稠油管道输送技术方法综述

龙震

摘 要：我国稠油资源十分丰富，储量超过80亿t，开发这些稠油资源可以很好弥补我国常规石油资源的缺乏。目前，我国已在全国多个油田发现稠油区块，并已开始生产开发，随着对稠油资源开发的不断深入，对其相应的管输能力和效率提出了新要求，若想实现稠油的安全、稳定、经济输送，需要确定合理的稠油输送方法。介绍了几种不同稠油管输技术方法各自的原理和特点，并就采用每种方法的可行性进行了论述。

关 键 词：稠油；降粘；输送

中图分类号：TE 832 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）08-2030-04

Abstract： China has rich heavy oil resources， its reserve has over 8 billion tons； exploiting these resources can solve the lack problem of conventional petroleum resources. At present， China has found lots of heavy oil blocks among several national oil fields which have been exploited already. With exploitation and development of heavy oil， the pipeline capacity and efficiency of heavy oil need to be improved to meet the new requirements. To ensure safety， stability and economy of the pipeline transport， the reasonable transportation method is necessary. In this paper， theories and characteristics of several heavy oil pipeline transportation methods were respectively introduced， and the feasibility of each method were discussed.

Key words： heavy crude oil； viscosity reduction； pipeline

1 稠油概述

1.1 稠油特征

稠油作为一种非常规石油资源，其资源量非常丰富，在世界范围内，稠油地質储量已超一万亿吨。稠油也称为重油，其密度接近于水的密度。我国将稠油分为三类：在50 ℃时粘度小于10 000 mPa·s，在20 ℃时相对密度大于0.92的稠油称为普通稠油；在50 ℃时粘度大于10 000 mPa·s小于50 000 mPa·s，在20 ℃时相对密度大于0.95的稠油称为特稠油；在50 ℃时粘度大于50 000 mPa·s，在20 ℃时相对密度大于0.98的稠油称为超稠油。稠油中硫、氧、氮等杂原子含量较高，且其组分中含有大量的胶质和沥青质，轻质组分含量较少，重质组分含量较多，具有很高的粘度，流动性很差。

由于稠油的高粘特性，使稠油与管壁间和稠油与稠油间摩擦力很大，输送这样的油品会导致管道压降很大，对泵送设备要求很高，如不经过特殊工艺处理，无法正常输送，因此降粘和减阻是稠油输送工艺的核心。

1.2 稠油高粘原因

原油的组成十分复杂，其流变性主要取决于原油中的气体和固体物质含量及固体物质在原油中的分散程度。石蜡、胶质和沥青质作为原油中的主要固体组分，其含量较高时，原油表现出明显的非牛顿体特征，其中胶质和沥青质是造成稠油高粘度的主要组分。

决定原油粘度的本质是个复杂的问题，经过前人的不断研究关于稠油高粘实质的解释有多种理论，其中晏德福等人提出的理论得到较多认可。晏德福等认为在稠油分散系中，沥青质分子作为胶核，胶质分子吸附在上面形成胶束，并呈悬浮状态；胶质与沥青质胶束之间通过氢键相互作用，相互缔合，形成紧凑的三维网络状层叠的巨型聚合结构，导致稠油分子发生相对位移时产生很大内摩擦力，造成稠油粘度很高[1]。因此，若想降低稠油粘度，常通过改变胶束分子结构来实现[2]。

2 稠油管道输送技术方法

2.1 加热输送

稠油的加热输送是利用稠油比一般普通原油对温度更加敏感，随着温度的升高粘度减小较快的特性，通过加热的方法提高稠油的输送温度，以降低稠油的粘度，减少在管路中的摩阻损失的一种输送方法[3]。加热输送分为热处理输送和预加热输送。

热处理输送是在稠油管输前对其进行加热至一定温度然后进行输送，使用该技术时要求将加热温度与冷却速度协同控制好。预加热输送是利用稠油对于温度较为敏感的特性，通过设置加热站、电伴热和对管线进行保温等措施，使稠油在管道运输过程中，始终保持较高的温度，从而降低的稠油粘度和管路压力损失的输送方法[4]。我国目前较多采用蒸汽热水加热方式，近些年来电伴热加热方法发展较快。电伴热法与热载体法相比，具有可调节温度的范围广；可以实现间歇加热；同一管线不同管段加温强度可以有不同的设定；有较强的适应性，易于实现自动化控制运行；结构紧凑，装配简单的优点[5]。

加热输送的缺点是加热耗费大量燃料，并且在温度下降时容易发生凝管事故。由此带来的问题是在启动和停输工况时需要一种粘度较小的替代油品，启动前需要用先用替代油品预热管道，停输前需要用替代油品置换掉管道中的稠油。

单独使用加热法运用于长距离输油管道的情况并不多，常与其他方法协同应用于长距离输油管道。对地处低温地区的油田，常采用伴热的方法解决远距离单井的集输问题。

2.2 掺稀输送

掺稀输送是向稠油中掺入一定比例粘度较低的轻质油，以降低稠油粘度，并与稠油以混合物的形式进行输送的一种方法。作为稀释剂的低粘油可以是轻质原油、天然气凝析液或原油的馏分油。其作用机理实际上就是通过加入轻质油后稀释沥青质胶质的浓度，从而减弱胶质与沥青质胶束间的相互作用力，达到降粘的目的[6]。

在稀油供应充足的时候，该方法适用性比较高。

掺稀输送的优点有：降粘明显，工艺简单；停输期间不易凝管；可以用常规原油输送系统输送；稀释剂可以回收利用。掺稀输送的缺点有：掺稀后对稀油和稠油的品质都有较大影响；为保证稀油充分供给往往需要修建稀油供给管线，增加投入成本。

掺稀输送在国内外稠油管道输送中应用很多。国外曾对甲基叔丁基醚（MTBE）对稠油降粘效果进行过研究，加拿大冷湖原油选用MTBE作为稀释剂，在4℃时掺入质量比在25%～30%，可将粘度降至符合管输指标的270 mPa·s[7]。我国新疆风城地区稠油选择克拉玛依稀油作为稀释剂，在50℃时掺入稀油质量比在10%～30%时，粘度较快速度下降，达到30%后降粘速率放缓，此时降粘率可达90%，选择掺稀比在20%～25%可满足经济与工艺需求，同时凝点下降12～14℃[8]。

2.3 改质输送

稠油改质输送是通过炼化的方法，将稠油中的大分子结构分解为小分子结构，减弱分子间作用力，从而实现降粘输送的一种输送方法。常用的方法有除碳和加氢：除碳方法包括热加工（减粘裂化、焦化等）、催化加工（催化裂化等）、溶剂脱碳等；加氢方法包括加氢热催化和加氢催化裂化等[9]。

稠油改质输送的优点有：稠油改质后粘度降低，流动性改善，使其较易实现常温输送；稠油改质所得的副产品也可以回收利用。稠油改质输送的缺点是该技术生产成本较高，不经济。

彭旭等[10]选用某区块稠油进行实验室试验，综合考虑效果与经济性后选择油酸铁作为改质催化剂，通过试验选出适宜条件为加剂量10%，反应温度370℃，反应时间30min；催化改质后粘度由21040 mPa·s下降到336 mPa·s，凝点由21℃下降到-5℃，成分中胶质和沥青质含量明显下降。中国石油大学利用委内瑞拉超重原油馏分的供氢特性开发的超重油供氢热裂化技术（HDTC）已经完成委瑞内拉超重油40万t/a工业试验，并在辽河石化公司100万t/a工业装置上完成了工业应用，降粘率可达99%，储存稳定天数可达90天[11，12]。

2.4 水包油乳化输送

水包油乳化输送是在稠油或油水分散相体系中加入适当的水和O/W型乳化剂，在适当的温度和机械剪切的混合作用下，将稠油以很小的液滴分散于水中，形成以油为分散相，水为连续相的O/W乳状液，使稠油在管道中流动中时，稠油与管壁间摩擦和稠油间的内摩擦转变为水与管壁間摩擦和水与稠油液滴间的摩擦，从而大大降低了管输时的摩阻损失的一种输送方式。

稠油乳化降粘的机理可以从两个方面来理解，一是表面活性剂降低油水界面张力，从而在一定温度下搅拌后形成O/W型乳状液，乳化剂分子吸附于油珠周围，形成定向的单分子保护膜，防止油珠聚合，从而减小液流对管壁摩擦力和分子内摩擦力（见图1）。二是利用表面活性剂水溶液具有湿润作用，其进入管道后吸附在管壁上形成水膜使稠油与管壁的摩擦变为水膜与管壁的摩擦，降低液体流动阻力（见图2）。

这项技术的关键在于选择稳定有效的乳化剂，制备出稳定性好的乳状液，使其可以在经受管输过程中的各种剪切和热力作用时不被破坏，同时还需要具备在一定条件下易于破乳的不稳定性。此外要实现乳化降粘输送还需具备的条件有：要具备充分的油水搅拌剪切混合条件；要具备合适的乳化温度条件；乳化剂的浓度要进行优选，具有经济的运行成本[13]。O/W乳状液若反相为W/O乳状液，其粘度比同温度下纯油粘度还要高，因此管输时一定要避免这种情况的发生。

水包油乳化输送的缺点有：难以选择合适的乳化剂；对乳化剂如何影响对稠油降粘效果缺乏系统性认识；不同油田稠油组成差异较大，单一配方的乳化剂很难适应不同稠油油田的差异化要求。

委内瑞拉于上世纪80年代完成乳化技术试验，在60℃时向奥里诺科稠油中掺入含有乳化剂的活性水，使含水达到30%，混合搅拌后粘度可降至500 mPa·s以下，乳化时间可保持1年以上[14]。BITOR公司为了生产和销售奥里乳化油，建成了管径914 mm的从莫尔查尔至何塞港315 km的乳化油输送管线[14]。我国曾在新滩油田垦东18稠油外输管线进行乳化输送试验，其管道规格为管径273×7 mm，管长24 km，在首站垦东451加入为其研发的VRKD18乳化剂，加剂量为300 mg/L，出站温度为48～55℃，流量为1100～1200 t/d时，减阻率可达60 %左右，节省年运行费用约104万元[15]。

2.5 掺水输送

稠油掺水输送是在稠油中掺入大量水或活性水，必要时加入破乳剂，使稠油形成水包油悬浮液而不乳化，从而减小输送阻力的一种输送方法。因为不追求乳化效果，所以掺水量一般较大。根据杰弗雷创立的最小能量散失理论：管路中流动的稠油以液体球的形式会从管壁向管路中心移动，水在外层产生类似滑动的现象，从而降低粘度减小输送阻力[16]。使用该种方法要求油水混合液稳定性好，找到性价比较高的破乳剂，防止乳化现象发生。

稠油掺水输送缺点是：掺水量较大，容易造成管道结垢和腐蚀，后期需要大量脱水；减阻效果不够稳定。

我国对胜利油田河口稠油进行室内环道试验发现，掺水量达到50 %时，粘度快速下降，呈现水漂油悬浮液，在河口采油厂义西——义和输油管道（管长12.2 km，管径219×6 mm，设计输量1500～2000 m3/d）进行稠油掺水的现场试验，优化后确定最优出站温度为68.4℃，最优掺水率为54 %[17]。对新疆红山嘴油田红003 井区T1和TA两种稠油用内径为25 mm的水平环道进行模拟试验发现，这两种稠油的W/O乳状液的反相点分别约为40 %和45 %，当这两种稠油的油水混合液含水率分别达到50 %和55 %，温度在60～70℃时，其表观粘度可降至100 mPa·s以下[18]。

2.6 水环输送

水环输送是在稠油中掺入水等低粘不相容的液体，控制流速（0.84～1.3 m/s）设法在管壁形成稳定的水环，将稠油包围起来，使稠油不与管壁接触，从而减小流动阻力的一种输送方式。该技术经过大量室内和现场试验，其经济性被认为是比较高的[19]。其管输阻力与含水率有关，国外室内试验表明，管输量中水含量为8%～12%时最好，其输送摩阻约为同等输量输水时摩阻的1.5倍[20]。水环减阻输送的关键是保证水环可以稳定存在，若水环遭受到破坏，稠油接触到管壁会导致粘度大幅增加，而且稠油还会附着在管壁上难以清理。输送时由于油水两相间有密度差，导致输送时油核上浮使油流偏心，因此需要向水中添加添加剂，使水溶液具有粘弹性，从而抑制油流偏心的趋势。当具有粘弹性的水环受到剪切时，会产生法向应力。油核上浮时使水环顶部变薄，剪切率增大，产生的法向应力增大，方向指向水环底部且大于水环底部的指向向上的法应力，二者合力向下平衡浮力，起到稳定液环的作用。

水环输送的优点在于可以显著的减小输送摩阻，提升输送效率；容易实现不加热常温输送；掺水率较低且油水不乳化易分离，水可以回收循环再使用。缺点在于水环稳定性较差，容易受到破坏造成混相；长距离输送时有如何过泵不破坏水环的难题。

该技术已在美国加利福尼亚及委内瑞拉的短管道（约40 km）试用[7]，国内对该种方法经过多年研究，目前仍处于试验阶段。

2.7 超临界CO2输送

CO2具有临界温度和临界压力低的特点，其临界点在温度31.1 ℃和压力7.38 MPa，当温度和压力超过临界点时，其密度接近于液体且具有类似液体的溶解能力，其粘度和渗透能力接近于气体，自扩散系数远大于液体，可以迅速渗透到混合体系内部[21]。稠油超临界CO2输送就是利用超临界CO2溶解在稠油中，对稠油内部胶束网络结构造成破坏，减弱分子间作用力，从而大幅降低稠油粘度减小输送阻力的一种输送方法。

CO2浓度对稠油粘度的影响：随着稠油中超临界CO2濃度的增加，稠油的粘度下降越多。压力对稠油粘度的影响：在同一温度下，压力越高则稠油中溶解的CO2越多，使稠油粘度越低。温度对稠油粘度的影响：温度越高稠油粘度越低，溶解CO2后稠油的粘度随温度升高而降低的梯度更加明显。

稠油超临界CO2输送的优点有：原料来源广泛且成本较低；降粘效果明显，可将稠油粘度降至十分之一以下；CO2与稠油易于分离，对稠油性质影响不大。缺点是：对管道承压能力要求较高，不适宜老管线改造。目前该技术还处于起步阶段。

3 结 论

综上所述，每种方法都有各自的适用条件及优缺点，有的技术已经应用于生产，有的技术还处在研发试验阶段。确定最佳输送方案需要综合考虑许多因素并进行深入研究，我们需要考虑稠油的性质、管线的长度、现有设备情况、所处环境因素、经济因素等诸多因素的影响。对于确定某一管道，首先需要工艺技术上可行，但经济上是否合算最终决定该工艺能否得到应用，其经济考量主要有原始投资和运行管理费用。合理选择稠油输送方法，可以带来安全、经济等多重效益。

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