦瑰.胶凝原油屈服值与结构参数之间的关系, 油气储运, 2000, 19 (11) :44―46

含蜡原油固态储存及加热技术 篇2

随着我国经济的快速发展,石油需求量迅速增加,2009年我国原油进口依存度已达52%。为应对突发事件和防范石油供给风险,我国正加紧建立石油储备体系。截止2008年底,国家石油储备一期项目已全部建成,2020年以前,我国将陆续建设国家石油储备第二期和第三期项目,形成100天石油净进口量的储备规模。我国盛产含蜡原油,当利用浮顶罐储存时,由于其含蜡量较高,在常温下蜡结晶析出,原油胶凝甚至凝固。为了提高流动性,必须对罐内原油进行加热。通常在储罐底部设置管式加热器对原油进行加热。储罐中常用的管式加热器按布置形式可分为全面加热器和局部加热器,按结构形式可分为分段式加热器和蛇管式加热器[1]。

常规的储罐加热方式存在着一些弊端。如果停止对储罐供热,原油会在浮顶、罐壁和罐底所包围的内沿形成一定厚度和强度的凝油层。在恢复储罐作业时,罐壁会因罐内部原油的热膨胀而使承受额外的附加应力,还因罐顶部不同方向凝油层的厚度和强度分布不均匀造成浮顶受力不均,严重威胁储罐的安全启动[2]。此外,采用液态储存方式需要对储罐中原油间歇供热以防止原油发生凝固。一般情况下,要将储存原油温度保持在其凝点以上5~10℃,原油罐区的热能损耗占据总能耗的很大比例[3]。并且即使储罐的所有的内壁都覆盖上绝热层,还会有相当一部分热量从管壁四周散发出去,造成加热费用的极大浪费。同时,当原油采用液态储存时,不可避免地会出现污染性气体的释放和油泥的沉积。

如果使含蜡原油在储存状态下保持固态或者胶凝状态,在其储存期间不对其加热,而只在收发油时向油罐供热,就能在储存过程中节省大量燃料费用。本文引进并阐述含蜡原油固态储存所采用的储罐及顶部加热技术,采用该技术能够快速融化原油并且有效地消除加热过程中管壁所受的附加应力,实现含蜡原油的节能与安全储存。

1 含蜡原油固态储存评价

含蜡原油的固态储存使原油在储存过程中保持固态或胶凝状态,在储罐中呈现凝油块。相对于液态储存的原油,固态储存具有以下特点:

(1)在储存过程中储罐发生较小的裂缝或者轻微损坏,原油一般不会发生泄漏。即使发生泄漏,也不会造成大面积的漏油。如果海上储罐发生损坏,泄漏的原油会成块状漂浮于海面,而不会扩散开来污染海水,能够将事故的危害程度降至最低。

(2)能够保持原油组分的均匀,不存在油品轻组分的挥发和重组分的沉降,避免原油品质的降低以及油泥的沉积,减少在储存过程中的蒸发损耗。

(3)固态原油块与储罐构成一个刚性体,具有足够的强度,抵抗风暴、洪水和地震等自然灾害。

(4)在储存过程中不需要对原油进行加热和搅拌的操作,储罐的维护较容易,可以节省燃料和电力,降低储存费用。

(5)由于固态储存不会造成原油轻组分挥发,爆炸的危险性不存在,储罐的火险等级降低,从而使得储罐间的安全距离可以相应缩减,减少了土地浪费,增加土地利用率。

2 储罐顶部加热装置结构与原理

2.1 地上浮顶储罐加热装置

图1装置适合于建造在地面上的浮顶储罐[4],浮顶罐侧壁1建造在坚硬地基上,浮顶3漂浮于原油2的油面上。顶部加热器4安装在浮顶3的下方,由浮顶支撑,与一对伸缩管5连接。采用蒸汽伴热方式,蒸汽从供应管6通过伸缩管5流入,经排出管7排出储罐,其加热面积能够覆盖整个储油上部空间。管口10自浮顶3向下延伸至浮顶与顶部加热器4之间的储油空间中,以方便原油的装卸。管口10与阀门12相连,通过伸缩管11与收发油管道13相连。当阀门12关闭时,液态原油能够泵送至储罐外部。

当需要卸油时,首先开启顶部加热器4加热储罐上方原油,然后开启混合器8使得加热熔化后的原油充分混合。当上部原油呈现足够流动性时,通过伸缩管道11和管道13将液态原油泵送至储罐外。也可以向储罐中进油(阀12关闭)。随着储罐内油面的不断下降,浮顶3随之下降,使得顶部加热器4能够继续对原油进行加热,从而源源不断将加热熔化的原油泵送至储罐外。

2.2 地下储罐加热装置

2.2.1 地下储罐顶部加热常规方式

如图2所示,该装置适合于建造在软弱地基上的地下浮顶储罐。该储罐主要由四个装置构成,即雨水排出装置(15、16、17、18)、海水出入装置(12、13、14)、收发油装置(7、8、9、10)和加热装置(4、5、6、20)[4]。与图1所示地上储罐相比,最主要区别在于其浮顶3的位置基本不发生垂直位移,并且储罐内壁有电加热层,原油下方有海水垫层。电加热层的主要作用体现在收发油过程中,加热储罐内壁周围的凝油以降低凝油块与壁面的摩擦力,电加热层也可以用低摩阻材料的覆盖层来代替,例如聚四氟乙烯或环氧树脂。海水垫层与海洋相连通,主要用于承担固态原油的重量以及控制油面位置。

当向储罐中进油时,顶部加热器4周围海水首先被加热至原油倾点10°C以上。然后将温度大致与其相同的原油通过管道10、阀门9和管口8注入浮顶下方的储油空间。为了减少原油与海水的混合,原油最好以水平方向注入储罐。此时,控制阀13保持开启状态。随着储罐中原油数量的增多,凝油块下移逐渐将下方海水通过海水出入装置置换出储罐,最后达到与海水相平衡的位置。

储罐侧壁的高度要合适,以防止出现潮水时海水漫过其顶部。可以通过控制阀13调整储罐下层海水量控制油面。浮顶上积累的雨水可以通过排水泵16排至外部,或通过排出管18排至底部海水垫层。

当进油过程结束,关闭控制阀13,防止出现海面出现潮水或者波浪从而对储罐中原油带来影响。储罐中原油温度开始逐步降低,并逐渐凝固。最后,储罐中原油全部降至倾点以下,变成胶凝状的原油块,适合长时间稳定安全储存。

当需要将长时间储存的固态原油释放出来时,首先开启控制阀13以及两个加热器。电加热层对储罐内壁附近的固态原油加热使其液化,顶部加热器来加热浮顶下方的凝油。当浮顶下方顶部加热器附近原油呈现足够的流动性时,利用发油装置(7、8、10)将原油泵送至储罐外部。由于一部分原油被输送至罐外,储罐内部原油质量减少。海水就会在水压作用下涌入储罐下层空间。此时,储罐内表面处原油也被加热至液态,凝油块与罐壁的摩擦力大大减小,随着海水垫层的不断上升,就将凝油块顶向储罐上层空间。原油油面上升至顶部加热器附近继续被加热。利用这种方式,当加热器的加热液化的原油数量与泵输送的数量相平衡时,原油就以合适的流量源源不断地被输送至储罐外部。在整个发油过程中,原油的油面基本保持在相同的位置,浮顶的垂直位移非常有限。

当需要向储罐中注入原油时,首先打开控制阀13,然后开启电加热层和顶部加热器加热储罐中原油使之部分熔化。然后,加热到倾点以上温度的原油从进油装置(8、9、10)注入到储罐中。凝油块由于上方压力向下层移动。最后与海水达到平衡。然后关闭加热器和电加热层,当原油需要在固体状态下储存较长时间时,关闭控制阀13。

2.2.2 地下储罐顶部加热改进方式

地下储罐顶部加热改进装置如图3所示[5],其加热储油原理与图2基本相同,不同之处在于该装置能够有效地防止收发油过程中原油蒸汽的散失。该装置包含4个腔室,其中腔室15和腔室14用来收集油蒸汽,腔室16中充满水,利用水封使得腔室15中的油蒸气无法散失到大气中,只能通过管道17进入腔室14中,自阀21和管口22送至处理装置。此外,浮顶与储罐侧壁采用滚轮20接触,减少浮顶垂直移动时与罐壁的摩擦。

2.3 海上储罐顶部加热

图4表示海上储罐加热装置[6],储罐被锚固于海底或者系泊在陆地或防波堤上。海上储罐由侧壁1和浮顶3构成,下部与海水7相连通,没有底部。顶部加热器4安装在浮顶下方。收发油管道6的管口伸至储罐上部中心位置处。

当加热的液化原油经收发油装置(5、6)注入储罐中。由于海水原油比重不同,注入储罐的原油将一定数量的海水置换出储罐。随时间原油温度逐渐降低,最后完全凝固,以固态形式在储罐中长期储存。

当需要发油时,安装在储罐内壁面的电加热层9启动,加热与储罐内表面接触的原油,使得凝油块与储罐内壁的摩擦力大大降低。同时,顶部加热器开始加热液化油块的上部。随着发油持续进行,海水不断涌入储罐下部,在海水的压力下凝油块逐渐上升,使得顶部加热器能够继续加热,这样将原油不断输送至储罐外。

3 结论

含蜡原油高凝点的特性使其在常温时由于蜡晶析出,呈现胶凝态或者固态。生产上为了方便操作、减少事故发生,通常需要对油品进行间歇加热,使其在储罐中保持液相,然而采用该方法储存含蜡原油耗资巨大且存在安全隐患。

含蜡原油的固态储存及其配套顶部加热技术,能够使含蜡原油在收发油时快速融化。与液态储存相比,由于不存在间歇供热,可以有效地降低燃料消耗,降低储油成本,还能彻底消除由于加热油品而引起的罐内超压现象,有效提高凝油加热过程中的储罐安全性。

应该立足我国储备原油特点和储备库建设等实际情况,借鉴国外储罐固态储存与顶部加热技术,研究并形成安全经济的原油储存关键技术,为储备库的安全经济运行提供可靠的技术保障。

摘要：我国盛产含蜡原油,其高凝点的特性给储存带来诸多困难。常规液态储存方式采用间歇供热,该方式能量消耗巨大,还会产生一些安全问题。介绍一种含蜡原油储罐顶部加热技术,解决常规加热技术中存在的安全和能量浪费问题,利用与之相适应的储罐固态储存含蜡原油,只需要在收发油时向储罐中供热,就能快速恢复作业,实现节能与安全储存。

关键词：含蜡原油,固态储存,顶部加热,节能,安全

参考文献

[1]郭光臣,董文兰,张志廉.油库设计与管理[M].北京:中国石油大学出版社,2006,171.

[2]王红菊,王晓梅,石蕾.浮顶油罐降温储存高凝原油[J].油气储运,2007,26(12):12-15.

[3]彭国庆.原油储罐的热能消耗分析及控制措施[J].油气储运,2001,20(5):49-52.

[4]Tanaka H.Method of storing heavy hydrocarbon oil andvessel therefore.US,4230138[P].1980.

含蜡原油输送管道的再启动保护 篇3

科特油田由两个油藏组成, 钻探试验取得的油样评价表明, 某些油井的原油倾点高达24 ℃, 用模型管道测得0 ℃时的屈服值高达120 Pa。

由于科特原油的含蜡特性, 以及受输送管道和增压泵的限制, 制定了提供给海尔德A平台原油的性能要求, 最高倾点定为0 ℃, 0 ℃时测得的最大屈服值为16.8 Pa。

受原油产量的限制, 不可能在管道启动之前进行广泛的降凝剂室内实验。不过, 已筛选出一种有效的降凝剂, 但需要的添加量大, 处理成本高。

1984年荷兰大陆石油公司首次从科特油田生产原油。为了研究可靠的方法和步骤, 以定量蜡的严重影响程度, 以及研制可使管道系统在最低成本下安全运行的降凝剂, 该公司制定了一个实验室计划。该计划主要集中于仪器和方法的研究, 使实验室测定的原油倾点和屈服值能代表和反映管道系统内原油的实际物性。这种方法一旦确定, 便能评价卖方提供的或者室内研制的各种降凝剂, 以确定最有效的廉价药剂。

2 试验方法的研究

2.1 倾点

以倾点来表示含蜡原油的特征, 以及热历史对结果的影响已有广泛的报道。在此项研究中, 处理前后原油的倾点是用修改后的ASTM-D97试验方法来确定 (该方法中修改了油样的预热温度) 。标准方法要求试验期间 (在降温之前) 将试样加热至46 ℃。修改后的试验方法是将试样重新加热至现场原油可能受到的最热温度, 一般是油藏温度或加热炉 (处理器) 温度。根据室内和现场对大量原油的测定, 包括科特原油在内, 可以相信, 修改后的方法更能精确地指示现场条件下的倾点。

对科特油而言, 油藏温度约为70 ℃, 平台处理温度为74 ℃。因此, 在修改后的方法中, 试样被加热至74 ℃, 持续2 h, 然后冷却, 直至凝固, 确定其倾点。在平台上 (用地层原油) 和试验室对标准的和修改后的试验方法进行了比较。在平台上试验时, 用取自74 ℃的原油作为就地热油试样, 然后冷却, 直至凝固。这样总是得出最低的倾点, 这种倾点称为“实际倾点”。

试验前, 如果将这些试样中的一部分降至环境温度, 然后重新加热至46 ℃, 通常会测得较高的倾点。另一方面, 如果在实验前将冷却至环境温度的一部分试样重新加热至74 ℃, 便得到与实际倾点相近的结果。

室内实验是在荷兰和美国两地进行的, 同样的温度影响甚至比平台上观察到的更明显。试样被运送上岸及至美国的过程中, 经历了较大的温度变化。对试样进行了大范围的预热温度试验, 然而, 只有当试样被重新加热至现场温度时, 所测得的结果才与用地层原油测得的“实际倾点”相近。

2.2 屈服点

为了能预测管道系统所需的再启动压力, 原油的屈服点或胶凝强度比其倾点更为有用, 不足之处是缺少标准的工业测试方法, 而且需要48 h或更长的测试时间, 所需的原油用量也较大。

原油的屈服值由浸泡在温控水域中的模型试验管道测定。最初的试验和方法研究在俄克拉荷马州庞克城Conoco研究发展中心的模拟管路上进行, 管道直径25.4 mm, 长3.05 m。然后建立了同样的第二条模拟管路。建立第二条模拟管路是为了就地监控和实施屈服值特性的测试, 同样避免运送大量试样到美国, 节省了时间和费用。从技术观点看, 将第二条模拟管路就地安装在平台上是非常理想的, 但由于受场地和人力的限制而未实施。

研究计划进行到6个月, 建立了第三条模拟管路, 其直径6.17 mm, 长16 m, 目的是从这条与工业上规模相近的模型管道得到对比数据。

对测试变量, 如预加热温度、冷却速率、剪切速率和测试温度等影响的研究, 证实了其他人所报道的一般趋势和观察结果。这些变量对科特原油也很重要。此外, 不可能标定模型管路, 因为文献中几乎没有报道过相似条件下从现场管道系统和室内模拟管路测得的屈服值和再启动压力数据。另外, 不可能得到标定模型管路所需的同样液体测试试样。现场模拟数据相当少并不奇怪, 即使从室内得到数据相当容易, 含蜡原油管道的操作人员并不愿意关闭几天或数周去做这种实验, 不仅是由于产量减少而降低收益, 若原油形成阻碍流动的胶凝结构, 还要冒不能再启动的风险。

最后, 选取的测试条件最接近模拟现场原油所处的条件。

对11家药剂商推荐的降凝剂进行了倾点和屈服值的性能评定。由于降凝剂只对特定原油有效, 故在推荐之前, 每个厂家都用其产品对科特原油进行了试验。

所做的最后评定是在未处理原油中加入一个已知量的药剂, 按Conoco公司研究的方法测量倾点和屈服值, 改变降凝剂浓度使之满足性能要求。最后选取了Conoco公司的Gelstop78降凝剂。科特和洛格混合油的处理最有效。为了达到0 ℃时的倾点和0 ℃时所测的屈服值为16.8 Pa的要求, 在科特和洛格混合油中只需体积浓度为0.000 2～0.000 25的添加剂 (在单一的科特原油组分中需0.000 325～0.000 4) 。为了确定温度对原油屈服值的影响, 模型管路除了在0 ℃测试外, 还在3、6、9 ℃进行了测试, 以确定降凝剂处理方案的安全边界和观察海底温度季节性变化的影响。

两条直径不同的模型管路测得的结果在此屈服值范围 (19 Pa) 吻合得很好。在更高的屈服值范围 (如未处理原油的屈服值) , 小直径模型管路比大直径模型管路测得的屈服值高2～3倍。冬季最低海底温度为3～6 ℃, 夏季为9～12 ℃。6 ℃时的屈服值比0 ℃的屈服值低一半多;9 ℃时的屈服值再小一半, 故处理到3 ℃, 即低于当时的海底温度, 应该是达到一定的界限了。

3 系统停输

一艘长166 m的瑞典轮船在一次台风中失控, 大风和巨浪驱使该船漂向海尔德和黑尔姆平台, 该船在输送管道处下沉, 之后不久管压突然下降, 管道被迫停运。台风过后的第三天, 调查船证实, 失事船的残骸正横卧在管道线路上。

当管道停运时, 科特-海尔德管段内的原油含0.000 142的降凝剂。据估计, 海水温度为6～7 ℃。

从荷兰SGS试验室搜集的历史平均数据可以看出, 科特和洛格混合油的屈服值在6 ℃时预测为11.5 Pa。再启动压力由下式计算:

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式中 P——再启动压降, MPa;

Y——屈服值, Pa;

L——管道长度, km;

D——管道内径, mm。

科特—海尔德管道长20.4 km, 直径286 mm, 预计再启动压力为3.3 MPa。

4 系统的再启动

修复管道用了24天, 在失事船残骸两端将管道截断, 另敷设一段新管旁路连接。重新再启动管道并严密监测压力读数。泵启动10 min后, 科特平台上最高出口压力为3.6 MPa, 管道终端的相应表压为0.2 MPa。故启动时, 管道上的最大压降为3.4 MPa, 这与预计的启动压力值3.3 MPa非常相近。

用处理过的原油将停输期间管内的原油替换出来, 并以此作为试样, 用两种模型管路——荷兰SGS试验室大直径模型管路和Conoco研究发展中心小直径模型管路进行了测试。模型管路测得结果一般都有一定的差别, 不过, 在此屈服值范围内, 这些数据表明两条模型管路给出的结果相差不大。此外确定了再启动压力应在2.1～3.5 MPa范围。

5 结论

降凝剂可有效地用于输送含蜡原油管道的再启动保护。在科特管道非计划停输期间采用了这种处理方法, 这是由于它能防止原油凝固, 使原油迅速重新流动, 不超过原油的再启动压力。然而, 降凝剂只对特定的原油有效, 故应仔细地进行筛选。

含蜡原油添加降凝剂输送技术研究 篇4

目前中国所生产的原油大多是含蜡原油, 而这种原油的凝点高且在低温状态下的流动性差, 甚至在常温的情况下也长保持着凝固的状态, 但这种凝固的状态对于原油的管理输送常常带来不便, 为了解决这种管输的不便, 只有对原油的流动性进行改进和优化。目前的管输含蜡原油的改进技术有很多种, 其中的加化学剂的输送技术所具有的设备简单、经济效益显著、适用范围广的特点使其备受大众的重视, 对于所添加的化学剂有很多种但主要是降凝剂和减阻剂, 而在解决常温状态下的含蜡原油的输送问题中通常所采用的就是添加降凝剂的方式。

2 降凝机理的研究

2.1 降凝剂的概念

降凝剂是含蜡原油的添加剂, 主要是为了降低含蜡原油的凝固点。以便达到改善含蜡原油在常温状况下的流动性, 进而可以提高含蜡原油的输送效率, 增加其所带来的经济效益。

2.2 降凝机理

降凝剂是一种油溶性高分子有机化合物或聚合物, 随着含蜡原油的不断被开采出来, 降凝剂对原油的降低凝固点的作用被人们所利用, 研制出来了各种各样的降凝剂。现在吸附理论、成核理论、共晶理论就是降凝剂的主要降凝机理。

2.3 在含蜡原油中添加降凝剂后的实践情况

为了改变蜡的状态, 达到降低含蜡原油的凝固点, 改变含蜡原油在常温状态下的流动性能, 因此就在原油中添加降凝剂。这种添加降凝剂的方法已然成为一种趋势并且也在工业中得到广泛的应用。而在国内这种技术的应用实例也很容易被找到。

钟荆线中添加的是国内生产的EVA;在马惠宁线中添加的是C8806、C8361;在中洛线、花格线、濮临线等中都有运用添加剂。而在法国、英国、印度、澳大利亚等国中都有运用这种技术。可见添加降凝剂的技术在国内国外都有广泛的应用而且取得了不错的效果。

2.4 存在的问题

虽然在原油中添加降凝剂对于原油的低温流动性能有很大的改善, 但是无不否认的是它同时也存在一些急需解决的问题。在选择与原油相合适的降凝剂时, 因为不同半径的管道中油流所受的剪切速率的不一样, 所以在确定加了降凝剂的原油的管输过程中所受的的剪切历史就很难确定。

2.5 影响流动性的因素

在含蜡原油中添加降凝剂主要就是为了降低含蜡原油的凝固点, 改善含蜡原油在低常温状态下的流动状况。这种方法的重点是筛选出与原油匹配的降凝剂, 确定加剂处理温度和加剂处理浓度, 除此之外, 还要研究剪切作用等对流变性的影响。

加剂含蜡原油的管输流变性的影响因素概括来说就是原油的族组成、降凝剂的结构以及上文所说的原油的管输过程中所受的剪切历史、热历史等。

2.6 原油族的影响

原油是一种包含多种组成的混合物, 主要成分就是碳和氢以及一些其他的微量元素。

2.7 降凝剂的结构

长链烷基和极性基团这是降凝剂分子的主要构成, 而降凝剂对原油的流变性的影响因素主要:长烷基链的长度以及其碳素分布等。

以上的这些因素都是可以影响含蜡原油的流变性, 但是含蜡原油的本省特性才是最主要的影响因素。

2.8 目前在含蜡原油中添加降凝剂技术情况

基于降凝剂技术所具有的优点可以看出, 在目前甚至是未来很长一段时间里, 在含蜡原油中添加降凝剂的技术依然是解决含蜡原油高效安全的输送的主导方式。

含蜡原油中添加降凝剂的技术的现在状况:

(1) 在技术日趋成熟便利的基础上不断增加应用范围。

(2) 对于此项技术的研究也在日星月异且从未停止。

(3) 对于添加降凝剂技术的基础内容的研究更为注意。

3 所需解决的问题

在我国, 大庆油田所开采的原油在全国所占的比重是很大的, 但是就降凝剂的改进效果而言, 还是有很大的改进效果, 而东北油田所开采出的原油在成分上的一些特殊性对降凝剂的要求更高, 因而添加降凝剂的改进难度会更大, 但实际情况确实目前并没有刻意满足东北的含蜡原油在管输方面要求的降凝剂。

近年来, 我国虽然自己也在大量开采原油但是同时也在不断的从国外进口原油, 这些进口原油的大部分的流动性都高于国内的含蜡原油。将国内外的两种原油进行混合虽然在输送技术上不存在很大的困难, 但是却会在一定程度上降低炼制产品的质量。

因而针对目前面临的以及可能会面临的问题, 为了促进这项技术的进一步发展, 需要解决以下问题:

(1) 降凝剂技术最根本的就是其降凝机理, 因而为了降凝剂技术的进一步发展, 需要更多的对降凝机理进行研究和发展, 得到新的发现。这是一项长期的工作, 需要持之以恒的坚持。

(2) 万物都是不断变换的, 而问题也会随着研究的不断深入而浮现出来, 因而, 现有的降凝剂虽然可以解决现有的问题, 单并不能保证它依然可以使用于以后, 故而, 对于降凝剂还需要不断研究。

4 结语

我国原油大多数是属于含蜡原油, 而含蜡原油所具有的高凝结点以及低温状态下的流动性差的特点在给原油的管理运输方面多造成不便, 而在原油中添加降凝剂会降低其凝结点, 提高其流动性。

摘要：目前我国所产的原油大多属于高含蜡原油, 这种含蜡原油的凝点高并且在低温状态下的流动性差, 由于含蜡原油的这种特殊性, 所以在运输方面存在很大的不便。本文通过对含蜡原油添加降凝剂的降凝机理的研究与探讨, 向读者展示加剂综合处理输送的好处。

关键词：含蜡原油,降凝剂,降凝机理

参考文献

[1]王自强.三塘湖原油外输管道降凝输送工艺研究[D].东北石油大学, 2011.

[2]任兴发, 骆涛.浅析管道输油工艺降凝剂降凝技术革新[J].科技创新导报, 2012, 29:47.

[3]李传宪, 付晓慧, 杨飞, 窦鑫.剪切历史对添加降凝剂含蜡原油胶凝结构特性的影响[A].中国化学会·中国力学学会流变学专业委员会.流变学进展 (2012) ——第十一届全国流变学学术会议论文集[C].中国化学会·中国力学学会流变学专业委员会:, 2012:4.

含蜡原油 篇5

原油热输的经济温度系指生产运行中热力消耗与动力消耗之和的最小值所对应的原油加热温度, 即输油出站温度。根据不同的情况, 准确的计算出经济出站温度的数值就成了生产中遇到的问题。由于含蜡原油经济出站温度受管径、管长、输油量、地温、油品粘度等参数的影响, 所以不同管线有不同的经济温度, 同一条管线随季节不同也有不同的经济温度。基于上述原因, 建立一个计算出站温度的数学模型对正常的生产实践而言就显得至关重要。

2 含蜡原油的流变性随温度的变化

在工程实用的温度范围内, 大体可把含蜡原油的流变性归纳为三种流体类型, 即牛顿流体类型、假塑性流体类型和屈服-假塑性流体类型。

(1) 牛顿流体类型

当含蜡原油的温度较高时, 如T>T凝+ (10～15℃) (T-油温, T凝-原油凝点) , 原油中的蜡晶颗粒基本上全部溶解, 成为假均匀溶液, 实验证明:原油的流动性符合牛顿内摩擦定律。其特点是:一旦受到外力作用就开始流动。

(2) 假塑性流体类型

当含蜡原油的温度在某一温度范围时, 如T凝+ (2～4℃)

(3) 屈服-假塑性流体类型

当含蜡原油的温度继续下降时, 油温在凝点附近或者更低, 如T

3 经济出站温度模型的建立

整个管道加热输送的费用主要包括电力费用和热力费用两个方面, 在满足管道输油任务及安全输送的前提下, 使得费用最省的出站温度就是模型要能够得出的结果。本模型以管路的单位能耗费用为目标函数, 来确定两个相邻加热站之间的经济出站温度。对于整个管道而言, 利用该模型也就能够求出任何一个加热站的经济出站温度。

4 所需参数的确定

4.1 原油的密度与相对密度

油品在标准状态下的密度可由实验测定或在有关手册上查到。相对密度是某物质一定体积的质量与4℃时同体积水的质量之比。

4.2 原油的粘度

关于原油和成品油的粘温特性都是在实验测定的基础上, 总结其经验关系式,

粘温指数关系式为

式中υ1、υ2—温度在T1、T2时的油品的运动粘度, m2/s

u—粘温指数, 1/℃

4.3 管道周围介质温度T0的确定

对于架空管道, T0就是周围大气的温度。对于埋地管道, T0则取管道埋深处的土壤自然温度。T0是随地区、季节变化的, 各加热站间可能不同。设计热油管道时, 至少应分别按其最低及最高的月平均温度计算温降及热负荷。T0值应从气象资料上取多年实测的平均值。

4.4 管道总传热系数K的确定

工程实践上常采用反算法计算已经正常运行的热油管道的K值, 根据我国东北、华北及华东地区管道的运行实践, 在中等湿度的粘土及沙质粘土地段, 反算K值的范围如下:

参考文献

[1]杨筱蘅.输油管道设计与管理[M].东营:中国石油大学出版社, 2006.

[2]刘坤, 杨静.对原油管道最低出站油温的控制分析[J].管道技术与设备, 2006, 2 (25) :8-10.

含蜡原油加剂降凝降粘实验研究 篇6

关键词：降凝剂,降粘剂,作用机理,实验研究

我国绝大多数原油属于高凝原油和稠油, 据统计, 含蜡量高于10%的原油产量约占全国原油总产量的90%, 胶质沥青质含量较高的稠油产量约占原油总产量的7%。目前, 我国对高凝原油及稠油的开采和集输主要采用传统的热力方法, 这种方法消耗大量的能量。因此, 系统地研究含蜡原油对常用流动改进剂的感受性, 进而采用复配技术筛选评价具有十分重要的意义。

1 加剂降凝降粘的作用机理

1.1 降凝的作用机理

关于降凝剂的作用机理至今尚无定论, 一般认为, “降凝剂改变了原油中蜡晶的形态和习性, 从而改善了原油的低温流动性能。”比较公认的理论有共晶理论与吸附理论。共晶理论认为:降凝剂分子有与石蜡分子相同的和不同的结构部分, 与石蜡系统相同的部分为烃链 (非极性基团) , 可与石蜡共晶;而与石蜡不同的部分 (极性基团) , 则阻碍蜡晶进一步长大。吸附理论认为:降凝剂将原油中的蜡晶中心吸附在其周围, 阻止进一步析出蜡晶结合, 使其不与轻组分一起形成三维网状凝胶结构, 从而降低了原油的凝固点, 而达到了改善流动性的目的。

1.2 降粘的作用机理

关于降粘机理, 有学者提出了高分子表面活性剂的高分散作用;还有学者从胶体流变学出发, 提出利用氢键的形成以及常温下化学反应改变胶质的形态, 使蜡晶、胶质聚集, 形成轻馏分油包蜡晶、胶质, 以改变原油均相分布为非均相胶体, 降低连续相粘度, 利于原油流动性改善的构想。张付生、王彪根据红外光谱和X衍射原理提出降粘剂分子借助强的形成氢键能力和渗透、分散作用进入胶质和沥青质片状分子之间, 部分折散平面重叠堆砌而成的聚集体, 使引起原油高粘度的由胶质、沥青质以氢键结合形成的平面重叠堆砌聚集体的结构变得松散、有序程度降低, 从而起到降粘作用。

2 含蜡原油加剂的实验研究

2.1 验仪器及样品

2.1.1 实验仪器

所用实验仪器为HAAKERS600旋转流变仪, 恒温水浴, 试管, 盛油用的玻璃瓶, 搅拌器。

2.1.2 样品配制

(1) 取得某采油一厂原油样品。

(2) 取得已知密度的降凝降粘剂样品。

(3) 配制加剂10PPM、20PPM、60PPM和80PPM的原油样品。

2.2 试验方案

将不加剂原油和加入不同剂量的降凝降粘剂原油加热至原油中蜡晶全部溶解, 再按一定方式降温, 使降凝降粘剂在原油降温析蜡过程中发挥作用。在不同温度下分别取样, 测定改性原油的凝点、表观粘度、剪切速率、剪切应力, 绘制流变曲线及粘温曲线从而得出反常点及析蜡点, 并根据实验数据绘制表格得出流态方程。从而得出加入多少剂量的降凝剂的降凝效果最好。

3 实验数据处理

3.1 不加剂原油

采用Haake RS-600流变仪测量一厂原油流变性, 当油温从60℃降至40℃时, 原油始终处于牛顿流体状态, 其粘温特性如表1。

实验结果表明:一厂原油的析蜡点为45℃, 反常点为40℃, 60℃~45℃之间。

3.2 原油加剂10PPM

将一厂原油油样加入降凝剂, 加剂量为10PPM, 采用RS-600流变仪测量一厂原油流变性, 当油温从60℃降至33℃时, 原油始终处于牛顿流体状态, 处于牛顿流体的温度范围至少降低了7℃, 且低温时的动力粘度明显降低, 其粘温特性如下表2所示。

实验结果表明, 一厂原油加剂10PPM后, 反常点为33℃, 降低了至少7℃, 析蜡点为40℃, 降低了5℃, 低温 (40℃) 时的动力粘度降低了25%。

3.3 原油加剂20PPM

将一厂原油油样加入降凝剂, 加剂量为20PPM, 采用RS600流变仪测量其流变性, 实验结果表明:当油温由70℃降至30℃时, 原油始终处于牛顿流体状态, 反常点为30℃, , 析蜡点为38℃, 与不加剂比较, 反常点降低了10℃, 析蜡点降低了7℃, 低温 (40℃) 粘度降低了33%, 其粘温特性如表3所示。

3.4 原油加剂60PPM

将一厂原油油样加入降凝剂, 加剂量为60PPM, 采用RS600流变仪测量一厂原油流变性, 实验结果表明:当油温从60℃降至33℃时, 原油始终处于牛顿流体状态, 反常点为33℃, 与不加剂比较, 降低了7℃, 析蜡点为40℃, 降低了5℃, 且低温时的动力粘度明显降低, 与40℃时的动力粘度相比较, 降低了20%, 其粘温特性如表4所示。

3.5 原油加剂80PPM

将一厂原油油样加入降凝剂, 加剂量为80PPM, 采用RS600流变仪测量其流变性, 实验结果表明:当油温由70℃降至33℃时, 原油始终处于牛顿流体状态, 反常点为33℃, , 析蜡点为38℃, 与不加剂比较, 反常点降低了7℃, 析蜡点降低了7℃, 低温时的粘度降低, 与40℃时不加剂原油相比下降了20%, 其粘温特性如表5所示。

3.6 不同情况下的凝点

不同情况下的凝点值见表6

4 结论

对不同的降凝剂和不同的原油, 目前还没有一个可参考的最佳加剂量的标准, 都需要通过实验测定分析决定。在本实验研究中, 由表6可以看出, 当加剂20PPM时, 原油的凝点降低得最多, 为11℃。因此对降凝作用, 最佳加剂量为20PPM。

由表7可以看出, 加剂原油在低温时, 粘度降低比较明显, 随着温度的升高, 粘度降低的幅度越来越小;当温度达到一定值时, 粘度几乎不再降低。

这是由于在低温时, 原油中的胶质、沥青质容易析出, 使原油的粘度增大;根据张付生、王彪根据红外光谱和X衍射原理, 加入的降凝降粘剂分子借助强的形成氢键能力和渗透、分散作用进入胶质和沥青质片状分子之间, 部分拆散平面重叠堆砌而成的聚集体, 使引起原油高粘度的由胶质、沥青质以氢键结合形成的平面重叠堆砌聚集体的结构变得松散、有序程度降低, 从而起到降粘作用。因此低温时的降粘效果比较明显。

而当温度较高时, 胶质、沥青质溶解在原油中, 以液体的形式存在, 对原油粘度的影响不大, 所以, 再加入降凝降粘剂, 效果并不明显, 甚至粘度没有什么变化。

在同一温度下, 加不同剂量的降凝降粘剂, 粘度降低幅度也不一样。如表2, 粘度降低随加剂量的变化趋势一样, 变化幅度不大, 且在加剂量为60PPM时, 粘度降最大。

实验说明, 降粘作用与加剂量有关, 且不是加剂量越大越好, 也存在着一个最佳加剂量。

这是由于当加少量降粘剂时, 所有的降凝降粘剂分子借助强的形成氢键能力和渗透、分散作用进入胶质和沥青质片状分子之间, 部分拆散平面重叠堆砌而成的聚集体, 使引起原油高粘度的由胶质、沥青质以氢键结合形成的平面重叠堆砌聚集体的结构变得松散、有序程度降低, 起到降粘作用。

当达到一定量时, 降凝降粘剂分子刚好充满胶质和沥青质片状分子间隙, 这也就是最佳加剂量。

再继续加降凝降粘, 降凝降粘分子就分散在原油中, 由于降凝降粘都是高分子就结构, 所以此时, 不但起不到降粘作用, 反而会使粘度增加, 但影响不是太大。

在本实验中, 对降粘作用, 最佳加剂量为60PPM。

表8分别列出了各原油样品的析蜡点和反常点, 可以看出加剂原油的析蜡点和反常点比不加剂原油都有所降低;而在加不同剂量的降凝降粘剂时, 析蜡点和反常点的变化不大。

综上所述, 综合考虑降凝降粘, 最佳加剂量为20PPM。

参考文献

[1]李娜.油添加降凝剂输送研究[D].西南石油学院, 2004.

[2]张付生, 王彪.复合型原油降凝降粘剂EMS的研制[J].油田化学, 1995 (02) :117-120.

[3]EL-Camel M, Ghuiba F M.EL-Batanoney M H, Gobiel S.Synthesis and Evaluation of Acrylate Polymers for Improving Flow Properties of Waxy crude Oils.Jour2nal of Applied Polymer Science, 1994 (01) :9~19.

[4]梁发书, 李建波等.稠油降黏剂的室内研究[J].石油与天然气化工, 2001 (20) :87~89.

[5]王彪, 张怀斌等.一种新型原油降凝剂的研究[J].石油学报, 1998 (02) :97~102.

含蜡原油 篇7

通过实验,研究了在恒定加剪切速率加载方式条件下,3种含蜡原油W/O型乳状液的屈服特性,并根据实验结果总结提出了屈服应力与体积含水率之间的关系式。

1实验

1.1实验仪器及实验样品

实验仪器主要有德国HAAKE公司生产VT550流变仪,实验使用其同轴圆筒测量系统。流变仪配备的C35程控水浴控温精度为0.1℃,用于制备乳状液的搅拌器是由德国IKA公司生产的RW20强力、数显型搅拌器,转速范围为(0—2 400)r/min。

实验所用的3种含蜡原油的物性如表1所示。为确保实验数据具有重复性和可比性,对实验油样进行了预处理以消除原油对经历历史“记忆”效应。具体操作方法是将盛有油样的磨口瓶放入水浴内,静置加热至80℃,并恒温2h,使瓶内原油借助于分子热运动达到均匀状态,随后在室温条件下静置48 h以上,作为实验的基础油样。

相同温度下,乳状液的流变性质除与分散相的表观黏度、连续相的表观黏度、分散相体积分数等这些形成乳状液的物料本身性质有关外,还与乳状液的形成条件直接相关。Camy等人[16]研究过配制条件对乳状液物性的影响,认为搅拌时间、搅拌速率都可以对乳状液的流变性质造成影响;随着搅拌时间的延长,W/O型乳状液的表观黏度将上升。Ronningsen[17]研究表明,延长搅拌时间或者增大搅拌速率,均导致分散相液滴直径减小,使其分布更均匀,从而使乳状液的表观黏度增加;而搅拌强度(搅拌时间、搅拌速率)也是乳状液体系输入能量的表征,直接关系到乳状液体系的稳定性。除此之外,配制温度、加水方式等因素都影响乳状液的流变性质。

由于影响含蜡原油自身流变性的实验因素众多,同时乳状液的流变性质还受若干配制条件的制约,致使含蜡原油乳状液流变性测量结果的条件性很强。因此研究在确定的乳状液配制条件下进行,也就是说,不考虑乳状液的配制条件对其流变性的影响。

为能够获取稳定的W/O型含蜡原油乳状液,经过反复试验来确定乳状液的配制条件。研究所用原油均为高含蜡原油,当温度降至析蜡点温度以下时会有蜡晶析出。如果乳状液的配制温度选择在析蜡点温度以下,搅拌时的剪切作用可能破坏已形成的蜡晶结构,影响流变性测量结果的可对比性。因此,配制温度选在原油的析蜡点温度以上。而温度越高,乳状液稳定性越差。究其原因,首先是温度的升高导致原油的黏度降低,相同剪切速率作用下分散相受到的剪切强度下降,不利于分散相分散;其次是温度的升高导致分散相液滴体积膨胀,界面膜变薄,抗机械强度降低,体系稳定性下降。研究乳状液的配制温度是综合考虑上述两种因素确定的。3种W/O型原油乳状液配制条件如表2所示。

1.2实验方案

考虑到屈服应力具有依时特性,不同的加载方式,屈服应力大小不同,现采用在恒定剪切速率加载方式下,研究其凝点附近温度、胶凝状态W/O型含蜡原油乳状液的屈服特性。屈服应力的确定一般可分为直接方法和间接方法[18]:前者是直接识别实验数据来确定;后者是通过对实验数据的拟合或者外推来确定。现采用前者。将配制好的新鲜乳状液装入流变仪的测量筒内并恒温5min,然后以0.5℃/min的降温速率静冷至凝点附近的测量温度,静置恒温40min使胶凝结构充分形成后以恒定剪切速率模式进行测量。

图1为恒定剪切速率加载作用下的实验曲线,由于体系内存在一定的空间结构,加载的开始阶段乳状液经历一个蠕变过程,当加载积累的应变达到或大于屈服应变时,体系的结构开始裂解,此时的剪切应力达到最大值,也就是该加载条件下的屈服应力,之后就是体系结构逐渐裂解与恢复、剪切应力逐渐减小的触变过程。

2 结果与分析

进行了3种不同物性含蜡原油、12个温度、7个体积含水率下的W/O型乳状液屈服实验。为了探究恒定剪切速率加载条件下,含水率对W/O型含蜡原油乳状液的屈服应力的影响,把同一实验温度下,各个剪切速率作用下的屈服应力与含水率的关系曲线绘制在一张图上,部分实验曲线如图2和图3所示。

由此可知,无论是脱水原油还是W/O型原油乳状液,仍表现随着剪切速率的增加,屈服应力增大,温度升高,屈服应力减小,这与文献上含蜡原油的研究结果一致[19]。W/O型乳状液的屈服应力明显高于脱水原油。当体积含水率较低时,W/O型含蜡原油乳状液的屈服应力随含水率的增加幅度较小;当体积含水率较高时,W/O型含蜡原油乳状液的屈服应力随含水率的增加幅度较大。

究其原因,W/O型含蜡原油乳状液温度降至原油析蜡点温度以下时,蜡晶开始逐渐析出并包裹在分散相液滴的外围。随着蜡晶析出数量的增加,蜡晶之间相互连接形成空间网状结构,分散相液滴分布在网状空间中,最终形成水滴被包裹在蜡晶结构之中的胶凝体系[20]。此时对该胶凝体系施加剪切作用时,由于结构存在具有一定的强度,只有当剪切应力既能破坏蜡晶的空间网状结构,又能克服分散相液滴间的作用力时,体系才能够屈服产生流动。因此W/O型含蜡原油乳状液在凝点附近温度的屈服应力大于脱水原油。在液滴直径相同的情况下,当体积含水率的增加,液滴的密度随之增大,液滴间的距离变小,液滴间作用力增加,致使乳状液胶凝体系屈服应力增大。

3 屈服应力与体积含水率的关系

根据上述对W/O型含蜡原油乳状液屈服过程的分析,乳状液胶凝体系在恒定剪切速率作用下的屈服应力可以分为脱水原油和分散相液滴两部分的贡献,即

分散相液滴的贡献为

按照式(2)整理3种油样的实验数据,图4为29℃时3#油样乳状液不同含水率、剪切速率下分散相液滴贡献的屈服应力。借鉴Elgibaly黏度模型[21]思想,考虑到剪切速率的影响,乳状液分散相液滴贡献的屈服应力与含水率、剪切速率的关系由下式(3)表示

undefined (3)

由式(1)和式(3)可得

undefined (4)

式中,τy为W/O型乳状液体系的屈服切应力,Pa; τyo为脱水原油贡献的屈服应力,Pa;undefined为剪切速率,s-1;φ为体积含水率,无量纲量;K、A、m、n为由实验数据拟合确定的参数。

对本文实验的3种原油、12个温度、7个体积含水率下的420组实验数据进行拟合,拟合结果如表3所示,各组数据回归的相关系数均大于0.97,平均相关系数为0.984 7。

4 结论

(1) 研究了W/O型含蜡原油乳状液在剪切速率恒定加载模式下的屈服行为。由于凝点附近的W/O型含蜡原油乳状液形成水滴被包裹在蜡晶结构之中的胶凝体系,只有当剪切应力既能破坏蜡晶的空间网状结构,又能克服分散相液滴间的作用力时,体系才能够屈服产生流动,因此,W/O型乳状液的屈服应力明显高于脱水原油。当体积含水率较低时,W/O型含蜡原油乳状液的屈服应力随含水率的增加幅度较小;当体积含水率较高时,W/O型含蜡原油乳状液的屈服应力随含水率的增加幅度较大。

(2) 研究了屈服应力与体积含水率、剪切速率之间的关系。提出了其之间的关系式,验证表明,该关系式能够很好描述W/O型含蜡原油乳状液在剪切速率恒定加载模式下的屈服应力随体积含水率及剪切速率的变化情况。

摘要：屈服特性是W/O型含蜡原油乳状液重要的依时流变特性。利用VT550流变仪对3种物性不同的含蜡原油,在恒定剪切速率加载方式条件下,研究了其W/O型胶凝含蜡原油乳状液的屈服特性。发现凝点附近的W/O型含蜡原油乳状液形成水滴被包裹在蜡晶结构之中的胶凝体系,只有当剪切应力既能破坏蜡晶的空间网状结构,又能克服分散相液滴间的作用力时,体系才能够屈服产生流动,因此,W/O型乳状液的屈服应力明显高于脱水原油。当体积含水率较低时,屈服应力随含水率的增加幅度较小;当体积含水率较高时,屈服应力随含水率的增加幅度较大。并根据实验结果,总结提出了屈服应力与体积含水率之间的关系式。