苏ICP备112451047180号-6
稠油掺气输送阻力特性研究
一、 目的意义和国内外研究概况
1.1 目的意义
原油管道输送在油田地面集输的应用，提高了原油的输送效率，降低了输送成本，但对于易凝高粘原油的输送，多采用加热输送工艺，这导致输送的投资大，能耗大。为提高集输效率，降低能耗，原油集输过程中采用不加热集输(即常温输送)工艺是油田开发中一项重要的节能降耗技术。研究发现原油中溶有天然气等轻组分后，可以降低原油凝点和粘度，是实现原油常温输送有效途径之一[1]。据统计，在已经勘探开发的大多数含油气盆地中都有稠油发现，世界上已发现3万多个常规原油油田，可见有更大地位的石油烃类资源是稠油，具有比常规原油资源高数倍至十余倍的巨大潜力。随着世界原油需求量的增加，常规原油的开采己不能满足生产发展的需要，生产和需求之间的缺口需要不断增加稠油的开采量来填补，而稠油的低APIº，高黏、高胶质和沥青质制约了管道输送[2]。因此，必须解决稠油的管输问题，解决此问题的关键是设法降低稠油的黏度。目前，国内外在稠油集输中常用的降黏方法有：加热法、掺稀油法、掺水或活性水法、乳化降黏法及稠油改质降黏法等。这些方法的基本原理、存在的主要问题及其应用情况如表1所列。由此可见，不同方法具有不同的优缺点与适应性。
表1 各种降粘减阻方法对比
由此可见，不同方法具有不同的优缺点与适应性。一般稠油油田均会有伴生气随稠油油藏资源开采出来，考虑到输气管道设备等一系列成本问题，除用作生活用气外，其余气体几乎用作放空燃烧处理，造成大量天然气浪费。这种情况在海上平台尤为明显。为综合利用上游平台富裕的放空天然气[3]，实现节能减排，拟将其掺入到平台至终端处理厂的原油管道中混输至中央处理厂或陆地终端，为锅炉提供燃料。另外，若能将空气这种廉价而常见的气体资源和氮气这种安全的稀有气体作为气源掺入稠油中降低稠油输送阻力，将更加具有经济和环保性。
1.2 国内外研究现状
1.2.1 稠油降黏输送方法
① 加热降黏输送
加热降粘输送利用加热的方式提高原油的流动温度，降低原油黏度，从而改善原油的流动性，减少管路的摩阻损失。经研究表明，稠油的加热降黏效果比一般原油的降黏效果更显著。常用的加热方法有蒸汽加热法和电伴热法。蒸汽加热是最早使用的加热方式，而电伴热法是近些年才发展起来的，并目得到了越来越广泛的应用。目前，加热方法仍是国内外原油输送的主要方法，对于从井口出来的温度高达130℃左右的采出液，可以考虑进行热输。
② 掺稀输送
稠油掺稀输送就是在稠油中掺入稀油作为稀释剂，将稠油稀释，降低稠油的黏度，以混合物的形式进行输送的一种方法[4,5]。20世纪80年代起，国外就大力开展稀释剂替代工艺和其他降黏减阻技术的研究。加拿大的Scott Jeffery E[6]等在20世纪80年代就提出了利用液化石油气(LPG)替代部分常规稀释剂的稠油输送工艺。该方法己在加拿大、美国、委内瑞拉和中国得到了广泛的应用。目前，新疆、胜利、河南等国内油田对距离较远的接转站，均采用掺稀油降黏输送。
③ 掺水或活性水输送
掺水输送是在稠油中掺入大量的热水(或活性水)而进行油水混输。胜利、南阳、辽河、大港等油田相继开展了稠油掺活性剂水溶液降黏输送的研究，并在实际应用中摸索出许多经验。目前，稠油掺水输送在胜利、辽河、中原油田虽己得到广泛的应用[7]，但是该工艺存在管线结垢严重、管道腐蚀严重、掺水量大、掺水温度高、油水易分层、脱水负荷大、设计难度大等一系列问题。
④ 乳化降黏输送
稠油乳化降黏技术在委内瑞拉等国己较成熟，在奥里诺科重质原油中加入一定体积的水制备成奥里乳化油，可以稳定储存1年以上。美国加利福尼亚州的Kem地区，由格蒂石油公司(后并入德士古公司)经营的一条直径200 mm,长21 km的管线，大约在20世纪40年代初就开始采用油水比为50:50的乳状液输送[8]，是较早运行油水乳状液输送管线的地区之一。
经研究表明:乳化降黏效果显著，降黏率达90%以上。虽然该方法已较成熟，在稠油集输中应用也很广泛，但是在原油乳化液制备、表面活性剂选择、乳化液流变性、管道设计和乳化液脱水等方面还存在很多问题，有待于进一步研究解决。
⑤ 低黏液环输送
低黏液环输送，是指向稠油中掺入一定量的低黏度不相溶液体(一般为水)，在输送过程中将油流的速度控制在一定范围之内(0.84~1.3 m/s)，可形成环状流，既水或稀的高聚物水溶液形成贴壁水环，使原油在管道中间形成油芯。
刘天佑等在1987年就对薪稠油偏心液环输送进行了研究，而且在试验条件下导出了偏心率公式。对于这种偏心问题，Lummus J L, Seyer F A[9]等认为，如果采用高聚物稀溶液作为低黏相，由于高聚物的黏弹性，核心流偏心到一定程度后可以缓解或不再继续发展。早在20个世纪70年代，Eke Vershuur、 James Poettmann F H[9,10]等就相继在英、美发明了利用低黏液环输送高黏原油的专利，Shell石油公司在中途岛Sunset油田建立了一条管径为6英寸，长度为24英里(1英里= 1. 6093 km)的管线，用30%的水作为液环，输送5000 cP的原油，从而成功地将这项技术在实践中应用。而且经研究发现，稠油的黏度越高，对液环的稳定输送越有利，经济效果越好。液环输送的实现条件较为苛刻，所以还没有得到广泛的应用。国内利用低黏液环输送稠油的实例也较少，而且实际应用中仅限于油田内部某输油管线，例如胜利油田清河采油区的一条稠油集输管线上初步应用了水环工艺，目取得了比较满意的结果。
1.2.2 溶气原油的研究
近些年来，在油藏开采和多相流输送中，原油溶气改性技术的研究变得越来越重要。由于实验装置和实验条件的限制，国内学者对溶气原油性质的研究较少，主要考察溶气原油的溶解度、密度、体积系数等物性参数随溶解气种类、溶气压力和溶气温度等的变化规律，并结合实验数据发展和建立了相关物性参数的经验模型。韩布兴等[11-15]建立了正反循环式气液平衡仪，研究了不同温度和压力下甲烷等气体在原油中的溶解度及溶解平衡条件下原油的粘度和密度，并讨论了溶气原油溶解度、粘度和密度与温度和压力之间的关系；薛海涛等[16-18]利用自行设计的气体溶解度测定装置，研究了不同温度和压力下天然气在大庆原油中的溶解度，并对溶气原油气油比、体积系数和密度的预测模型进行了探讨和修正；耿宏章等[19-21]用高压油气水混合液粘度测定装置研究了溶气原油的粘-温特性，分析了溶解气对原油粘度的影响；孙仁远等[22]设计了高压含气原油凝点测量装置，并用落球法测量了溶气原油的凝点。除天然气外，在二氧化碳、氮气等气体对溶气原油物性和流变性的影响方面，国内的不同学者[23-26]也做了相关的工作。
国外学者对溶气原油性质的研究也不多，主要集中于考察溶气原油析蜡点和倾点的变化规律。Hsu等[27]用自行研制的高压倾点测定装置测量了一种溶有甲烷的溶气原油的倾点，发现其倾点比相应脱气原油的倾点下降了30.5℃。Fellows等[28]利用自行研制的装置测量了马来西亚Larut油田和Abu油田溶气原油及对应脱气原油的倾点，发现溶气原油的倾点降低了4-5℃。Smuk等[29]考察了不同压力下饱和溶气原油的倾点，发现饱和溶气原油在6.9 MPa时的倾点比脱气原油的倾点降低了10℃。Karan等[30,31]分别采用高压正交偏光显微镜和光透射方法测量了不同压力下溶气原油的析蜡点，并利用自行研发的高压溶气原油倾点测定装置测量了溶气原油的倾点，同时还通过模型管路装置考察了溶气原油的胶凝结构。实验结果表明，脱气原油溶解天然气后的析蜡点和倾点降低，低温胶凝结构显著减弱。
总的来说，国内外学者对溶气原油性质的研究主要体现在溶解度、密度、体积系数及粘度的测量等方面。对溶气原油的溶解度，大部分研究某一特定气体如甲烷、乙烷或二氧化碳等的溶解情况，而对混合气体如天然气等的溶解情况研究较少。对溶气原油的粘度，利用落球法只能够准确测量牛顿流体的粘度，不能测量非牛顿流体的粘度，这极大限制了落球法的使用范围，而溶气原油的非牛顿流体特性往往是集输管路设计和运行的重要依据；同时，采用落球粘度法测量溶气原油的凝点也不符合原油凝点测定标准，因为凝点反映体系的静态结构特性，而落球法只能表征动剪切(或流动)条件下体系的流动结构特性。由于目前尚无合理解释溶气原油降凝、降粘机理的观点，国内外学者对溶气原油溶解度、密度及粘度的模型研究也较少，主要使用经验公式进行回归，所得结果的局限性也很大，且精度不高。由此可见，溶气原油物性及流变性的研究仍处于起步阶段，对这一领域的研究有待于进一步深入。
1.2.3 软件模拟[46]
目前用于海底天然气管道工艺设计的工艺模拟软件有很多，如OLGA2000, PIPEFLOW, PIPEPHASE, PIPESIM, TACET等，其中较先进的是OLGA2000软件和PIPEFLOW软件。OLGA2000软件是瞬态模拟软件，具有自己独特的数学计算模型。PIPEFLOW软件是稳态模拟软件，具有一系列的组合经验关系式，在工程设计中选取不同的组合经验关系式，常常能够取得较好的模拟效果，但组合经验关系式的选取需要设计者根据经验来决定。当前在海底管道工程设计中大都使用稳态模拟软件进行设计计算。
二、 论文的理论依据、研究方法、研究内容
2.1 理论依据
2.2.1 稠油流变性及其影响因素[1]
对含蜡原油，当油温高于析蜡温度时，粘度较低，原油呈牛顿流体特性，只有当温度低于析蜡温度并接近凝点时，粘度才急剧升高，转化为非牛顿流体。而对于胶质、沥青质含量很高的稠油，其轻馏分(尤其是直链含量少)，且含硫、氧、氮等元素的化合物及金属含量也较高，因而稠油密度大、粘度高、凝点较低，一般在较宽的温度范围内呈牛顿流体。它不仅在常温下粘度大，即使在较高的温度下，仍具有很高的粘度。在反常点温度以下，稠油往往呈现宾汉姆流体特性，具有一定的屈服值。
2.2.2 饱和溶气原油的性质[32]
常态下矿场油库储罐中的原油称为脱气原油，高于大气压、溶有天然气的原油称为溶气原油。大量天然气溶解于原油中，改变了原油的物性及流变性。研究溶解气体的种类及组成，是研究饱和溶气原油性质的第一步。
2.2.2.1气相色谱法
由于溶气原油中溶解了包含甲烷、乙烷等在内的多种气体，为了分析溶解气体的性质，就要利用气相色谱法测定气体的组成。气相色谱法始于1952年，由于其分离效能高、灵敏度好、分析速度快、样品用量少，已成为石油、化工科研的生产中必不可少的分析手段。
气相色谱法是利用试样中各组分在色谱柱的流动相和固定相之间具有不同的分配系数(即在固定相上具有不同的吸附值和溶解度)来进行分离的。被分离的混合物在进样口气化为气体后，由载气(流动相)携带进入色谱柱，由于载气的不断冲洗而向下游流动，其中吸附(或溶解)能力最弱的组分向下游移动的速度最快，而吸附能力最强的组分则向下游移动的速度最慢。经过一定的柱长后，由于组分在色谱柱中反复多次的分配，即使原来性质差异很小的组分，也能分开。这样，试样中各组分便能按其吸附能力由弱到强依次流出，从而使各组分得以分离。
2.2.2.2饱和溶气原油的溶解度
在溶气原油中，若原油和天然气处于相平衡态，物系的压力为原油的饱和压力。单位体积脱气原油在某一压力、温度下能溶解的天然气体积数(折算成标准态下的体积)称溶气原油的溶解度。
(l)溶气原油溶解度的影响因素
下面以甲烷为例，说明影响其在各烃中溶解度的几个因素[33,34]
①温度的影响
甲烷在各烃中溶解度变化的趋势都是随着温度的升高而减小，一般在300K-400K之间出现一个最小值，其后随着温度的升高而增大。
②压力的影响
随着压力的增大，在相同温度下，甲烷在同一种烃中的溶解度明显增大。
③溶剂结构的影响
碳数的影响：在一定的温度下，甲烷在各烃中溶解度的基本趋势是随着碳数的增加而减小。这是因为随着溶剂的碳原子数增加，其分子结构和分子间作用力与甲烷相差愈远，由相似相溶原理，其溶解能力必然下降，且在较低温度下，溶解度变化较小，随着温度的升高，溶解度的变化也随之增大。
异构的影响：在相同温度、相同碳原子数的烷烃中，甲烷在含有直链碳原子溶剂中的溶解度比其在支链甲基的溶剂中的溶解度稍大一些，但差别不大。
④各溶剂的影响
甲烷在烷烃、环烷烃和芳香烃中的溶解度的变化趋势基本相同。比较各同系物中具有相同碳原子数的苯、正己烷和环己烷，可知在相同温度下，甲烷在正己烷、苯和环己烷溶剂中的溶解度依次上升，并且相差较大。
(2)溶气原油溶解度经验公式
由于原油组分的多样性、不稳定性，现场对溶气原油的溶解度多使用经验公式进行计算。Laster在实验数据的基础上，给出求溶解度的相关经验公式：
(1)
式中:yg——天然气摩尔分数，由下式计算；
(2)
M0——脱气几原油平均相对分子质量;
△0——脱气原油相对密度;
△g——天然气相对密度;
P——绝对压力，MPa;
T——温度，K。
可见，天然气在原油内的溶解度主要取决于压力，还与温度、油气组成等有关。油气相对密度愈接近，原油溶解天然气的能力愈强。
Standing在大量油样实验测定的基础上，提出另一种计算溶解度的相关式
(3)
式中：t——温度，℃。
对于上述两种求天然气溶解度的相关式，文献[35]认为Lastaer相关式优于Standing相关式。Chierici等人建议，原油相对密度大于0.966时用Lasater相关式，否则用Standing相关式。
(3)气体溶解度的测定方法[36]
已有不少文献对气体在液体中溶解度的测定方法作了一定的报道。Clever与Battino[37]，Brunner与Dohrn[38]全面论述了气体溶解度的装置、测定方法和计算方法。测定方法被分为两大类：物理方法和化学方法，物理方法分为饱和法和析取法。饱和法是指用气体对已脱气的溶剂进行溶解饱和，在一定的温度、压力、体积均能确定的条件下。析取法则正好相反，对已被气体饱和的溶剂进行脱气，然后对温度、体积、压力的变化进行测定。对于化学效应显著的气体吸收过程一般用化学方法，化学平衡和相平衡是测定及计算的理论依据。根据测定的原理与装置的不同，气液平衡的测定方法可分为静态法、循环法、泡点(露点)法与流动法、蒸馏法[38]。下面介绍几种常用的方法。
①静态法
静态法大多应用于早期高压相平衡的研究，在七十年代首次被提出用于对低压气液相平衡的测定。静态法测定过程中首先在恒温装置中对平衡釜恒温一段时间，让温度达到恒定。在实验之前对平衡釜进行抽真空处理，再在平衡釜中加入经过脱气的样品，把气体通入釜内并开始搅拌，釜内气液相互逐渐接近平衡在恒温一段时间后，当釜内压力不再改变时，平衡压力即为此时的压力，平衡温度即为此时釜外恒温装置的温度。
这种方法的测量原理是：在容器内先使气相与液相达到平衡，对平衡前后溶质气体的压力与体积分别进行测量，平衡前后气体的摩尔数之差根据平衡温度便可计算出，进而气体的溶解度也可被计算出。
②循环法
循环法包含有两种方法：气液双循环与气相单循环。一种利用液相流动通过气相的测定装置被Morrison和Bi11er[39]于1948年首次提出，他们并利用此装置测定了氧气、甲烷与氮气在水中的溶解能力。这种方法的测量原理是:在平衡釜中放入试样，再将溶质气体通入釜内，同时在恒温下利用循环泵对液相进行循环，当系统达到气液平衡时，对气相进行色谱分析，并将平衡的温度与压力记下。在高压情况大多应用气液双循环测定装置，这时液相与气相的强制循环需要采用两台循环泵来实现。
③泡点(露点)法
泡点(露点)法是一种间接的测定溶解度的方法。对不同组成下的露点与泡点进行测定，然后将得到的露点及泡点连接成曲线，气相线与液相线便可得到。测定过程是先将已知量的液体溶剂和气体加入到带有视窗的高压釜中，然后对气体加压使之形成单相液体。保持温度恒定对体系逐渐减压，当发现第一个气泡出现时，将此这时的压力与温度值记下，这个点就是液体混合物的泡点。液体中所溶解的气体量并不会由于第一个气泡的产生而发生影响，因此可由加入平衡釜中的液体量与气体量得到气体的溶解度。不需要对组成进行分析而且试样用量少是此法的主要优点。
④流动法
流动发由于有比较大的接触表面积，通过流动建立两相平衡，所以可以大大缩短平衡时间，而且操作比较简单，这些都是流动法的主要特点。该法的测定方法为:控制一定的出口温度，使液体通过泵进入预加热混合器，气体通过压缩机同时进入混合器中，在控制一定出口温度的情况下进入平衡釜，然后分成气相与液相，平衡后，从平衡釜的上部取出气相，从平衡釜的下部取出液相，冷凝后分别对其取样并分析。需要增加额外的输送装置，实验的操作费用比较大，流量计的计量精度不准确等是这种方法的缺点。
同时，有人提出气体在液体中的溶解能力可用动力学法测定[40]，这种方法是在动力学模型的基础上，通过界面吸收速率数据来计算气体的平衡浓度(气体的溶解度)。此法的优点是:可同时测定传质系数、设备简单并且快速等。但是这种方法要求系统一定是物理吸收，否则溶解度数据将无法由各瞬时浓度与瞬时速率来回归求解。
测定方法不同，那么气体溶解度的测定装置也将不同，大多采用化学法，色谱法和质量检测法(质谱法)来测定气液平衡的液相和气相组成的。气液平衡的测定误差主要来自于脱气是否完全，体系是否真正达到平衡和溶剂或气体是否无损失的转移到平衡釜中。
2.2.2.3饱和溶气原油的粘度
原油溶解天然气后粘度减小。耿宏章等[40]利用传统的落球法测量高温高压油气混合液的粘度，其原理如下：在倾斜的内壁光滑的圆管中，装满被测液体，使一小球在其中沿圆管的一侧滚动下落，小球下落的速度因液体的粘度不同而不同，由此可用来测定液体的粘度。通过理论推导和实验验证，有如下计算粘度的公式[41]
(4)
式中:u——液体粘度，mPa·s；
p——钢球的密度，g/cm3；
p——液体的密度，g/cm3；
z——钢球的下落时间，s；
k——与管径、长度、管子倾斜角度、钢球直径等有关的系数。
溶气原油粘度μ´0与脱气原油粘度μ0、天然气溶解度Rs有关，可用经验公式计算
(5)
式中: μ´0、μ0——同温度下溶气和脱气原油的粘度，mPa·s；
2.2.2.4饱和溶气原油的凝点影响因素
溶气原油的形成具有一定条件，对它凝点的影响因素较多，如组分、压力等。
(1)组分
溶气原油的组分对凝点影响最大，溶气原油中含有大量的轻组分。溶气原油的凝点比脱气原油的凝点低，且溶解度越大凝点降低的幅度越大。
(2)压力
Smuk等人测量了不同饱和压力下溶气原油的倾点，被测的溶气原油是对应的脱气原油溶解一定量甲烷和乙烷后的原油。结果表明，该原油在饱和压力6.9 MPa时的倾点比常压下的倾点降低了10℃；而常压下的脱气原油升压至6.9 MPa时，其倾点升高了2℃。随着饱和压力升高，溶气原油倾点下降：随着压力升高，脱气原油倾点上升，这是一般规律。从这一实验结果可以看出，溶解气使溶气原油倾点降低的程度大于压力升高导致倾点上升的程度。
Brown[42]和Meray[43]等人通过研究发现，溶解气压力升至10 MPa时，两种不同的溶气原油凝点分别降低了2.2℃和3.0℃。Meray[44]等同时发现，溶气原油中含有的轻组分使原油析蜡点降低了15℃，原油的凝点也随之降低。艾广智等[45]通过实验得出，溶解气甲烷的压力由0 MPa增加至15.5 MPa时，原油析蜡温度由41.0℃降低至31.7℃，降低了9.3℃。
(3)其它因素
温度(冷却)速度、含水量、剪切速度等因素对溶气原油凝点的影响都很大。
2.2 研究内容
在调研溶气原油国内外研究现状的基础上，对稠油掺气输送阻力特性研究主要包括以下内容：
（1）采集稠油油样，测试分析其基本物性；
（2）选择空气或氮气作为掺气介质，设计加工合适的掺气系统；
（3）采用实验环道装置模拟稠油掺气输送，并利用高速摄像法判定掺气稠油流动过程中的气液两相流流型；
（4）采用单向流仪表和两相流测量模型相组合进行气液两相流参数测量；
（5）通过改变油气比、流量等主要流动条件探究其对稠油掺气输送阻力特性的影响；
（6）比较借鉴传统油气混输模型，通过稠油掺气输送实验，建立稠油掺气压降预测模型；
（7）采用OLGA多相流瞬态模拟软件对掺气稠油输送管段进行跟踪模拟，获取管线运行工况，验证对比试验结果；
（8）根据段塞流捕集器的结构特点，结合多相流的基本理论，并利用OLGA模拟软件对实际工况进行模拟，确定段塞流的容积，进行初步选型计算及比选；
2.3 技术路线
三、 研究条件和可能存在的问题
3.1 研究条件
（1）已调研大量国内外关于溶气原油的文献，对本文的研究具有重要的指导作用；
（2）根据实验要求，实验室已具备环道装置，为进一步的实验打下坚实基础；
（3）学校已购买OLGA相应模块，为模拟提供条件保证。
3.2 可能存在的问题
（1）现有环道主要运行参数仪表已使用七年多，存在不同程度的故障与精度偏低；
（2）考虑到实验条件的安全性，故而未采用天然气。
四、 预期的结果
（1）掌握稠油掺气输送阻力特性；
（2）建立稠油掺气压降预测模型；
（3）发表学术论文1篇；
（4）按时提交高质量的毕业论文。
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一、 目的意义和国内外研究概况
1.1 目的意义
原油管道输送在油田地面集输的应用，提高了原油的输送效率，降低了输送成本，但对于易凝高粘原油的输送，多采用加热输送工艺，这导致输送的投资大，能耗大。为提高集输效率，降低能耗，原油集输过程中采用不加热集输(即常温输送)工艺是油田开发中一项重要的节能降耗技术。研究发现原油中溶有天然气等轻组分后，可以降低原油凝点和粘度，是实现原油常温输送有效途径之一[1]。据统计，在已经勘探开发的大多数含油气盆地中都有稠油发现，世界上已发现3万多个常规原油油田，可见有更大地位的石油烃类资源是稠油，具有比常规原油资源高数倍至十余倍的巨大潜力。随着世界原油需求量的增加，常规原油的开采己不能满足生产发展的需要，生产和需求之间的缺口需要不断增加稠油的开采量来填补，而稠油的低APIº，高黏、高胶质和沥青质制约了管道输送[2]。因此，必须解决稠油的管输问题，解决此问题的关键是设法降低稠油的黏度。目前，国内外在稠油集输中常用的降黏方法有：加热法、掺稀油法、掺水或活性水法、乳化降黏法及稠油改质降黏法等。这些方法的基本原理、存在的主要问题及其应用情况如表1所列。由此可见，不同方法具有不同的优缺点与适应性。
表1 各种降粘减阻方法对比
| 方法 | 基本原理 | 主要问题 | 应用情况 |
| 加热法 | 利用加热的方式提高原油流动温度，降低原油粘度，从而改善原油流动性，减少管路的摩阻损失。 | 能耗高、对低输量适应性差、工艺及操作复杂、投资大。 | 国内外应用广泛 |
| 掺稀油或油溶性降粘剂法 | 加稀释剂或油溶性降粘剂后，混合油中蜡或沥青质的浓度降低，且沥青质胶束间的相互作用减弱。 | 掺稀量大，常因稀油缺乏而难实施，可能改变油质品位。 | 国内外应用广泛 |
| 掺热水法 | 在稠油中掺入大量热水，使油漂浮或分散在水中，从而实现油水混输减阻。 | 掺水量大、脱水负荷大、能耗高、结垢与腐蚀严重。 | 油田集输 |
| 乳化法 | 通过乳化剂使稠油均匀分散在水中形成O/W（水包油）型乳状液，从而实现其降粘减阻流动。 | 减阻要求乳状液稳定，脱水则正好相反，后处理负荷大。 | 奥里乳化油（含水30%） |
| 改质法 | 在催化裂化条件下，稠油烃类将发生分解、异构化、芳构化、氢转移、叠合、烃化等多种反应，使其大分子变成小分子，实现稠油粘度的不可逆降低。 | 需热驱动、高效催化剂选择难、投资大。 | 加拿大、委内瑞拉等国有应用报道，中石油海外苏丹6区有热改质降粘技术报道。 |
| 低粘液环法 | 在管道内壁形成低粘液环，使油-壁隔开，且稠油在管道中心流动，从而大幅降低其流动摩阻。 | 液环稳定性难以控制，特别是液环过泵被破坏问题。 | 美国、委内瑞拉短距离（约40 km）试用。 |
1.2 国内外研究现状
1.2.1 稠油降黏输送方法
① 加热降黏输送
加热降粘输送利用加热的方式提高原油的流动温度，降低原油黏度，从而改善原油的流动性，减少管路的摩阻损失。经研究表明，稠油的加热降黏效果比一般原油的降黏效果更显著。常用的加热方法有蒸汽加热法和电伴热法。蒸汽加热是最早使用的加热方式，而电伴热法是近些年才发展起来的，并目得到了越来越广泛的应用。目前，加热方法仍是国内外原油输送的主要方法，对于从井口出来的温度高达130℃左右的采出液，可以考虑进行热输。
② 掺稀输送
稠油掺稀输送就是在稠油中掺入稀油作为稀释剂，将稠油稀释，降低稠油的黏度，以混合物的形式进行输送的一种方法[4,5]。20世纪80年代起，国外就大力开展稀释剂替代工艺和其他降黏减阻技术的研究。加拿大的Scott Jeffery E[6]等在20世纪80年代就提出了利用液化石油气(LPG)替代部分常规稀释剂的稠油输送工艺。该方法己在加拿大、美国、委内瑞拉和中国得到了广泛的应用。目前，新疆、胜利、河南等国内油田对距离较远的接转站，均采用掺稀油降黏输送。
③ 掺水或活性水输送
掺水输送是在稠油中掺入大量的热水(或活性水)而进行油水混输。胜利、南阳、辽河、大港等油田相继开展了稠油掺活性剂水溶液降黏输送的研究，并在实际应用中摸索出许多经验。目前，稠油掺水输送在胜利、辽河、中原油田虽己得到广泛的应用[7]，但是该工艺存在管线结垢严重、管道腐蚀严重、掺水量大、掺水温度高、油水易分层、脱水负荷大、设计难度大等一系列问题。
④ 乳化降黏输送
稠油乳化降黏技术在委内瑞拉等国己较成熟，在奥里诺科重质原油中加入一定体积的水制备成奥里乳化油，可以稳定储存1年以上。美国加利福尼亚州的Kem地区，由格蒂石油公司(后并入德士古公司)经营的一条直径200 mm,长21 km的管线，大约在20世纪40年代初就开始采用油水比为50:50的乳状液输送[8]，是较早运行油水乳状液输送管线的地区之一。
经研究表明:乳化降黏效果显著，降黏率达90%以上。虽然该方法已较成熟，在稠油集输中应用也很广泛，但是在原油乳化液制备、表面活性剂选择、乳化液流变性、管道设计和乳化液脱水等方面还存在很多问题，有待于进一步研究解决。
⑤ 低黏液环输送
低黏液环输送，是指向稠油中掺入一定量的低黏度不相溶液体(一般为水)，在输送过程中将油流的速度控制在一定范围之内(0.84~1.3 m/s)，可形成环状流，既水或稀的高聚物水溶液形成贴壁水环，使原油在管道中间形成油芯。
刘天佑等在1987年就对薪稠油偏心液环输送进行了研究，而且在试验条件下导出了偏心率公式。对于这种偏心问题，Lummus J L, Seyer F A[9]等认为，如果采用高聚物稀溶液作为低黏相，由于高聚物的黏弹性，核心流偏心到一定程度后可以缓解或不再继续发展。早在20个世纪70年代，Eke Vershuur、 James Poettmann F H[9,10]等就相继在英、美发明了利用低黏液环输送高黏原油的专利，Shell石油公司在中途岛Sunset油田建立了一条管径为6英寸，长度为24英里(1英里= 1. 6093 km)的管线，用30%的水作为液环，输送5000 cP的原油，从而成功地将这项技术在实践中应用。而且经研究发现，稠油的黏度越高，对液环的稳定输送越有利，经济效果越好。液环输送的实现条件较为苛刻，所以还没有得到广泛的应用。国内利用低黏液环输送稠油的实例也较少，而且实际应用中仅限于油田内部某输油管线，例如胜利油田清河采油区的一条稠油集输管线上初步应用了水环工艺，目取得了比较满意的结果。
1.2.2 溶气原油的研究
近些年来，在油藏开采和多相流输送中，原油溶气改性技术的研究变得越来越重要。由于实验装置和实验条件的限制，国内学者对溶气原油性质的研究较少，主要考察溶气原油的溶解度、密度、体积系数等物性参数随溶解气种类、溶气压力和溶气温度等的变化规律，并结合实验数据发展和建立了相关物性参数的经验模型。韩布兴等[11-15]建立了正反循环式气液平衡仪，研究了不同温度和压力下甲烷等气体在原油中的溶解度及溶解平衡条件下原油的粘度和密度，并讨论了溶气原油溶解度、粘度和密度与温度和压力之间的关系；薛海涛等[16-18]利用自行设计的气体溶解度测定装置，研究了不同温度和压力下天然气在大庆原油中的溶解度，并对溶气原油气油比、体积系数和密度的预测模型进行了探讨和修正；耿宏章等[19-21]用高压油气水混合液粘度测定装置研究了溶气原油的粘-温特性，分析了溶解气对原油粘度的影响；孙仁远等[22]设计了高压含气原油凝点测量装置，并用落球法测量了溶气原油的凝点。除天然气外，在二氧化碳、氮气等气体对溶气原油物性和流变性的影响方面，国内的不同学者[23-26]也做了相关的工作。
国外学者对溶气原油性质的研究也不多，主要集中于考察溶气原油析蜡点和倾点的变化规律。Hsu等[27]用自行研制的高压倾点测定装置测量了一种溶有甲烷的溶气原油的倾点，发现其倾点比相应脱气原油的倾点下降了30.5℃。Fellows等[28]利用自行研制的装置测量了马来西亚Larut油田和Abu油田溶气原油及对应脱气原油的倾点，发现溶气原油的倾点降低了4-5℃。Smuk等[29]考察了不同压力下饱和溶气原油的倾点，发现饱和溶气原油在6.9 MPa时的倾点比脱气原油的倾点降低了10℃。Karan等[30,31]分别采用高压正交偏光显微镜和光透射方法测量了不同压力下溶气原油的析蜡点，并利用自行研发的高压溶气原油倾点测定装置测量了溶气原油的倾点，同时还通过模型管路装置考察了溶气原油的胶凝结构。实验结果表明，脱气原油溶解天然气后的析蜡点和倾点降低，低温胶凝结构显著减弱。
总的来说，国内外学者对溶气原油性质的研究主要体现在溶解度、密度、体积系数及粘度的测量等方面。对溶气原油的溶解度，大部分研究某一特定气体如甲烷、乙烷或二氧化碳等的溶解情况，而对混合气体如天然气等的溶解情况研究较少。对溶气原油的粘度，利用落球法只能够准确测量牛顿流体的粘度，不能测量非牛顿流体的粘度，这极大限制了落球法的使用范围，而溶气原油的非牛顿流体特性往往是集输管路设计和运行的重要依据；同时，采用落球粘度法测量溶气原油的凝点也不符合原油凝点测定标准，因为凝点反映体系的静态结构特性，而落球法只能表征动剪切(或流动)条件下体系的流动结构特性。由于目前尚无合理解释溶气原油降凝、降粘机理的观点，国内外学者对溶气原油溶解度、密度及粘度的模型研究也较少，主要使用经验公式进行回归，所得结果的局限性也很大，且精度不高。由此可见，溶气原油物性及流变性的研究仍处于起步阶段，对这一领域的研究有待于进一步深入。
1.2.3 软件模拟[46]
目前用于海底天然气管道工艺设计的工艺模拟软件有很多，如OLGA2000, PIPEFLOW, PIPEPHASE, PIPESIM, TACET等，其中较先进的是OLGA2000软件和PIPEFLOW软件。OLGA2000软件是瞬态模拟软件，具有自己独特的数学计算模型。PIPEFLOW软件是稳态模拟软件，具有一系列的组合经验关系式，在工程设计中选取不同的组合经验关系式，常常能够取得较好的模拟效果，但组合经验关系式的选取需要设计者根据经验来决定。当前在海底管道工程设计中大都使用稳态模拟软件进行设计计算。
二、 论文的理论依据、研究方法、研究内容
2.1 理论依据
2.2.1 稠油流变性及其影响因素[1]
对含蜡原油，当油温高于析蜡温度时，粘度较低，原油呈牛顿流体特性，只有当温度低于析蜡温度并接近凝点时，粘度才急剧升高，转化为非牛顿流体。而对于胶质、沥青质含量很高的稠油，其轻馏分(尤其是直链含量少)，且含硫、氧、氮等元素的化合物及金属含量也较高，因而稠油密度大、粘度高、凝点较低，一般在较宽的温度范围内呈牛顿流体。它不仅在常温下粘度大，即使在较高的温度下，仍具有很高的粘度。在反常点温度以下，稠油往往呈现宾汉姆流体特性，具有一定的屈服值。
2.2.2 饱和溶气原油的性质[32]
常态下矿场油库储罐中的原油称为脱气原油，高于大气压、溶有天然气的原油称为溶气原油。大量天然气溶解于原油中，改变了原油的物性及流变性。研究溶解气体的种类及组成，是研究饱和溶气原油性质的第一步。
2.2.2.1气相色谱法
由于溶气原油中溶解了包含甲烷、乙烷等在内的多种气体，为了分析溶解气体的性质，就要利用气相色谱法测定气体的组成。气相色谱法始于1952年，由于其分离效能高、灵敏度好、分析速度快、样品用量少，已成为石油、化工科研的生产中必不可少的分析手段。
气相色谱法是利用试样中各组分在色谱柱的流动相和固定相之间具有不同的分配系数(即在固定相上具有不同的吸附值和溶解度)来进行分离的。被分离的混合物在进样口气化为气体后，由载气(流动相)携带进入色谱柱，由于载气的不断冲洗而向下游流动，其中吸附(或溶解)能力最弱的组分向下游移动的速度最快，而吸附能力最强的组分则向下游移动的速度最慢。经过一定的柱长后，由于组分在色谱柱中反复多次的分配，即使原来性质差异很小的组分，也能分开。这样，试样中各组分便能按其吸附能力由弱到强依次流出，从而使各组分得以分离。
2.2.2.2饱和溶气原油的溶解度
在溶气原油中，若原油和天然气处于相平衡态，物系的压力为原油的饱和压力。单位体积脱气原油在某一压力、温度下能溶解的天然气体积数(折算成标准态下的体积)称溶气原油的溶解度。
(l)溶气原油溶解度的影响因素
下面以甲烷为例，说明影响其在各烃中溶解度的几个因素[33,34]
①温度的影响
甲烷在各烃中溶解度变化的趋势都是随着温度的升高而减小，一般在300K-400K之间出现一个最小值，其后随着温度的升高而增大。
②压力的影响
随着压力的增大，在相同温度下，甲烷在同一种烃中的溶解度明显增大。
③溶剂结构的影响
碳数的影响：在一定的温度下，甲烷在各烃中溶解度的基本趋势是随着碳数的增加而减小。这是因为随着溶剂的碳原子数增加，其分子结构和分子间作用力与甲烷相差愈远，由相似相溶原理，其溶解能力必然下降，且在较低温度下，溶解度变化较小，随着温度的升高，溶解度的变化也随之增大。
异构的影响：在相同温度、相同碳原子数的烷烃中，甲烷在含有直链碳原子溶剂中的溶解度比其在支链甲基的溶剂中的溶解度稍大一些，但差别不大。
④各溶剂的影响
甲烷在烷烃、环烷烃和芳香烃中的溶解度的变化趋势基本相同。比较各同系物中具有相同碳原子数的苯、正己烷和环己烷，可知在相同温度下，甲烷在正己烷、苯和环己烷溶剂中的溶解度依次上升，并且相差较大。
(2)溶气原油溶解度经验公式
由于原油组分的多样性、不稳定性，现场对溶气原油的溶解度多使用经验公式进行计算。Laster在实验数据的基础上，给出求溶解度的相关经验公式：
(1)式中:yg——天然气摩尔分数，由下式计算；
(2)M0——脱气几原油平均相对分子质量;
△0——脱气原油相对密度;
△g——天然气相对密度;
P——绝对压力，MPa;
T——温度，K。
可见，天然气在原油内的溶解度主要取决于压力，还与温度、油气组成等有关。油气相对密度愈接近，原油溶解天然气的能力愈强。
Standing在大量油样实验测定的基础上，提出另一种计算溶解度的相关式
(3)式中：t——温度，℃。
对于上述两种求天然气溶解度的相关式，文献[35]认为Lastaer相关式优于Standing相关式。Chierici等人建议，原油相对密度大于0.966时用Lasater相关式，否则用Standing相关式。
(3)气体溶解度的测定方法[36]
已有不少文献对气体在液体中溶解度的测定方法作了一定的报道。Clever与Battino[37]，Brunner与Dohrn[38]全面论述了气体溶解度的装置、测定方法和计算方法。测定方法被分为两大类：物理方法和化学方法，物理方法分为饱和法和析取法。饱和法是指用气体对已脱气的溶剂进行溶解饱和，在一定的温度、压力、体积均能确定的条件下。析取法则正好相反，对已被气体饱和的溶剂进行脱气，然后对温度、体积、压力的变化进行测定。对于化学效应显著的气体吸收过程一般用化学方法，化学平衡和相平衡是测定及计算的理论依据。根据测定的原理与装置的不同，气液平衡的测定方法可分为静态法、循环法、泡点(露点)法与流动法、蒸馏法[38]。下面介绍几种常用的方法。
①静态法
静态法大多应用于早期高压相平衡的研究，在七十年代首次被提出用于对低压气液相平衡的测定。静态法测定过程中首先在恒温装置中对平衡釜恒温一段时间，让温度达到恒定。在实验之前对平衡釜进行抽真空处理，再在平衡釜中加入经过脱气的样品，把气体通入釜内并开始搅拌，釜内气液相互逐渐接近平衡在恒温一段时间后，当釜内压力不再改变时，平衡压力即为此时的压力，平衡温度即为此时釜外恒温装置的温度。
这种方法的测量原理是：在容器内先使气相与液相达到平衡，对平衡前后溶质气体的压力与体积分别进行测量，平衡前后气体的摩尔数之差根据平衡温度便可计算出，进而气体的溶解度也可被计算出。
②循环法
循环法包含有两种方法：气液双循环与气相单循环。一种利用液相流动通过气相的测定装置被Morrison和Bi11er[39]于1948年首次提出，他们并利用此装置测定了氧气、甲烷与氮气在水中的溶解能力。这种方法的测量原理是:在平衡釜中放入试样，再将溶质气体通入釜内，同时在恒温下利用循环泵对液相进行循环，当系统达到气液平衡时，对气相进行色谱分析，并将平衡的温度与压力记下。在高压情况大多应用气液双循环测定装置，这时液相与气相的强制循环需要采用两台循环泵来实现。
③泡点(露点)法
泡点(露点)法是一种间接的测定溶解度的方法。对不同组成下的露点与泡点进行测定，然后将得到的露点及泡点连接成曲线，气相线与液相线便可得到。测定过程是先将已知量的液体溶剂和气体加入到带有视窗的高压釜中，然后对气体加压使之形成单相液体。保持温度恒定对体系逐渐减压，当发现第一个气泡出现时，将此这时的压力与温度值记下，这个点就是液体混合物的泡点。液体中所溶解的气体量并不会由于第一个气泡的产生而发生影响，因此可由加入平衡釜中的液体量与气体量得到气体的溶解度。不需要对组成进行分析而且试样用量少是此法的主要优点。
④流动法
流动发由于有比较大的接触表面积，通过流动建立两相平衡，所以可以大大缩短平衡时间，而且操作比较简单，这些都是流动法的主要特点。该法的测定方法为:控制一定的出口温度，使液体通过泵进入预加热混合器，气体通过压缩机同时进入混合器中，在控制一定出口温度的情况下进入平衡釜，然后分成气相与液相，平衡后，从平衡釜的上部取出气相，从平衡釜的下部取出液相，冷凝后分别对其取样并分析。需要增加额外的输送装置，实验的操作费用比较大，流量计的计量精度不准确等是这种方法的缺点。
同时，有人提出气体在液体中的溶解能力可用动力学法测定[40]，这种方法是在动力学模型的基础上，通过界面吸收速率数据来计算气体的平衡浓度(气体的溶解度)。此法的优点是:可同时测定传质系数、设备简单并且快速等。但是这种方法要求系统一定是物理吸收，否则溶解度数据将无法由各瞬时浓度与瞬时速率来回归求解。
测定方法不同，那么气体溶解度的测定装置也将不同，大多采用化学法，色谱法和质量检测法(质谱法)来测定气液平衡的液相和气相组成的。气液平衡的测定误差主要来自于脱气是否完全，体系是否真正达到平衡和溶剂或气体是否无损失的转移到平衡釜中。
2.2.2.3饱和溶气原油的粘度
原油溶解天然气后粘度减小。耿宏章等[40]利用传统的落球法测量高温高压油气混合液的粘度，其原理如下：在倾斜的内壁光滑的圆管中，装满被测液体，使一小球在其中沿圆管的一侧滚动下落，小球下落的速度因液体的粘度不同而不同，由此可用来测定液体的粘度。通过理论推导和实验验证，有如下计算粘度的公式[41]
(4)式中:u——液体粘度，mPa·s；
p——钢球的密度，g/cm3；
p——液体的密度，g/cm3；
z——钢球的下落时间，s；
k——与管径、长度、管子倾斜角度、钢球直径等有关的系数。
溶气原油粘度μ´0与脱气原油粘度μ0、天然气溶解度Rs有关，可用经验公式计算
(5)式中: μ´0、μ0——同温度下溶气和脱气原油的粘度，mPa·s；
2.2.2.4饱和溶气原油的凝点影响因素
溶气原油的形成具有一定条件，对它凝点的影响因素较多，如组分、压力等。
(1)组分
溶气原油的组分对凝点影响最大，溶气原油中含有大量的轻组分。溶气原油的凝点比脱气原油的凝点低，且溶解度越大凝点降低的幅度越大。
(2)压力
Smuk等人测量了不同饱和压力下溶气原油的倾点，被测的溶气原油是对应的脱气原油溶解一定量甲烷和乙烷后的原油。结果表明，该原油在饱和压力6.9 MPa时的倾点比常压下的倾点降低了10℃；而常压下的脱气原油升压至6.9 MPa时，其倾点升高了2℃。随着饱和压力升高，溶气原油倾点下降：随着压力升高，脱气原油倾点上升，这是一般规律。从这一实验结果可以看出，溶解气使溶气原油倾点降低的程度大于压力升高导致倾点上升的程度。
Brown[42]和Meray[43]等人通过研究发现，溶解气压力升至10 MPa时，两种不同的溶气原油凝点分别降低了2.2℃和3.0℃。Meray[44]等同时发现，溶气原油中含有的轻组分使原油析蜡点降低了15℃，原油的凝点也随之降低。艾广智等[45]通过实验得出，溶解气甲烷的压力由0 MPa增加至15.5 MPa时，原油析蜡温度由41.0℃降低至31.7℃，降低了9.3℃。
(3)其它因素
温度(冷却)速度、含水量、剪切速度等因素对溶气原油凝点的影响都很大。
2.2 研究内容
在调研溶气原油国内外研究现状的基础上，对稠油掺气输送阻力特性研究主要包括以下内容：
（1）采集稠油油样，测试分析其基本物性；
（2）选择空气或氮气作为掺气介质，设计加工合适的掺气系统；
（3）采用实验环道装置模拟稠油掺气输送，并利用高速摄像法判定掺气稠油流动过程中的气液两相流流型；
（4）采用单向流仪表和两相流测量模型相组合进行气液两相流参数测量；
（5）通过改变油气比、流量等主要流动条件探究其对稠油掺气输送阻力特性的影响；
（6）比较借鉴传统油气混输模型，通过稠油掺气输送实验，建立稠油掺气压降预测模型；
（7）采用OLGA多相流瞬态模拟软件对掺气稠油输送管段进行跟踪模拟，获取管线运行工况，验证对比试验结果；
（8）根据段塞流捕集器的结构特点，结合多相流的基本理论，并利用OLGA模拟软件对实际工况进行模拟，确定段塞流的容积，进行初步选型计算及比选；
2.3 技术路线
三、 研究条件和可能存在的问题
3.1 研究条件
（1）已调研大量国内外关于溶气原油的文献，对本文的研究具有重要的指导作用；
（2）根据实验要求，实验室已具备环道装置，为进一步的实验打下坚实基础；
（3）学校已购买OLGA相应模块，为模拟提供条件保证。
3.2 可能存在的问题
（1）现有环道主要运行参数仪表已使用七年多，存在不同程度的故障与精度偏低；
（2）考虑到实验条件的安全性，故而未采用天然气。
四、 预期的结果
（1）掌握稠油掺气输送阻力特性；
（2）建立稠油掺气压降预测模型；
（3）发表学术论文1篇；
（4）按时提交高质量的毕业论文。
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