第一篇：稠油管道输送技术概述
稠油管道输送技术概述
作者：曾司亮
【摘 要】稠油管道输送难度大是限制稠油规模应用的关键问题，可通过降粘和减阻两种方法解决该问题。稀释法、乳化法和加热法可以有效实现降粘，加入减阻剂和使原油形成环形流可以实现减阻。【关键词】稠油；输送；降粘；减阻
稠油的定义为密度小于20API（API指的是美国石油协会油品比重指数）的石油，但是如果石油相对比重等于或小于10API，则被认为是超稠油或是沥青，超稠油的密度比水还大。历史上，对稠油的需求被边缘化，这是因为这种石油粘度高，组成复杂，采油、输送和炼制成本高。原油之所以具有高的粘度（103-106cp）和低的API比重，是因为这种原油中含有大量的沥青以及相对低比例的低分子量化合物，也就是说不含有轻馏分。同时，还含有大量的硫、盐以及镍、矾等金属。稠油管道输送的主要问题有沥青的不稳定性、石蜡沉淀、高粘度造成的多相流问题、管道堵塞、高压力降等。稠油输送难度大是限制稠油规模应用的关键问题，目前，主要通过降粘和减阻两种方法解决稠油的管道输送问题。
一、降低粘度法
降低粘度的方法主要有稀释法、乳化法和加热法。
稀释法是最古老的最常用的稠油降粘方法，自1930年代开始，人们就开始给稠油添加轻质液态油品，典型的稀释剂是来自于产气过程的凝析油，但轻质原油也可作为稀释剂。这是一种有效的降低稠油粘度、帮助稠油管输的方法，20-30%的轻油比例就足以避免压力降过高或者很高的原油温度。稀释稠油也有助于稠油脱水、脱盐等工艺的完成。这种方法应用最多，其缺点是投资大，包括凝析油管道和泵站建设、溶剂分离并重新输送回到稠油生产地点等。从经济性角度来说，提高稀释效果，减少稀释剂用量很重要，因此人们做了很多研究希望寻找到更加有效的稀释剂。Henaut提出用二甲醚作为溶剂在一定压力下可以降低稠油的粘度和管输过程中的压力降，而且，与其他溶剂相比，在炼厂回收二甲醚较为容易。Henaut对用醇类作溶剂也进行过一些研究，比如，戊醇作为稠油稀释剂的降粘效果是煤油的两倍，这是因为溶剂的氢键极性越强，稀释稠油的降粘效果越好。由于石脑油或轻质原油的API比重较大，对稠油的稀释效果更好，因此比天然气凝析油更常被选作稠油稀释剂。但是混合油可能会改变沥青的稳定性，从而引发絮凝而造成管道堵塞。为此，需要进一步研究沥青的絮凝和聚集以及石蜡的结晶和沉积特性，而且混合油的市场售价低于溶剂油，因此需要对稠油处理工艺的经济性进行评估。
乳化法主要形式有油包水和更加复杂的水包油结构外层又被油包裹。奥利乳化油是水包裹沥青形成的乳化剂，上世纪80年代，这种工艺代替稀释法用于委内瑞拉所产稠油的管道输送。直到90年代后期，这种工艺又逐渐被稠油改良法所取代。稠油形成乳化剂比较有效的方法是添加表面活性剂，这样在管输时，原油成为一种连续、均匀的油滴。为了提高原油管输经济性，要求乳化剂含有尽可能多的原油和尽可能少的水，但是，输送对粘度的要求一般在环境温度下为400cp，这样的要求一般在水含量为25-30%时能够达到。原油含量超过30%时，粘度就可能太高，甚至会转化成油包水型乳化剂。Gregoli研究出了一种水包油乳化方法，利用一个安装有导流板的静态混合器，保证了原油在水中的充分扩散。Gutnick曾对生物乳化剂进行了广泛的研究，这种乳化剂对于含有脂族和芳族成分的烃基质在淡水和海水中的水包油乳化都有很好的效果。在使用时生物乳化剂一般是固着在油水界面上，从而避免油滴的聚集，并对形成的乳化剂起到稳定作用。当管道处于-20℃或更低温度时，可以在盐水中加入乙二醇等冰点抑制剂来保证正常的管输。
加热法使稠油在管道中输送时维持温度不低于从油井中生产出来时的温度。Ghanam和Esmail研究了加拿大稠油（密度0.929，120℃时粘度1375cp）的热流动情况。剪切速率为10s-1时，原油粘度从10℃时的700cp降低到30℃时的300cp，可以看出温度对原油粘度的影响比较大。Perry提出了一个新的近似方法可以不用在泵站对原油进行直接加热，认为通过改变管道直径、站间距、运行压力以及常温下输送的油品粘度等参数就可以控制原油的温度。这种方法的应用于新建管道，管道长度要大于250km，运行压力较高。
二、降低阻力法
降低管输阻力的方法主要有加入减阻剂和使原油形成环形流。
为了克服原油输送过程中与管壁摩擦而造成的压力降，人们将减阻剂加入原油，减阻剂的作用是吸收流体在管内较高速度流动时由于层纹破坏而产生的能量，从而控制漩涡的形成。这样，流体基本保持在层流状态，紊流状态难以形成，流动阻力也会减小。减阻剂大体分为三类：表面活性剂、纤维质和高聚物。表面活性剂是通过降低液体的表面张力起作用，而后两种是通过限制涡流产生从而降低阻力。对减阻剂的主要要求是能溶解于稠油，对于高聚物，影响其减阻性能的参数有：高分子量、抗剪切降解、快速溶解以及在光、热、化学品和生物制剂作用下的稳定性。目前，投入商业应用的减阻剂大都是高分子α烯烃的均聚物或共聚物，这种减阻剂对于低API密度、高沥青含量的稠油减阻效果不是很好。Milligan提出用丙烯酸酯基的高聚物作为减阻剂，根据报导，这种减阻剂用于稠油的减阻率为28-36%，相对于以前的减阻剂，这是很大的进步。
使流体形成核心环状流（CAF）的原理是在管道的内表面形成一层水或其他液体的薄膜，对稠油的核心流动区形成一定的“润滑”作用，从而降低流体的轴向压力梯度，总的压力降与输送水相类似。环形流是两相流的流动形式之一，事实上很难形成真正的、稳定的环形流，通常更有可能存在于流体核心的是波浪流。这种技术从上世纪初被提出，直到70年代通过环形流实现稠油的管道输送才真正实现，壳牌公司宣布利用水做润滑剂，在加利福尼亚州输送了相当数量的稠油。很多实验和理论研究都证明核心环状流对于常温输送稠油是可行的方法，但对于在商业管道中怎样才能建立这种流动模式的研究却很少有提及。在现有管道上使用这种技术关系到环形流与管道的适应性，建立这种流动模式不仅包含技术问题，也涉及到运行方法，特别怎样与非环形流流体共用一条管道的问题。
三、认识
对于具备大量轻质原油、凝析油或水，而且有足够空间安置混合和乳化设施的稠油产区，适宜采用降粘的方法实现稠油管输。在需要改善稠油或添加化学剂的情况，要着眼于表面活性剂、减阻剂、催化剂等的选择。将来的研究在基础研究之外，更要立足于小规模试验、半工业化试验，比如环道试验等。或者未来的研究重心会从井外转移到井内，也就是说在油藏内就对稠油进行乳化或改良。
第二篇：天然气管道输送技术
1.天然气的输送基本分为两种方式：液化输送，管道输送。2.天然气管输系统的输气管线：一般分为矿场集气支线，矿场集气干线，输气干线，配气管线四类。3.输气站的主要功能：包括调压，净化，计量，清管，增压，冷却。4.天然气的组成大致可分为三类：烃类组分，含硫组分和其他组分。5.按油气藏的特点天然气可分三类：气田气，凝析气田气，油田伴生气。6.按天然气中烃类组分的含量可分为：干气和湿气。7.按天然气中的含硫量差别可分为：洁气和酸性天然气。8.分离器的内部构件：进口转向器，除沫板，旋流破碎器，雾沫脱除器。9.阻止水合物形成的方法：一提高天然气的温度，二是减少天然气中水汽的含量。10.解除水合物阻塞的措施：一是降压，二是加热，三是注防冻剂。11.管内气体流动的基本方程：连续性方程，运动方程，能量方程 气体状态方程12.求解等流量复杂管常用：当量管法或流量系数法。13.管道温度低于0°时，球内应灌低凝固点液体以防止冻结。14.清管设备主要包括：清管器收发装置，清管器，管道探测器以及清管器通过指示器。15.提高输气管能力的措施：铺副管，倍增压气站。16.密度的影响因素：一定质量的天然气压力越大密度越大，温度越大密度越小。17.天然气的相对密度：是指在同温同压条件下天然气的密度与空气密度之比。18.天然气的粘度：气体粘度随压力的增大而增大；低压条件下，气体粘度随温度的升高而增大；高压条件下，气体粘度在温度低于一定程度时随温度的增高而急剧降低，但达到一定温度时气体的粘度随温度的升高而增大。19.天然气含水量：指天然气中水汽的含量。20.天然气绝对湿度：指单位数量天然气中所含水蒸气的质量。21.天然气相对湿度：指单位体积天然气的含水量与相同条件下饱和状态天然气的含水量的比值。22.天然气的水露点：在一定压力下，天然气的含水量刚达到饱和湿度时的温度称为天然气的水露点。23.天然气的分类：我国将天然气按硫和二氧化碳含量分为一类（硫化氢≤6）二类（硫化氢≤20）三类。一类二类主要用作民用燃料，三类主要用作工业原料或燃料。24.地形平坦地区输气管道：指地形起伏高差小于200米的管道。25.输气管道基本参数对流量的影响：a.直径D增大，流量Q就增大。输气管道通过能力与管径的2.5次方成正比；b.站间距L增大，Q就减小。流量与长度的0.5次方成反比；c输气温度T增大，Q就减小。输气量与输气的绝对温度的0.5次方成反比；d.输气量与起终点压力平方差的0.5次方成正比。26.流体在管道中的流态划分：Re<2000为层流，3000
4，按结构可分：浮筒式及薄膜是调压器，后者又分为重块薄膜式和弹簧薄膜式调压器。5，若调压器后的燃气压为被调参数，则这种调压器为后压调压器。若调压器前的燃气压为被调参数，则这种调压器为前压调压器。9.清管的目的：1，清除施工时混入的污水，淤泥，石块和施工工具等；2，清除管线低洼处积水，使管内壁免遭电解质的腐蚀，降低硫化氢，二氧化碳对管道的腐蚀；3，改善管道内部的光洁度，减少摩阻损失，增加通过量，从而提高管道的输送效率；4，扫除输气管内存积的硫化铁等腐蚀产物；5，保证输送介质的纯度；6，进行管内检查。
10.天然气的类别：1，油气藏的特点分为a气田气b.凝析气田气c.油田伴生气2，按照天然气中的烃类组分的含量分为a.干气b.湿气
3.按照天然气中含硫量的差别a.洁气b.酸性天然气 11.为什么要用分离除尘设备：从气井出来的天然气常带有一部分的液体和固态杂质，而天然气在长距离输送中由于压力和温度的下降，天然气中会有水泡凝析为液态水，残存的酸性气体和水会腐蚀管内壁，产生腐蚀物质，同时加速管道及设备的腐蚀，降低管道的生产效率。因此，为了生产和经济等方面的要求，必须将这些杂质加以分离，在工程上常采用分离除尘设备。
第三篇：稠油开采技术
稠油开采技术
如何降低成本，最大限度地把稠油、超稠油开采出来，是世界石油界面临的共同课题。稠油由于粘度高，给开采、集输和加工带来很大困难，国内外学者做了大量研究工作来降低稠油的粘度。我国稠油开采90%以上依靠蒸汽吞吐或蒸汽驱，采收率能达到30%左右。深化热采稠油油藏井网优化调整和水平井整体开发的技术经济研究，配套全过程油层保护技术、水平井均匀注汽、热化学辅助吞吐、高效井筒降粘举升等工艺技术驱动，保障了热采稠油产量的持续增长。
目前提高稠油油藏产量的思路主要是降低稠油粘度、提高油藏渗透率、增大生产压差，主要成熟技术是注蒸汽热采、火烧油层、热水＋化学吞吐、携砂冷采，等等。
1、热采技术
注蒸汽热采的开采机理主要是通过加热降粘改善流变性，高温改善油相渗透率以及热膨胀作用、蒸汽（热水）动力驱油作用、溶解气驱作用。关于稠油的蒸馏、热裂解和混相驱作用，原油和水的蒸汽压随温度升高而升高，当油、水总蒸汽压等于或高于系统压力时，混合物将沸腾，使原油中轻组分分离，即为蒸馏作用。蒸馏作用引起混合液沸腾产生的扰动效应能使死孔隙中的原油向连通孔隙中转移，从而提高驱油效率。高温水蒸气对稠油的重组分有热裂解作用，即产生分子量较小的烃类。在蒸汽驱过程中，从稠油中馏出的烃馏分和热裂解产生的轻烃进入热水前沿温度较低的地带时，又重新冷凝并与油层中原始油混合将其稀释，降低了原始油的密度和粘度，形成了对原始油的混相驱。注蒸汽热采的乳化驱作用同样很有意义，蒸汽驱过程中，蒸汽前沿的蒸馏馏分凝析后与水发生乳化作用，形成水包油或油包水乳化液，这种乳化液比水的粘度高得多。在非均质储层中，这种高粘度的乳状液会降低蒸汽和热水的指进，提高驱油的波及体积。热采井完井时的主要问题是，360℃高温蒸汽会导致套管发生断裂和损坏。为此，采用特超稠油HDCS技术，将胶质、沥青质团状结构分解分散，形成以胶质沥青质为分散相、原油轻质组分为连续相的分散体系。特超稠油HDCS强化采油技术已在胜利油田成功应用。加强注采参数优化研究，针对不同原油性质、不同油层厚度和水平段长度，明晰技术经济政策界限，合理配置降粘剂、CO2和蒸汽用量，可提高应用效果和效益。
2、出砂冷采
1986年，为了降低采油成本，提高稠油开采经济效益，加拿大的一些小石油公司率先开展了稠油出砂冷采的探索性矿场试验。到90年代中期，稠油出砂冷采已成为热点，不注热量、不防砂，采用螺杆泵将原油和砂一起采出。文献指出，螺杆泵连续抽吸避免了稠油网状结构的恢复，稠油形成稳定的流动地带，在油带前缘，油滴被启动而增溶到油带中，因此，油带具有很好的流动能力，表现到生产上就是含水下降。而抽油泵的脉动抽吸，使得地层孔隙中的油流难以形成连续流，水相侵入到油流通道，微观上表现为降低了油滴前后的压差，油滴更难启动，若水相能量充足，油滴就一直不能流动，表现到生产上就是长期高含水。稠油出砂冷采技术对地层原油含有溶解气的各类疏松砂岩稠油油藏具有较广泛的适用性，它通过使油层大量出砂形成蚯蚓洞和形成稳定泡沫油而获得较高的原油产量。形成地层中“蚯蚓 洞”，可提高油层渗透率；形成泡沫油，则给油层提供了内部驱动能量。乐安油田草13块配套大孔径、深穿透、高孔密射孔、高压充填防砂与螺杆泵冷采配套技术，基本解决了粉细砂岩油藏防砂及稠油抽汲难题。
3、加降粘剂
王卓飞发现，乳化液在孔隙介质中的流动过程是一个复杂的随机游走过程，降低界面张力、提高毛管数可改善稠油油藏开发效果。向生产井井底注入表面活性物质，降粘剂在井下与原油相混合后产生乳化或分散作用，原油以小油珠的形式分散在水溶液中，形成比较稳定的水包油型乳状液体系。在流动过程中变原油之间内摩擦力为水之间的内摩擦力，因而流动阻力大大降低，达到了降粘开采的目的 [14]。比较常用的有GL、HRV-
2、PS、碱法造纸黑液、BM-
5、DJH-
1、HG系列降粘剂。鲁克沁油田通过加强化学吞吐油井化学降粘、化学吞吐、蒸汽吞吐、天然气吞吐等技术现场攻关试验、形成超深稠油开发技术路线。
4、电加热
采用电热采油工艺开采稠油、超稠油，在技术上是成熟的。对于远离油田基地的中小规模稠油油藏，由于其面临的主要开发瓶颈主要来自地面稠油的输送加热、降粘、脱水工艺等。因此笔者建议开展地下稠油变稀油技术攻关，将稠油开发转化为稀油开发问题。当然这存在比较突出的成本问题：电热采油工艺单井平均加热功率80kW/h，日耗电费约1000元。
5、注空气开发
R.G.Mooreetal 等研究了重油油藏冷采后采用注空气法（地下燃烧）的潜在应用状况[15]。由于冷采油田在冷采的经济界限内仍遗留大量的原油，而且蚯蚓洞型的通道处于衰竭油藏之中，因此它是注空气的理想候选油藏。蒸汽短时期进入衰竭油藏，会破坏“蚯蚓洞”，从而使受热通道产生较高的渗透率。受热的通道为可流动的原油到达
生产井提供流路后，随即实施油藏点火和注空气，蒸汽／燃烧法的综合应用可在薄油藏及持续注蒸汽无经济效益的油藏得到较高的经济效益。
6、SAGD SAGD是国际上开发超稠油的一项前沿技术。它是向地下连续注入蒸汽加热油层，将原油驱至周围生产井中，然后采出。利用SAGD技术开发超稠油的方式，已成为国际上超稠油开发的一项成熟技术。
在国外，SAGD技术通常针对成对水平井开发，而辽河油田采用的是直井注汽、水平井生产。这种开发方式的优点有三：①将原有的直井替代水平井进行注汽，相当于少打一口注汽水平井，经济且实用；②辽河油田超稠油油藏夹层复杂，油层连续性差，纵向连通不好。国外水平井通常为1000米深，而辽河油田的水平井只有几百米。采用直井注汽，辽河油田原有的井多的特点就成了优势，这口不行就改用另一口。③监测系统是辽河油田应用SAGD技术的又一创新，改变了国外用两口井进行监测的状况。SAGD先导试验开始以来，辽河油田科技工作者经过不懈努力，解决了高干度注汽技术、大排量举升技术、地面集输系统等诸多难题，且均达国际先进水平，满足了SAGD工艺需要。
7、掺稀油开采
掺稀油降粘是开采稠油的一种有效的方法，其优点是不伤害油层，不像掺活性水降粘开采，掺水后的油水混合液要到联合站去脱水，脱下的水还要解决出路问题，增加了原油生产成本。
8、微生物驱油
微生物驱油技术是通过细菌在油藏环境中繁殖、生长、代谢，利用细菌对原油的降解作用，产生的代谢产物使固液界面性质、渗流特性、原油物化性质发生变化，提高洗油效率。微生物作用可降低原油高碳链烃含量，降低原油粘度。美国密苏里大学在2002-2004年开展了浅层重油的微生物采油技术研究；2005年，微生物采油技术列入中国“973”科技项目。胜利油田已获得耐温80℃、耐盐150000mg/L的驱油菌种，对原油的降粘率最高达到95％。开展了4个区块的微生物驱油现场试验，累计增油6万余吨。F16菌组能降低原油粘度，对粘度3000mPa·s(50℃)的原油的降粘率在30％～85％，经F16菌组作用后，原油的非烃组分减少，同时代谢产物中的生物表面活性剂能有效地改善常规稠油的流动性。大港油田孔二北断块应用本源微生物采油，累计增油17866吨。
9、地热辅助采油技术
地热采油是利用地热资源，以深层高温开发流体（油、气、水及其混合物）将大量的热量带入浅油层，降低原油粘度，提高原油流动能力。为了减少热损失，最好不进行油、气、水分离，而且不经过地面，直接注入目的油层。胜利油田稠油热采和注水开发工艺技术非
常成熟，开发实践经验也很丰富，这为利用地热资源进行热水采油提供了便利。另外，与地热辅助采油技术相类似，笔者还初步研究了利用太阳能、风能和重力能辅助采油技术。
10、水热裂解开采稠油新技术
刘永建教授研究开发了水热裂解开采稠油新技术，在实验室内和采油现场取得了一些有意义的研究成果。水热裂解技术通过向油层加入适当的催化剂，使稠油在水热条件下实现部分催化裂解，不可逆地降低重质组分含量或改变其分子结构，降低了稠油的粘度。制备的稠油水热裂解催化剂有较好的催化效果，反应温度更接近于井下的实际温度。这是一个很好的攻关方向。
11、稠油热采地下复合催化降粘技术
中国石化报2007年10月9日报道了稠油热采地下复合催化降粘技术，该技术集表面活性剂降粘、水热裂解催化降粘和氧化催化降粘剂降粘等功能为一体，注入催化剂后原油就地裂解产生小分子的气体，增加了油层压力，延长了放喷时间，提高了产油量，为超稠油的开发提供了有力的技术支撑。
第四篇：油气管道的输送技术研讨论文
对于加热输送工艺来说，加热原油所需要的燃料费用以及输油泵送原油时所需要的电力费用之和是评价该工艺的重要指标。在优化技术中，可采用“先炉后泵”的工艺流程，提高输油泵的运行效率，降低动力费用。对加热炉的结构进行改造有效地利用余热来提高热效率。在输油设备上采用热媒炉、热管加热炉以及节能型输油泵等这些高效设备，来减少油电方面的消耗和降低输油的成本。
所谓的改质就是将原油进行脱蜡、热裂化、脱沥青以及加氢裂化等一系列的炼制加工来改变原有的化学成分，改善其流动性，并且能够将轻馏分油的含量提高，加强油气长输管道的操作弹性。通过改质后生成的轻质油不仅使组分稀释，同时还能因为分子量的变小使蒸气压变大，增大管道的输送量。对于高含蜡原油来说，更加适合于脱蜡法，将原来的高含蜡原油与脱蜡后原油进行混合能够实现低温输送。由于这种方法需要安装一套加工的装置，成本花费上比较高，但是其前景还是比较被看好的。
加剂输送就是利用添加化学剂对原油的流动性进行有效地改善，在加剂输送中，对于长输管道来说，剪切对原油流动性的积累影响非常显著，利用对管道输送的剪切以及热力条件进行模拟以后，能够有效地掌握和控制获得添加剂的原油的流动性变化，其中我国的魏—荆输油管道就是采用加热加剂的方式来进行输送的。对于原油的凝点降低可以采用添加降凝剂，在原油进行改性以后，所含的析蜡温度保持不变，所以在输油管道运行温度降低的时候，便会有更多的胶质、蜡以及沥青质析出，将凝油或者其他的杂物一起粘附在输管道的内壁上，不仅降低了传热的系数，同时又减少了管道的输送截面，与低输量管道的运行的要求正好符合，对于原油的流速的提高以及散热的减少损失十分有利。相对于大输量的管道，流通面积的减少就会造成流动阻力的增加，需要进行定时清管。在工业运用的时候，含蜡原油对于降凝剂的选择非常的严格，在选择的时候可以通过对不同的两种或者是多种降凝剂进行复配，从而扩大它的使用范围，达到更好的降凝效果。同时还可以使用降粘剂、减阻剂、乳化剂以及稀释剂来对于原油的输送技术进行改善。
天然气饱和输送是针对于油田在较高压力下进行的油气分离，通过使天然气当中的一部分溶解在原油中，来降低原油中的粘度以及减少管输摩阻的一种方法，为了避免将天然气从原油中分离出来，在管道输送的过程中要将输油管道、设备的压力与分离压力相等或者高于分离压力。通过在实践中发现，在等温输送高粘原油的时候采用这种方法更加地有效。
轻质原油稀释的输送技术的主要原理就是按照稠油和轻质油的配比进行稀释输送，通过在原油加入适当的轻质油作为稀释剂，使原油的粘度降低下降，摩阻减小，流动性增加，从而可以达到降粘增输的目的，当稀释的比例和混合的温度在选择得当的时候就可以有效地提高输油量，达不到减阻增输的效果。目前该技术也已在我国输油管道中得到广泛的应用。对于油气管道的输送性能的技术还有很多，比如液体弹性波输送、低粘液环输送、旋流输送、磁性液体粘性减阻输送、避免振动减阻输送、仿生非光滑表面减阻输送以及物理场处理输送等等方法都为管道在清蜡、防垢以及减阻增输提供了更多的新工艺，对管道流体的输送以及控制，都是非常重要的。
对于我国目前油气管道的建设而言，还有很多地方需要进行改进，同时怎样才能使我国的输油技术达到一个更高的水平，对于油气工业来说也是一个巨大的挑战，不仅仅在设备上要进行优化，同时对于输送技术上还要进行不断地创新，从每一个细小的环节着手，加强我国油气工业的建设，推进经济和社会的向前发展。
第五篇：重质原油管道输送（共）
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；油中可含水量5%～20%；停输再启动时，管道内总含水量不小于20%，可实现平稳启动。此外，还发展了以水为载体的伴水悬浮和浆液悬浮输送。由于水为连续相，而稠油为非连续相，因而混合物的表观黏度非常低，压力损耗小，但掺水量高。5.磁性液体粘性减阻输送法
磁性液体粘性减阻技术是一种新的减阻方法,是利用前面所述的磁性液体特性,在外加磁场的作用下使磁性液体附着在边界表面,用柔顺的边界面替代刚性边界面,使边界面随流体的流动而同步波动,引起层流附面层流速分布的改变,使边界层表面流速大于零,边界面上流速梯度减小,从而减小边界面上的剪力,减小由于剪力作功而消耗的能量,达到减阻目的,提高流速。磁场越强,磁性液体饱和磁化强度越高,磁性液体涂层就越稳定,减阻效果就越好。磁性液体粘度越低,交界处阻力越小,减阻效果也越好,但要保证较好的附着性。只有当作用在涂层上的剪力大于稳定极限时,涂层破坏,减阻才失效。有必要指出,磁性液体与所输送的液体不能相溶。
磁性液体粘性减阻应用研究在国内还没有公开报道出现,国际上进行此项研究的主要集中在少数几个国家。由于其具有优越的性能和广泛的应用范围,北京通大学磁性液体研究室获得国家自然科学基金委员会的支持,正在开展此项研究。6.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。从已报道的文献[ 9] 来看, 稠油掺活性水降黏输送研究, 主要是寻找高效价廉的降黏剂, 要求管中油水混合液具有一定的稳定性, 能满足停输及意外事故对稳定性的要求,并且在输送末站易破乳脱水。目前, 稠油掺水输送在胜利、辽河、中原油田虽已得到广泛的应用[10] , 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。
7.溶气降黏输送
超临界二氧化碳比常规二氧化碳气体密度高很多，已经与液体二氧化碳的密度相接近，但是又具有与气体二氧化碳相近的扩散系数，所以超临界二氧化碳是优良的溶剂。稠油中溶解了二氧化碳，其黏度大幅降低，使原油在多孔介质中的流动更加容易。通过试验研究发现，在试验温度和压力范围内，饱和二氧化碳后原油的黏度大幅度减低，降黏率均保持在90%以上。在温度一定的情况下，稠油中二氧化碳的溶解度随压力升高而升高，降黏率随着饱和压力的增大而增大；在压力不变的条件下，稠油中二氧化碳的溶解度随温度的升高而减小，降黏率随着温度的升高而降低。通过室内试验研究发现，在试验温度和压力范围内，饱和二氧化碳后稠油的黏度大幅减低，降黏率均保持在90%以上。在温度一定的情况下，稠油中二氧化碳的溶解度随压力升高而升高，降黏率随着饱和压力的增大而增大；在压力不变的条件下，稠油中二氧化碳的溶解度随温度的增加而减小，降黏率随着温度的升高而降低。超临界二氧化碳在稠油管道输送中的应用，是一项全新的稠油输送工艺，从室内看具有较好的效果，但在现场注气工艺上还有很多需要完善的地方。8.微生物降黏
微生物对原油具有降解、溶解和乳化的作用，微生物降黏主要就是利用它们的协同作用来降低稠油黏度。降解作用是利用微生物生长时产生的生物酶破坏稠油中的大分子聚集体，使稠油中的重组分减少，轻组分增加，流动性提高。溶解作用是利用微生物代谢产生有机溶剂，溶解和分散稠油组分中的胶质、蜡质和沥青质，进而降低稠油黏度。乳化作用是利用微生物产生生物表面活性物质降低稠油油水界面张力，形成 Ｏ／Ｗ 型乳状液，起到降黏的作用近年来，微生物降黏作为一项新型的降黏技术受到广泛关注，某些地区已经将这项技术应用于生产实践。微生物降黏技术与传统的降黏技术相比，具有应用范围广、效率高、无二次污染等特点，因此具有良好的发展前景。丁振武［13］将国外引进的菌种和辽河油田提取的菌种杂交、改良后得到生物酶稠油降黏剂，该降黏剂在５０℃时降黏率为９９％，降黏效果最佳。但微生物降黏技术的适用范围窄，微生物培养条件较苛刻，在环境恶劣的油藏条件下易遭到破坏。因此，筛选和培养普遍性强、耐恶劣环境的易培养菌种是微生物降黏技术的主要研究方向。9.稠油污水回掺输送
通过对河南古城油田BQ10区特超稠油乳状液的室内试验分析,指出该种乳状液的实际相突变点为68%左右,当相浓度H≥ 68%时,以W /O型为主的乳状液突变为以O /W型为主的乳状液。乳状液变型后, 原油与管道内壁之间的摩擦以及原油之间的摩擦转变为水与管道内壁及水与水之间的摩擦,从而大幅度降低其粘度和摩阻损失;通过对古城BQ10区特超稠油区块单元内部污水回掺降粘集输的现场试验, 证明与室内试验分析得出的结论相符合,说明区块单元污水回掺不同于常规的掺热水,也不同于掺联合站处理过的净化污水, 它优于单井掺稀油。最后指出该工艺可有效地降低井站回压,方便生产管理,降低开采成本,提高采油效率和经济效益, 具有低耗节能的优点。
10.超声波处理输送
这种输送技术主要利用超声波的空化作用及乳化作用实现对稠油的输送。当高强度超声波作用于原油时, 由于原油内具有一定数量的空泡, 超声波可使空泡产生振动, 并在空泡界面上会产生很大的剪切应力。在剪切应力作用下, 原油与水充分混合, 使原油乳化, 并在相浓度(刃达到一定值时, 改变原油的乳状液类型, 使其粘度降低。在输人电功率仅为1 50 W 的条件下, 使用超声波可使乳化速度达到1 50 L / h , 且处理后得到的乳化液非常稳定,经超声波处理过的原油明显地降低了对应温度下的粘度, 且这一效果具有不可逆性, 这说明用超声波降低原油粘度的输送方法是可行的。
选择一种最佳的稠油输送方案需要考虑很多因素，如：管线长度、气候条件、现有设备、水处理能力、电力供应、地形情况、稠油种类、环境因素等，但最重要的还是经济因素。对于上述稠油管输技术，油田应根据自身的油品性质、环境条件和输送规模等具体情况来选用。一般情况下，中质原油选用纯稠油局部加热方式；中黏稠油宜选用纯稠油连续伴热方式；高黏稠油宜选用稠油稀释或加剂降阻降黏方式；特高含蜡易凝原油应着重研究伴热保温输送、热裂解和脱蜡处理输送、水力输送等工艺；特高含胶黏稠原油优先研究稀释输送、液环输送、水力输送和其他物理处理场输送工艺。若稠油油田附近有轻质原油资源，宜采用掺轻质原油加热降黏集输流程。一般来说，对每种方案的选择都要考虑它的原始投资和操作运行费用。通过综合全面的经济分析，才能选出一种最为经济合理的稠油输送方法。
参考文献：
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