第26卷第6期 油　气　储　运实验研究原油水乳状液制备条件研究黄启玉3　张　帆　张劲军(中国石油大学(北京)油气储运工程系)　汪　岷　白东乔(中国石油管道公司秦京输油气分公司)黄启玉　张　帆等:原油水乳状液制备条件研究,油气储运,2007,26(6)49～51。

摘　要　系统研究了搅拌转速、搅拌温度、加水方式等因素对乳状液性质的影响,优选了乳状液的制备条件,并将室内制备的乳状液的粘度和现场相同含水率的乳状液进行了对比,确定了室内制备乳状液的条件。

主题词　原油 乳状液 制备条件 影响因素 试验研究一、前　言 在油水混合输送过程中,乳状液的性质是进行压力计算的重要依据,在室内制备与现场性质相同的乳状液具有重要意义。

室内试验油水混合方式有多种,并且各有特点,沈钟[1]等认为搅拌方式主要有机械搅拌、胶体磨研磨、超声波乳化器乳化、均化器乳化。

朱海山[2]认为要合理确定乳状液的制备条件,必须首先保证乳状液的制备应该与油田开发中原油与水的流动状况相一致并尽可能相近,即乳状液中原油与水的混合方式,应与从油层到泵、井筒、油嘴、分离设备、输送泵和管道的混合乳化方式相类似,并且搅拌的转速也要与次过程的剪切速率基本相吻合。

江延明、李传宪[3]等人通过试验研究了搅拌强度、搅拌时间和温度等操作条件的影响,认为搅拌强度越高,乳状液液滴平均半径越小,因而表观粘度越高;随搅拌时间的延长,乳状液的表观粘度不断上升,但上升幅度越来越小,最后趋于平衡;搅拌初期搅拌强度的影响大,随时间的推移,不同搅拌强度的乳状液的表观粘度的差别增强,达到最大值后开始减小,最后趋于同一平衡值;制备温度越高,所得到的乳状液的液滴越大,表观粘度越小。

二、试验仪器 1、　含水率测定仪器D TS石油含水电脱分析仪,适用于原油含水率的测定,添加轻油和破乳剂后原油含水率的测量误差小于1%。

2、　流变仪HAA KE RS150型流变仪。

3、　搅拌仪器采用I KA数显可控转速搅拌器。

4、　控温水浴试验仪器配备的水浴均为精密恒温水浴,控温精度可达到±0.1℃,其型号为HAA KE2C35及HAA KE2C25。

三、乳状液制备条件研究 乳状液的制备条件对乳状液的性质具有重要影响,搅拌器转速、搅拌温度和加水方式则是影响乳状液性质的最重要因素。

1、　搅拌转速的影响为研究搅拌转速对乳状液性质的影响,原始油样在40℃时的粘度为7181mPa・s,首先将含水　3102249,北京市昌平区府学路18号;电话:(010)89733543。

・94・41.8%的SZ36—1A区综合油样进行脱水,然后在常温下配置200mL含水41.8%的油水混合物,在水浴加热至40℃,恒温20min,分别用不同搅拌转速搅拌10min,然后装入粘度计测量40℃的粘度,结果见表1。

表1　搅拌转速对乳状液粘度的影响搅拌转速(r/min)40℃时粘度(mPa・s)偏差%500 1000 15007292830193521.515.630.2　注　偏差=(制备乳状液的粘度-原始乳状液的粘度)×100/原始乳状液的粘度由表1可知,在含水率相同的条件下,随搅拌转速的增加,乳状液粘度增加,对于SZ36—1A区综合油样,转速在500r/min条件下制备的乳状液的粘度与现场原始油样粘度最接近,误差只有1.5%,表明在转速500r/min时制备乳状液是合适的。

2、　搅拌温度的影响为研究搅拌温度对混合原油乳状液性质的影响,采用以下两种方式制备油水乳状液。

(1)在某一恒定温度下(40℃)搅拌,装样后升高或降低温度测量不同温度下的粘度。

(2)在某一温度下搅拌后直接测量该温度下的粘度。

试验油样为SZ36-1A区综合油样,试验水样为现场油样脱出水,试验结果见表2～表5。

表2　含水10%不同搅拌温度下乳状液粘度搅拌温度(℃)不同测量方式下的乳状液粘度(mPa・s)方法1方法2偏差%30 50 60 7063941136　571598657110905983072.7-4.1　4.6　2.6　注　偏差=100×(方法2粘度-方法1粘度)×2/(方法2粘度+方法1粘度);绝对平均偏差为3.5%。

表3　含水20%不同搅拌温度下乳状液粘度搅拌温度(℃)不同测量方式下的乳状液粘度(mPa・s)方法1方法2偏差%30 50 60 7090311643763388974715516883697.6-5.6-10.3-5.0　注　绝对平均偏差为7.2%。

表4　含水30%不同搅拌温度下乳状液粘度搅拌温度(℃)不同测量方式下的乳状液粘度(mPa・s)方法1方法2偏差% 3050607012396225610655281167220151130540-6.0-11.35.92.2　注　绝对平均偏差为6.4%。

表5　含水40%不同搅拌温度下乳状液粘度搅拌温度(℃)不同测量方式下的乳状液粘度(mPa・s)方法1方法2偏差% 3050607018724319915978071631535831297726-13.811.3-20.7-10.6　注　绝对平均偏差为14.1%。

由表2～表5中的数据可以看出,SZ36-1A 区综合油样,随含水率的增加,两种方法测试结果差别变大。

3、　加水方式的影响由于不同加水方式对油水乳状液的粘度及反向点有较大影响,为此,研究了两种加水方式对原油乳状液的影响。

(1)加水方式1　油水按设定比例一次混合,然后加热到50℃,恒温20min,用转速500r/min恒温搅拌。

(2)加水方式2　将设定比例的油水分别加热到50℃,搅拌过程中逐渐将水加入到油中。

研究了两种原油,一种是SZ36-1B7油样,含水率为30%,搅拌转速500r/min,搅拌温度50℃,油水均匀乳化。

另一种是秦皇岛32-6油样,搅拌转速500r/min,搅拌温度50℃,含水率分别为20%、30%和40%。

一次加水制备的乳状液没有完全被乳化,有游离水存在;而分次加水制备的乳状液,油水均匀乳化,没有游离水存在。

测试结果见表6～表9。

由表6～表9中的数据可以看出,SZ36-1B7井油样,在搅拌转速、搅拌温度相同的情况下,由于油水现场均匀的乳状液,两种加水方式制备的乳状液的差别不大,最大偏差只有3.2%,在测量误差允许范围之内。

而秦皇岛32—6油样,在含水率・5・油　气　储　运 2007年　20%～40%的范围内,由于一次加水制备的乳状液有游离水存在,而分次加水制备的乳状液,油水均匀乳化,两种方式制备的乳状液粘度相差较大。

表6　加水方式对SZ36-1B7井油样的影响加水方式不同温度时乳状液粘度(mPa・s)40℃60℃不同温度下的偏差%40℃60℃油水混合边搅拌边加水24242502539546-3.23.2-1.31.3表7　加水方式对含水20%的秦皇岛32-6油样的影响加水方式不同温度下的乳状液粘度(mPa・s) 20℃40℃60℃油水混合边搅拌边加水71891673117272547384525表8　加水方式对含水30%的秦皇岛32-6油样的影响加水方式不同温度下的乳状液粘度(mPa・s) 20℃40℃60℃油水混合边搅拌边加水97792172521753324445664表9　加水方式对含水40%的秦皇岛32-6油样的影响加水方式不同温度下的乳状液粘度(mPa・s) 20℃40℃60℃油水混合边搅拌边加水834228615169450783791026四、室内试验和现场实测数据的对比结果在一定的制备体系和条件下,可使室内制备出的油水乳状液粘度与现场相同含水率油水乳状液的粘度接近,即两者的油水混合及乳化程度要相当。

以上室内试验研究结果表明,室内将制备乳状液应具备以下条件。

(1)按所需含水率将水一次性加入到油中。

(2)混合温度为40～50℃。

(3)油水混合搅拌的转速为500r/min。

(4)搅拌时间为10min。

按上述制备条件,对比了不同油田、不同含水率现场乳状液与室内制备乳状液的粘度,结果见表10～表12。

表10　含水率10.1%渤中乳状液与室内乳状液粘度对比油　样不同温度下的乳状液粘度(mPa・s)40℃60℃80℃现场乳化油室内制备含水油14181475349372119125油　样不同温度下的偏差%40℃60℃80℃现场乳化油室内制备含水油4.06.65.0　注　偏差=100×(室内制备乳状液粘度-现场乳化油粘度)/现场乳化油粘度。

表11　含水率21.4%埕北B区井口油与室内油样粘度对比油　样不同温度下的乳状液粘度(mPa・s)40℃60℃80℃现场乳化油室内制备含水油40194152941956287293油　样不同温度下的偏差%40℃60℃80℃现场乳化油室内制备含水油3.31.62.1表12　含水10%南堡乳化油与室内粘度对比油　样不同温度下的乳状液粘度(mPa・s)40℃60℃80℃现场乳化油室内制备含水油6911687311591226340336油　样不同温度下的偏差%40℃60℃80℃现场乳化油室内制备含水油-0.55.81.2 表10～表12的试验结果表明,用本研究提供的乳状液制备方法在室内制备的油水乳状液与现场相同含水率油水乳状液的粘度是非常接近的,最大偏差只有6.6%,绝对平均偏差为3.3%,完全满足过程需要。

参　考　文　献1,　沈　钟　王果庭:胶体与表面化学,化学工业出版社(北京), 1997。

2,　朱海山　王云辉:油水乳状液或混合液粘度测定的主要影响因素及其对海底管道设计的影响,中国海上石油,2001, 13(3)9～12。

3,　江延明　李传宪:油水乳状液的制备,油气田地面工程,2000, 19(6)21～22。

(收稿日期:2006205208)编辑:孟凡强・15・第26卷第6期 黄启玉等:原油水乳状液制备条件研究 作　者　介　绍潘家华　教授级高级工程师,我国管道工程断裂力学专家,1930年生,1952年毕业于原北洋大学机械系,1991年第一批享受国务院政府特殊津贴。

曾在清华大学、石油学院任教,现为中国石油集团公司咨询中心成员,中国石油管道公司、中国石油天然气管道局、中国石油西气东输管道公司高级顾问,上海交通大学、天津大学、中国石油大学、解放军后勤工程学院、抚顺石油学院教授,中科院金属研究所客座研究员,《油气储运》杂志社1～6届编委会主任。

长期从事长输管道勘察、设计、建设、运行管理、技术研究以及重大事故处理工作。

樊明武　1967生,1990年毕业于石油大学(华东)钻井专业,2000年硕士毕业于石油大学(北京)工商管理专业,现为西安交通大学管理学院博士研究生。

杜丽红　1976年生,2000年毕业于西南石油学院油气储运专业,现为西南石油大学油气储运专业在读硕士研究生。