減阻劑在輸油管道上的應用試驗

李海榮（中國石油中東公司）

1 現狀

在油田生產中，通常采用外輸泵和管道輸送的方式將生產的原油外輸，然而隨著產量的增加和所輸送介質性質、管道的腐蝕結垢情況等變化，導致管路系統特性發生變化，外輸泵不能按額定輸量及時輸送原油。為了解決這個問題，有的采用增加外輸泵數量或者更換大排量高揚程泵的方法， 或者通過增加泵站數量，新建復線等進行增輸；還有的依靠增加加熱爐，采用升溫的方式降低輸送原油黏度等。這些方法不僅投資高、工期長，而且輸量變化大，原油黏度隨溫度變化大的情況，無法維持外輸泵的高效運行，導致泵損傷。目前，隨著管道減阻增輸技術的快速發展，油田生產中越來越多采用注入減阻劑的方式減少壓降損耗，增加管輸量[1]。

伊拉克某油田共有3 個集中處理站，站間距離為7 km，1#站所在位置為生產主力區塊，3#站距離末站最近，生產的原油通過外輸管線輸送到末站。這條外輸管線為老管線，總長度為57 km，20 世紀80 年代分兩段建設而成，管徑分別為φ 1 016 mm×14.7 mm、 φ 1 219 mm×20 mm（圖1）。

由于管線老化且沒有清管設施，管路系統摩阻增大，當產量增加時，外輸泵不能及時外輸原油，造成原油儲罐液位持續升高。另外，管線埋地敷設，沒有陰極保護系統和外防腐層，所經之處地下水位隨著季節變化，土壤為鹽堿淤泥質，造成外腐蝕嚴重，經常出現泄漏。由于油田集中處理站儲存能力有限，當外輸管線出現事故時，只能關井停產，恢復生產時則需要增大輸量保證生產任務的完成。

圖1 外輸管線示意圖

當需要增輸時，現場出現的問題是：3#站和2#站同時滿負荷輸油時，1#站的輸送背壓過高，無法將生產的原油及時輸送出去。冬季氣溫低時，原油黏度增大，1#站外輸問題更為嚴重。由于新管線正在建設中，至少還需要3 年的時間才能投產，在這種情況下，生產部決定采用加減阻劑的方式來解決1#站的外輸問題。根據藥劑廠商提供的信息，伊拉克地區已有使用過減阻劑的先例，且效果很好。根據這種情況，決定借鑒附近油田的減阻劑應用經驗，不再進行減阻劑種類篩選和室內評價[2]，直接進行現場試驗以評估藥劑量及使用效果，并依實驗結果指導生產[3]。

2 減阻劑的工作原理

減阻劑中的有效成分是一種長鏈超高分子量聚合物，在流動的原油中起到減少流體紊流程度的作用。不同的減阻劑通常具有不同的分子結構、相對分子質量及分布。減阻劑的工作原理為：當加入藥劑后，緊貼管壁的層流層和緩沖區增加，管道直徑截面上流體的紊流芯面積減少，從而降低整個管線中流體的摩阻（圖2），抑制徑向脈動減阻。管線中流體的流動狀態對于減阻劑是否起作用很關鍵。通常采用雷諾數( Re )來確定流態，當Re ＜2 000時，為層流狀態，減阻劑不起作用[4]；當2 000＜Re ＜6 000 時為過渡流，此時減阻劑效果有限；當6 000＜Re ＜1 000 000 時，減阻效果好；當Re ＞1 000 000 時，效果減弱。

圖2 管線內流體流態變化示意圖

當管線有增壓泵時，液體通過葉輪其剪切作用會削弱減阻劑的效果，采用多點注入可增加減阻劑的效果。另外， 由于減阻劑分子儲存時處于蜷曲狀態，需要一定的分散時間和分散距離逐漸伸展，沿流動方向與原油充分混合后，才能起到減阻作用[5]。

擬采用的減阻劑型號為A01，是一種烴類聚合物，加入不會對油品造成污染。它不會附著在管壁上，55 ℃時可以長期保存。在原油中注入該減阻劑，對下游的原油加工以及產品無不良影響。從A01 藥劑在鄰近油田的使用情況來看，其具有添加劑量小、減阻效果明顯、抗剪切性能好的優點[6]。

3 現場試驗方案

3.1 試驗條件

油田原油性質見表1。

表1 油品性質

試驗管段：1#站到末站共57 km 管線。管線高程差為-3 m。

基礎條件：3 座站總平均流量為61 440 t/d。計算各管段流速及Re 見表2，各管段Re 都在減阻劑高效區內（6 000＜Re ＜1 000 000）。

表2 試驗設備及基礎條件

3.2 注入工藝

減阻劑為白色易擴散漿狀液體，閉口閃點為62.8 ℃，相對密度為0.86（20 ℃）。注入點在1#站交接計量撬后，外輸管線入地前，這樣可避免外輸泵葉輪的剪切和流量計的截流攪動作用，且減阻劑有足夠的距離滿足分散時間的要求。

藥劑注入撬包括藥劑注入泵、流量計和壓力表等，采用氣動化學藥劑注入泵，就近引入儀表風作為動力源，壓力為345～1 034 kPa，流量為419 L/min。按藥劑廠家提供的建議，試驗加藥量取20 mg/L 和30 mg/L。

4 試驗過程及結果

從交接計量表的壓力曲線中讀取當日對應時間的外輸壓力，時間間隔約為1 h。在總平均流量不變的情況下，從1#站開始加藥。根據流速計算，藥劑大約需要24 h 才能覆蓋全線，該時間稱為過渡段。

試驗共進行了6 天，保持總平均流量變化不大的情況下，記錄加藥前后各站壓力，每隔1 h 從交接計量表壓力曲線中讀取壓力值。分別在加藥量為20、30 mg/L 時，監測各站外輸壓力變化，至少保證每種劑量24 h 的連續注入時間，以得到最佳效果，從而對藥劑進行評估。

試驗中整條管道輸量控制在61 440 t/d 左右，分別記錄1#、2#、3#各站的壓力并進行分析。以1#站為例，將收集到的交接計量表壓力值首先進行數據處理，剔除非正常或不穩定數據，讀取合理數據，繪制壓力曲線（圖3）。由圖3 可知，從3 月11日09：30 到3 月12 日10：00，在 加 藥24 h 后， 藥劑開始起作用，壓力逐漸下降。在試驗結果中對過渡段數據不進行分析，相同加藥量下取壓力平均值記為該劑量下的壓力。

圖3 1#站外輸壓力

表3 減阻劑現場試驗結果

從3 月12 日10：00 到3 月13 日12：00，當 連續加藥量為20 mg/L 時，外輸平均壓力降低到460 kPa。從3 月13 日12：00 開 始 到3 月15 日22：00，加藥量增加到30 mg/L 后，出站壓力降低到380 kPa。停止加藥24 h 后，壓力回升到540 kPa。

記錄各站出站壓力，采用相同加藥量下壓力平均值來計算減阻率，結果見表3。其中，減阻率計算方法為

壓降=不加藥出站壓力-加藥后出站壓力

減阻率=（不加藥出站壓力-加藥后出站壓力）/不加藥出站壓力

減阻率增幅為同一藥劑量加藥前后減阻率，計算方法為

減阻率增幅=（同一劑量加藥前出站壓力-同一劑量加藥后出站壓力）/同一劑量加藥前出站壓力

由表3 可知，當輸送總流量變化不大時，1#站距離末站最遠，減阻效果最好；當加藥量為20 mg/L時，1#站減阻率為23%；當加藥量為30 mg/L 時，減阻率為37%。對比減阻率增幅，加藥量為20 mg/L時，減阻率為23%，加藥量30 mg/L 時僅為17%。雖然增加10 mg/L 加藥量減阻率有所提升，但是增幅有限，對2#站和3#站效果更加不顯著。因此，加藥量為20 mg/L 時，管路背壓降低能夠滿足外輸泵的最大輸量，效果明顯，而且更為經濟，生產中采用20 mg/L 為基礎加藥量能夠滿足要求。按照試驗結果，當加藥量為20 mg/L 時，3 個站每天輸送原油61 440 t，能夠節電9 072 kWh。

5 結論

根據現場試驗結果，A01 減阻劑對油田原油外輸減阻作用明顯。在加藥量為20 mg/L 的情況下，減阻效果顯著；因此，推薦生產中采用的基礎加藥量為20 mg/L。根據輸量的變化情況、不同季節氣溫的變化以及管路特性，在油田輸油管道上添加A01 減阻劑，以滿足減阻和增輸的要求[7]。2018 年冬季10 月份開始在1#站加減阻劑，到12 月底，僅1#站就增輸15.5×104t 原油，比往年同期多創造經濟效益648 萬美元。