油包水乳状液物性影响因素实验研究

李照成 李洪松 陈鲁 贠智强 迟红利 王强 郭强

（1.中国石化胜利油田河口采油厂；2.青岛科技大学机电工程学院；3.胜利油田胜利化工有限公司山东东营）

在现代油田的开采过程中，油水混输技术的应用越发广泛[1]。在输送过程中，油水混合液在经过管道结合处，阀门，压缩泵等处的高速剪切作用后非常容易形成油水乳状液[2]。原油乳状液的凝点与黏度会随着含水率的变化而受到影响，由于分散相水滴的存在，乳状液体系中存在着内相与外相，其流变与析蜡特性会因为液滴与液滴之间的作用而变得复杂[3]。此外原油是一种复杂的烃类混合物，含有饱和烃、芳烃、石蜡、树脂等多种物质[4]。树脂和沥青质是极性化合物，当原油乳状液在被高速剪切时，其可视为表面活性剂，从而促进乳状液的形成并且会影响乳状液的物性[5]，因此不同种类的原油因为其成分比例不同，所表现出的析蜡特性及流变性也是有差异的。在管输过程中，油包水乳状液的析蜡与流变特性对管道运行的影响十分重要，它关系到在现场操作中应该采取什么样的掺水温度、掺水比以及输送压力，并且还决定了管道停输再启动的难易程度[6]。这些参数对管输过程中的能源消耗具有十分重要的影响。因此基于胜利油田两种不同种类的原油，并配置成不同含水率的原油乳状液，通过实验测得其凝点及黏度的变化并分析其变化的原因，对管道的安全经济输送有十分重要的意义。

1 实验部分

1.1 实验材料

试验所用脱水原油取自胜利油田河口采油厂丁王联合站与渤三联合站，将其分别命名为Oil1与Oil2。实验原油组分含量及基础物性见表1，并且为保证试验结果的准确性，掺水水样也从现场获取。利用XR-B500S高剪切乳化机将两种原油分别配制含水率为10%、20%、30%、40%、50%、60%。实验设备采用：NDJ-5S布氏黏度计、恒温磁力搅拌器、SYD-510型石油凝点试验器、XR-B500S高剪切乳化机。

表1 实验原油组分含量及基础物性

1.2 实验方法

为了确保试验油样具有代表性，分别在胜利油田河口采油厂渤三联合站和丁王联合站进行现场取样，并分装到磨口瓶中密封保存使用。在实验过程中，为保证相关数据的重现性，应对试验油样进行预处理以减小实验误差。将一定量的原油装入磨口试瓶中，将烧瓶固定于水浴加热器中加热至80℃后恒温保持2 h，使油样达到一个均匀的状态，随后在室温条件下冷却48 h，作为实验的基础油样[7]。

参照原油降凝降黏剂效果的评定方法SY/T 0541—2009《原油凝点测定法》、SY/T5767—2016《原油管道添加降凝剂输送技术规范》，测定Oil1与Oil2在含水10%、20%、30%、40%、50%、60%下的凝点、黏度、黏温曲线。

2 实验结果与分析

2.1 含水率对原油乳状液凝点的影响

由图1可以看出，Oil1凝点远高于Oil2。Oil1乳状液凝点受含水的影响并不大，在含水率为0～30%时，原油乳状液凝点几乎没有变化，当含水率超过30%后，凝点开始迅速上升。当达到最大含水率60%，凝点值为38.5℃，高出脱水原油凝点7.5℃。而Oil2原油乳状液凝点在刚开始受含水率的影响较大，但随着含水率的升高，凝点值的增长趋势变缓，当含水率到达50%时，凝点开始下降。此时凝点值为23.5℃，高出脱水原油凝点6.5℃。

图1 不同原油乳状液凝点与含水率的变化曲线

从整体上来说，由于掺水后乳状液的动力层厚度增加，两种原油在掺水后凝点均有所上升，但是随着含水率的增加，分散相液滴之间的距离变大，导致液滴间距之间的距离足以容纳下别的分子，使分子之间的作用力变小，这又使得动力层厚度减小，在两种作用趋势下，使得掺水后乳状液的动力层厚度基本保持不变。从表1可以看出，Oil1含蜡量较高，因此它的凝点远高于Oil2原油，但是其沥青质含量与胶质含量低于Oil2原油。胶质与沥青质属于表面活性物质，对原油乳状液的形成具有促进作用，水相与油相的结合比较紧密，因此在低含水的状态下Oil2乳状液凝点随含水率的升高增长较快。当含水率为50%的时候，Oil2乳状液的凝点有所下降，此时Oil2乳状液可能发生了转相。而当含水率大于40%后，Oil1乳状液凝点迅速上升。这是由于随着含水率的继续升高，分散相液滴数量增加，液滴之间的距离减小但分子作用力增大，导致包裹水滴的蜡晶网格的结构强度增加[8]。所以，Oil1乳状液凝点升高。

2.2 含水率对原油乳状液黏度的影响

在管输工艺的计算过程中，原油乳状液的黏度是一个十分重要的参数。所以在评价原油乳状液的流变性时，通常把黏度作为重要的评价指标。通过实验测试在不同含水率，不同温度条件下两种原油乳状液的黏温曲线，来得出不同温度，不同原油组分对原油乳状液黏度的影响。

2.2.1 原油组分对原油乳状液黏度的影响

在不同含水率条件下，对Oil1与Oil2乳状液进行测量，不同原油乳状液黏度与含水率间的关系如图2所示。由图2可以看出，在不掺水的条件下，Oil2的黏度高于Oil1，这是因为在50℃的条件下，原油中的蜡晶基本还未析出，影响原油流动性的主要因素为沥青质与胶质的含量。由表1可知Oil2重组分的含量较大于Oil1。但随着含水率的逐渐升高，尤其是当含水率超高10%后，两种原油乳状液的黏度都迅速升高。当含水率大于40%后，Oil2乳状液黏度的增长速度放缓，并且当含水率大于50%后，其黏度开始降低，这也说明Oil2乳状液的转相点为含水50%。而Oil1乳状液的黏度还在随着含水率的升高在继续上升。这说明其反相点要远高于Oil1乳状液。这种现象原因是因为当含水率较小时，水在乳状液中是以分散相的状态存在的，水液滴之间的间隔比较大，此时乳状液的黏度主要是通过连续相（油）来体现的，此时乳状液黏度的增长趋势较缓[9]。

图2 不同原油乳状液黏度与含水率间的关系

当含水率继续增大，油相中分散的水液滴逐渐增加，两相之间的接触面增大，液滴之间的相互作用增强加之相间表面能的作用，导致表观黏度增大[10]。当含水率接近反相点后，乳状液转相，液滴出现形变，此时黏度急剧下降。Oil2由于含有较高的胶质及沥青质，其可被视为表面活性剂从而使油水之间的界面张力降低，并且能够促进油包水型乳状液转变为水包油型乳状液。而Oil1胶质及沥青质含量比较低，因此其反相点要大于当前的最大掺水量（50%），这也说明不同组分的原油乳状液物性差别较大，在现场掺水输送的过程中应注意根据原油的组分差异选择合适的运行参数。

2.2.2 温度对原油乳状液黏度的影响

图3 不同含水率的Oil 1原油乳状液的黏温曲线

图4 不同含水率的Oi l 2乳状液的黏温曲线

温度对原油流变性的影响非常大，最直观的表现是原油的表观黏度对温度的变化十分敏感。本实验通过绘制含水率分别为10%、20%、30%、40%、50%、60%条件下黏温曲线，来探究原油乳状液的黏温特性。由图3和图4可以看出，两种原油乳状液黏度都随着温度的逐渐升高，黏度逐渐减小，其中，Oil1乳状液的黏度受温度的影响比较大。通过观察两图中的曲线可知，在温度降低到40℃以下后，不同含水率条件Oil1乳状液黏度随着温度的降低急剧上升。Oil2乳状液的黏度随温度的升高缓慢降低，变化趋势基本保持不变，其中当含水率为50%时，其黏度有所下降并且黏温曲线斜率减小。这说明原油乳状液在反相点之前时，其黏温曲线的变化趋势类似，当含水率越过反相点后，乳状液的黏温曲线开始出现变化。因此可知，在原油乳状液的输送过程中，想要有效降低油包水乳状液的黏度，不只需要盲目的进行加热，还需要根据原油乳状液的特性及现场要求选择合适的含水率，以满足节能降耗的需要。

3 掺水系统能耗费用计算

根据两种原油乳状液凝点与黏度随含水率变化的曲线可以得知，含水率在30%之前时其增长趋势都较为缓慢，当越过30%后，凝点与黏度都迅速增长。此外根据两种原油乳状液的黏温曲线也发现，在高温状态下温度对原油乳状液黏度的影响并不大。综合上述结论并结合现场开采及输送的要求，计算得出在丁王原油乳状液的输送过程中，掺水比率可选择30%，掺水后原油乳状液的温度可为60℃。通过对不同掺水比例系统的燃气及电力费用的分析计算并与现场所采集到脱水后进行输送的历史数据进行对比发现，由表2可以看出，当原油乳状液在含水30%的条件下进行输送时，综合能耗费用大幅降低，与输送脱水原油相比，综合能耗费用可降低约17%。

表2 输送不同掺水比率原油乳状液的费用

4 结论

1）通过对不同含水率条件下两种原油乳状液的凝点，黏度进行实验测量，得出乳状液在油包水的状态下，凝点温度与黏度是随着含水率的增加不断升高，但不同组分的原油乳状液，凝点与黏度的变化趋势不同，原油中的胶质及沥青质会促进乳状液的形成，从而在低含水的状态下渤三原油凝点上升较快。在黏度方面，当含水率为0～50%时，两种原油的黏度都随着含水率的升高逐渐升高，但丁王原油乳状液黏度的增长速度要大于渤三原油，当含水率超过50%后，渤三原油乳状液黏度开始下降，这说明渤三原油的反相点为含水率50%。因此在原油乳状液的输送过程中，要注意其凝点与黏度随含水率的变化来及时调整运行参数。

2）通过实验测量并绘出两种原油的黏温曲线，发现在两种原油乳状液反相点之前，其黏度随温度的变化规律与脱水原油类似，乳状液黏度都随着温度的上升迅速下降。但不同含水乳状液的黏度区别较大，因根据现场实际需要选择合适的含水率及输送温度。

3）结合现场的实际情况，原油乳状液在含水率为30%条件下进行输送，与输送脱水原油相比，综合能耗费用可降低约17%。