* 张燕，女，专利审查员。2020年毕业于中国石油大学（北京）油气储运工程专业，获硕士学位。现在国家知识产权局中国专利局专利审查协作北京
中心，从事专利审查工作。地址：北京市丰台区汽车博物馆南路2号院1号楼专利大厦，100000。E-mail：**********************.edu
文章编号：1004-2970（2021）01-0048-06
张燕*1 黄启玉2 孔维敏2 崔悦2 程显闻2 李晓宇2
吕杨2 张汛2 时浩2 朱祥瑞2 单锦旭2
（1.国家知识产权局中国专利局专利审查协作北京中心；
2.中国石油大学（北京）油气管道输送安全国家工程实验室/城市油气输配技术北京市重点实验室）
张燕等. 高含水低温原油乳化含水率计算模型. 石油规划设计，2021，32（1）：48～53 基金项目：国家自然科学基金面上项目“油包水型乳状液蜡分子扩散和蜡晶颗粒沉积机理研究”（51374224） 摘要 目前，我国油田相继进入高含水期，且部分油田的集输温度已降至凝点甚至凝点以下， 而目前没有适用于高含水原油凝点之下的乳化含水率计算方法，因此，开展高含水（70%～95%）、低温（凝点以下10 ℃～凝点以上5 ℃）原油乳化含水率研究十分必要。通过剪切率、温度及综合含水率对乳化含水率影响的单因素实验，得出结论：当油品温度高于凝点，乳化含水率随温度降低逐渐上升，但在凝点以下，乳化含水率随温度的降低逐渐降低；随着综合含水率的升高，乳化含水率逐渐降低；随着剪切率的升高，乳化含水率逐渐上升，且上升幅度由小变大再变小。根据实验结果，拟合得到高含水原油低温条件下的乳化含水率计算模型，模型计算值与实验值的平均相对误差为9.01%，该模型用于低温集输管道内的油品乳化含水率计算，对低温集输工作的开展具有重要意义。 关键词 高含水率 含蜡原油 低温 乳化含水率 计算模型
中图分类号：TE866 文献标识码：A DOI ：10.3969/j.issn.1004-2970.2021.01.011
0 引言
目前，我国油田相继进入高含水期，集输管道内原油为油气水三相分布，油品部分乳化，乳状液液滴分布在游离水中，乳化程度对油品流变性具有较大影响，乳化含水率越高，黏度越大，油品越易黏附于管壁上，低温集输的危险性越高。
根据已有研究，即使油品温度低于凝点，原油
仍可输送［1］
，基于此，部分油田的集输温度已降至
凝点甚至凝点以下［2］
。集输温度低于凝点时，乳化含水率的提高仍会导致高含水原油油水体系黏度上升［3］
，原油黏度受乳化含水率影响，而黏度为水力热力计算不可缺少的参数，因此，高含水（70%～
95%）、低温（凝点以下10 ℃～凝点以上5 ℃）条件下乳化含水率是低温集输工艺计算的重要参数，而目前没有适用于高含水原油低温条件下的乳化含水率计算方法，因此，开展高含水原油低温条件下的原油乳化含水率研究，探寻低温条件下混合条件对乳化含水率的影响规律，提出用于低温集输过程的乳化含水率计算模型，对低温集输工艺具有重要的意义。
国内外学者针对混合条件对油水两相体系乳化特性的影响进行了大量研究，其研究的影响因素主要为分散相比例、温度、剪切强度。已有剪切强度对乳化特性的影响研究主要有两种结论：大多数研究［4-8］
发现，剪切强度越大，乳状液粒径越大，数
量越多，更利于乳状液的稳定；另一些研究［9-11］
则发现，乳状液的稳定性随着剪切强度的增加呈现先增后减的趋势，当剪切强度超过某一临界值后，稳定性开始下降。已有油水体积比对乳化特性影响研究［4-7,12-13］结论较一致：随着含水率的增加，乳状液的分水率降低。不同条件下，原油温度对其乳化特性的影响规律是不同的：大多数情况下，
温度越高，
乳状液稳定性越低，水越容易析出［13-19］
；但某些情况下，温度升高反而有可能导致原油乳状液的稳定
性增强［20-21］
。
对已有研究结果进行综合分析后发现，国内外对原油乳化特性的研究多为凝点以上10～20 ℃条件下的研究，几乎没有凝点以下的乳化特性研究，且其综合含水率多集中于70%以下。因此，本文针对凝点以下10 ℃至凝点以上5 ℃、70%～95%含水率条件下的原油乳化特性开展研究。
1 高含水原油乳化特性实验设计
1.1 实验材料
该实验采用去离子水，以消除水中离子对乳化含水率的影响。实验所用油品为含蜡原油，蜡含量为16.59%，实验油样物性见表1，油品黏温曲线见图1。
表1 实验油样性质
凝点/℃ 蜡含量/% 50 ℃密度/（kg ·m -3
）
27 16.59 844
析蜡点/℃ 析蜡高峰/℃
35 ℃黏度/（mPa ·s）
50.28
19.84
237
1.2 实验装置［22］2
实验装置采用模拟罐，是根据传统冷指实验装置进行的设计，可对原油和水进行搅拌，能够较好地模
拟管道内部的剪切现象，有效反映乳化情况。该装置由以下三部分组成：（1）高度为110 mm、直径为70 mm 的圆柱形搅拌容器（外有水套）；（2）
AC200型循环水浴槽；（3）由叶轮和转速表组成的动力搅拌系统。该装置的圆柱形搅拌容器与循环水浴槽连接，且容器底部设有阀门，可进行油水取样，
1.3 实验条件确定
高含水期油田现场含水率一般高于70%，因此综合含水率取70%～95%。目前低温集输温度可降至凝点甚至低于凝点，因此，实验温度取凝点以下10 ℃到凝点以上5 ℃。实验转速根据现场集输剪切
率确定，实验装置剪切率的计算采用张劲军等［23］
建立的搅拌槽内平均剪切率计算方法，计算公式详见式（1）～式（2）。此计算方法根据能量耗散原理得到搅拌时流体的剪切率，计算所得剪切率与根据实测扭矩得到的剪切率非常接近，计算结果准确度高。现场管道直径为50 mm、壁厚3.5 mm，流量
为10～70 m 3
/d，以水为流体进行标定，模拟罐转速与现场管道剪切率的对应关系详见表2，选择200～800 r/min 范围内转速进行实验。
3
π32=4πQ D γ （1） 0.3396 1.57700.0567N γμ-= （2）
式中：γ ——管道剪切率，s -1
；γ ——模拟罐剪切率，s -1；Q ——管道流量，m 3
/s；D ——管道内径，m；
μ——黏度，m 2
/s；N ——模拟罐转速，r/min。
表2 模拟罐转速与现场剪切率对应关系
管道流量/
（m 3·d -1
）
管道剪切率/
s -1 模拟罐转速/
（r ·min -1
）
1011.65 2051517.47 2802023.29 3123034.94 4164046.58 5375058.23 6236069.88 70170
81.52 782
1.4 实验方法［22］2
该实验包括单变量因素下乳状液的制备和游离
图1 油品黏温曲线
黏度/（m P a ·s ）
剪切速率/s -1
温度/℃
图2 实验装置示意图
50 2021年2月 张燕等：高含水低温原油乳化含水率计算模型 第32卷 第1期 水析出量的统计。在搅拌条件下，将混合液温度从凝点以上5 ℃开始降温，为较好地模拟现场降温过程，该实验以恒定速率降温的方式进行。
具体操作步骤：
（1）将油品在80 ℃下加热2 h 后在常温条件下静置24 h；（2）将油品与水在凝点以上5 ℃的水浴中恒温1 h，然后将油水按比例加入模拟罐中；（3）在实验转速下进行搅拌，从凝点以上5 ℃开始，以1 ℃/min 的降温速率逐步降温，降至凝点以下10 ℃后，恒温搅拌10 min；（4）打开模拟罐出水阀，将油水乳化液及游离水排放入萝卜瓶中，立刻读取析水量，计算此时的乳化含水率。
2 实验结果
2.1 温度对乳化含水率的影响
保持剪切率及综合含水率不变，进行凝点以上5 ℃、2 ℃，凝点，凝点以下3 ℃、5 ℃、8 ℃和10 ℃
下的乳化含水率实验。对乳化含水率随温度的变化规律进行分析后发现，凝点前后温度对乳化含水率的影响规律是不同的：当温度高于凝点时，乳化含水率随温度降低而升高；当温度低于凝点时，乳化含水率随温度降低而降低。乳化含水率随温度变化情况详见图3。
分析原因：温度高于凝点时，随着温度的降低，蜡、沥青质等逐步在油水界面膜吸附，界面膜强度增大，在相同的剪切率下，破乳难度上升，乳化含水率升高，同时随着温度降低，黏度上升，发生絮凝所需时间增加，破乳难度增大，乳化含水率升高；凝点以下，随着温度进一步降低，黏度急剧增大，油品流动性恶化，流动性处于液体和固体之间，界面张力快速增大，乳状液的形成速率急剧降低，导致乳化含水率降低，另外由于流动性差，在剪切条件下易于破乳，且乳状液难以再次形成，导致乳化含水率降低。
2.2 剪切率对乳化含水率的影响
保持温度和综合含水率不变，进行11.14 s -1
、20.15 s -1、30.68 s -1、42.51 s -1、55.49 s -1、69.51 s
-1
和84.49 s -1
剪切率下的乳化含水率实验。对乳化含水率随剪切率的变化规律进行分析后发现，随剪切率升高，乳化含水率逐渐上升，且上升幅度由小变大再变小。乳化含水率随剪切率变化情况见图4。
分析原因：随着剪切率的升高，单位时间内油
和水被剪切为小液滴的个数增多，乳状液形成速率增大，乳化含水率升高；随着剪切率增大，液滴粒径减小，粒径分布趋于均匀，有利于乳状液稳定，
（a） 剪切率11.14 s -1
综合含水率/%
图3 乳化含水率随温度变化曲线 剪切率30.68 s -1
综合含水率/%
（b） 图4 乳化含水率随剪切率变化曲线
综合含水率80%
低温水浴温度/℃（b） （a）
第32卷 第1期 石 油 规 划 设 计 2021年2月 51
表现为乳化含水率升高。但当体系内乳化含水率达到一定程度时，体系乳化含水率已经接近饱和，由于几何限制和油品本身性质的限制，乳化含水率很难继续快速增大，因此变化趋势变缓。所以随着转速增大，乳化含水率增大趋势由小变大再变小。 2.3 综合含水率对乳化含水率的影响
保持温度和剪切率不变，进行70%、75%、80%、85%、90%、95%这6个综合含水率下的乳化实验，发现随着综合含水率的增高，乳化含水率逐渐下降。乳化含水率随综合含水率变化情况详见图5。
分析原因：随着综合含水率升高，液滴间距离上升，胶质、沥青质等吸附成膜所需经过路径增大，界面膜形成所需时间增长，乳状液形成速率降低；混合液中综合含水率增加时，水相体积分数增大，此时将水相破碎成微小水滴需要耗费的能量增加，需要输入的搅拌功增多，因此相同搅拌强度下，水相破碎形成的小水滴数量减小，乳状液生成速率减小；水相体积分数增大时，混合液中分散形成的相同直径的水滴数量较多，水滴之间发生絮凝聚并的几率随之增加。
2.4 油品物性对乳化含水率的影响
本文实验所用油品凝点及黏度较低，流动性较
好，为探究物性对乳化含水率的影响，选取具有不同性质的油品A 和B 进行低温乳化实验。实验条件
为80%综合含水率，11.14 s -1
剪切率，实验结果如表3所示。
表3 不同油品物性下的乳化含水率
油品 凝点/℃蜡含量/% 凝点上5 ℃
黏度/（mPa ·s） 乳化含水率/% 凝点下5℃凝点下10℃实验油品2716.59627 6 3 油品A 3717.47724 13 9 油品B
43
37.43
1 024
26
20
由表3可以看出，在相同的温度、剪切率及综
合含水率条件下，蜡含量越高、黏度越高，则乳化含水率越高。分析原因为：蜡、胶质、沥青质等活性物质的浓度升高，则形成乳状液界面膜的速率升高，界面膜强度增大，不易破乳，导致乳化含水率升高，但乳化含水率数值仍较低。
3 乳化含水率计算模型及验证
通过对实验结果的分析发现，混合液剪切条件对高含水期原油乳化含水率的影响最大，其次为温度，综合含水率的影响最小。分析实验数据，流动条件下原油乳化含水率与剪切作用呈对数关系；乳化含水率随温度升高先增大后减小，考虑用多项式表示其变化规律；乳化含水率与综合含水率呈对数关系。
根据如上分析对实验数据进行拟合，得到流动条件下原油乳化含水率与乳化过程中平均转速、温度以及混合液综合含水率之间关系如式（3）所示。该公式适用条件为：油品温度为凝点以上5 ℃至凝点以下10 ℃，综合含水率为70%～95%，剪切率为
0～100 s -1
。蜡含量、胶质、沥青质等对乳化含水率有一定影响，为了方便现场测量应用，计算模型中通过油品黏度来表征油品综合性质的影响。
0.6340.2152
0(6.17)()ln c d
a T T
b e f γηΦμ⎡⎤
⎡⎤=--+++⎢⎥⎣⎦⎣⎦
（3）
式（3）中：
Φ——流动条件下混合液乳化含水率，%；η——混合液综合含水率，%，范围为70%～95%；T ——混合液温度，℃；0T ——油品凝点，℃；a f ～——拟合参数。
对实验油品所在区块开展低温集输现场试验时，现场回油温度降至20 ℃（凝点以下8 ℃），此时取样测得的油品乳化含水率为10%，计算所得乳
图5 乳化含水率随综合含水率变化曲线 （a）
温度/℃
剪切率11.14 s -1
（b）
温度/℃
剪切率55.49 s
-1
522021年2月张燕等：高含水低温原油乳化含水率计算模型 第32卷 第1期
化含水率为11.2%，相对误差为12%。
此外，对油品B所在区块也开展了低温集输现场试验及室内乳化实验，进一步对上述模型进行验证，以确保模型的准确性。
油品B密度为835 kg/m3（50℃），析蜡点为67℃，其他物性参数详见表3。油品B的拟合参数a f
～分别为0.015 81，316 654.8，0.892 2，1.727 5，33.827，-17 611.2，乳化含水率验证数据如表4所示。根据式（3）计算得到的流动条件下原油混合液乳化含水率与实测乳化含水率之间的平均相对误差为9.01%。
油品B所在油井为低温集输试验油井，油品综合含水率为80%，管道平均剪切率为11 s-1，到计量间温度为43℃（在计算模型适用温度范围内）。油田现场测得的乳化含水率为23%，利用此计算模型计算所得乳化含水率为26%，相对误差为13%，说明该计算模型计算结果可较好地反映低温集输管道内的实际乳化情况。
表4 乳化含水率计算模型验证
温度/ ℃
转速/
（r·min-1）
综合含水率
/%
乳化含水率/% 相对误差/
%
温度/
℃
转速/
（r·min-1）
综合含水率
/%
乳化含水率/%相对误差/
%
实验值 计算值实验值 计算值
33 200 70 27.71 22.60 18.44 33 500 90 25.93 27.66 6.69 8 200 70 28.57 26.78 6.27 38 500 90 31.03 31.84 2.59 43 200 70 31.03 28.17 9.22 43 500 90 35.48 33.23 6.34 48 200 70 25.00 26.78 7.12 48 500 90 25.93 31.84 22.81 33 200 80 20.00 20.37 1.85 33 500 95 15.81 12.62 20.15 38 200 80 25.93 24.55 5.32 38 500 95 18.96 15.11 20.32 43 200 80 29.82 25.94 13.03 43 500 95 21.02 17.27 17.83 48 200 80 20.00 24.55 22.73 48 500 95 14.97 12.62 15.67 33 200 90 16.67 18.79 12.71 33 800 70 50.41 49.02 2.77 38 200 90 23.08 22.96 0.50 38 800 70 53.13 53.20 0.14 43 200 90 28.57 24.35 14.76 43 800 70 55.56 54.59 1.73 48 200 90 16.67 22.96 37.77 48 800 70 47.83 53.20 11.24 33 200 95 12.13 9.15 24.59 33 800 80 43.66 41.36 5.27 38 200 95 15.62 11.18 28.44 38 800 80 46.67 45.55 2.40 43 200 95 18.01 12.25 34.18 43 800 80 51.22 46.94 8.36 48 200 95 12.26 11.18 8.83 48 800 80 40.30 45.55 13.02 33 500 70 38.14 36.29 4.87 33 800 90 37.50 35.93 4.20 38 500 70 40.59 40.47 0.31 38 800 90 42.86 40.11 6.42 43 500 70 43.40 41.86 3.54 43 800 90 47.37 41.50 12.39 48 500 70 37.50 40.47 7.91 48 800 90 35.48 40.11 13.03 33 500 80 31.03 31.24 0.67 33 800 95 20.18 17.49 13.32 38 500 80 33.33 35.42 6.27 38 800 95 23.76 19.53 17.82 43 500 80 37.50 36.82 1.83 43 800 95 26.97 20.20 25.09 48 500 80 27.27 35.42 29.88 48 800 95 19.26 19.53 1.39
4 结论
本文研究了低温高含水原油悬浮液体系中，剪切率、温度以及综合含水率对乳化含水率的影响规律，得出以下结论：
（1）在凝点以上5℃至凝点以下10℃的温度范围内，当体系温度高于凝点时，乳化含水率随温度降低逐渐升高，凝点以下，随着温度的降低乳化含水率逐渐降低；
（2）剪切率在100 s-1以内，随着转速的升高乳化含水率逐渐升高，50～80 s-1剪切率范围为乳化含水率的快速增长期，50 s-1以下乳化含水率随剪切增长趋势较平稳，80 s-1以上剪切率下乳化接近饱和，增长趋势也较缓慢；
（3）在高含水范围内，乳化含水率随综合含水率的上升逐渐降低；
（4）当混合条件相同时，油品蜡含量越高、黏度越高，凝点以下乳化含水率越高；
（5）根据实验结果，对三个因素综合拟合，得到高含水、低温条件下的原油乳化含水率计算模型，平均相对误差为9.01%。
部分油田集输温度降到了凝点以下，而目前尚无计算模型可计算凝点以下流动油品的乳化含水率。本文提出了专门用于高含水原油低温集输的乳化含水率计算模型，可应用于现场实际计算，乳化含水率计算结果与现场实际的相对误差为13%。
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