流动保障

流动保障涉及生产流体以及将流体从储罐运输到加工设施的经济有效的方法。 在原油生产和运输过程中，有关流体属性和操作条件的知识对于防止不希望存在固体（如水合物、蜡、沥青质和水垢）的形成和沉淀来说至关重要。 在极端温度和压力条件下，输油管中的甲烷气体水合物会结晶，或出现沥青质沉淀物。 如果不能妥善控制，水合物晶体、沥青质或蜡颗粒可能会沉淀和凝聚成块，致使输油管堵塞。 去除海底管道中的水合物或沥青质堵塞成本可能非常高昂，也非常危险。

由于常规石油储备向成熟油田的过渡，流量保障挑战进一步增加。 随着油田的成熟，水分也在增加。 在某些情况下，操作人员会在成熟油田内注入水来提高采油率。 原油中的水乳剂使流动保障策略更加复杂。 在某些条件下，油层水或注入水以及碳酸钙的存在会导致结垢。 碳酸钙结垢会进一步堵塞管道和带污垢的生产设备，使成熟油田利润下降。 大多数商用水合物抑制剂和抗凝团剂会随着含水的增加而变得不那么有效。 较终需要破坏乳化物，将油和水进行分离。 通过物理或化学方法破坏乳化物的成本可能非常高昂，尤其对于包含乳化稳定固体（如沥青质）的重油乳化物来说更是如此。

因此，研究和开发具有成本效益的流动保障策略以控制固体和乳化物从而较大限度地减少油田整个寿命期间的经济风险，这是至关重要的。

多相管道流经常在极端温度和压力条件下进行，从而使得离线采样和分析变得非常困难、甚至无法进行。 离线样品通常需要进行稀释或分散处理，这样可能改变多相组分。 离线测量通常不能用于进行实时的过程优化和控制决策。 随着ParticleTrack和ParticleView等原位颗粒表征技术的发明，无需取样即可在原位快速测量颗粒的相态行为。

流动保障应用包括：

• 沥青质沉淀
• 气体水合物形成
• 乳化物分离
• 析蜡点和蜡晶体形态

沥青质是多芳族化合物与氮、氧、硫等杂原子以及铁、镍、钒等金属有机化合物的复杂混合物。 沥青质通常描述为原油的馏分，不溶于烷烃（如正庚烷或正戊烷），但溶于芳香族溶剂（甲苯或苯）。 原油成分、压力和温度条件的变化会破坏沥青质的稳定。 例如，原油生产过程中的压力损失可能导致井筒和储罐内发生不希望存在的沥青质沉淀和沉积。 沥青质沉淀/沉积会导致油层损坏，稳定的乳化物难以分离，以及管道的部分/完全堵塞。

沥青质沉淀取决于若干参数，其中包括温度、压力和流体成分。 与之相似，管道内的沥青质沉淀可能取决于流速、颗粒之间的相互作用、颗粒和管道表面之间的相互作用等。

对四种原油和190+残余物的初始比率和沥青沉淀动力学进行了研究。将40克的原油放在玻璃烧杯上并以400 rpm的速度进行搅拌。 ParticleTrack
用于对添加正庚烷时沥青质沉淀的起点、动力学和终点进行了研究。

• ParticleTrack可快速测定各种不同原油的初始比率 – 而无需采样。
• 以不同的ppmV浓度向D-190+残余物中添加了三种商用添加剂 – A、B和C
• 使用ParticleTrack快速筛选了防止沥青质沉淀的较适合添加剂类型与浓度
• 通过对这些动力学效应进行研究，科研人员们可以了解并控制不同来源的原油的沥青质沉淀和沉积。

参考文献：Dufour et. al. Energy Fuels, 2009, 23 (3), 1155-1161.

我们与FMC和University of Tulsa合作，在这篇演示稿中深入介绍了流动保障、分离、结垢和尾矿管理优化方面的工业案例，在这些案例中降低了在标准操作温度和压力下钻井液的勘探和生产成本，而同时无需取样或样品稀释。

气体水合物是在高压和低温条件下通过油、气和水之间复杂的相互作用而形成的冰状结晶结构。 关于气体水合物的结构转换、形成机理和形成动力学的基本知识尚不清楚。

气体水合物结晶的自然条件经常发生在石油管道中。 水合物颗粒成核后，会发生水合物的生长和结块。 这些结块物较终会变得足够大，在管道中形成一个水合物塞。 水合物塞的形成对流体流动产生不利影响，在某些极端情况下甚至完全堵塞管道。 因此，气体水合物的形成会由于流量限制或堵塞中断生产、设备损坏以及对操作人员的安全风险产生高昂的成本。

热力学抑制剂(THI)是防止水合物的工业标准添加剂，但是存在成本高、环境影响和高运行等问题。 而成本略低的“低剂量水合物抑制剂”(LDHI)则可以延长诱导时间或防止原生水合物颗粒的结块，并保持可运输的浆料。 为了制定经济有效的新策略来管理而不是完全预防水合物，关键是要对水合物结晶、结块和沉积机理进行全面正确的认识。

使用可靠的原位技术来实时监控水合物结晶和结块会让操作人员：i)优化昂贵的THI的使用，ii)评估成本略低的LDHI的可靠性，以及iii)制定使用THI和KHI的稳健策略。

ParticleView不用LDHI即可对明显的水合物结块进行原位可视化（左图）。 使用LDHI则会将水合物稳定化为一个分散性良好的混合物（右图）。

参考文献：Duy Nguyen et. al. （Nalco与梅特勒托利多合作）

基于探头的ParticleTrack和ParticleView技术工具是表征甲烷气体水合物、沥青质颗粒、水垢及油乳化物的理想选择。 在大多数情况下，要在形成水合物晶体或沥青质颗粒的条件（高压）下采样相当困难。 颗粒和液滴系统对温度及压力波动极为敏感。 另外，离线技术需要稀释样品，可能会改变液滴大小、逆转水合物结块和沥青质的溶解度。 即使在可以采样的条件下，稀释样本的测量结果也不能反映实际的系统，提供的数据集也非常有限。 利用FBRM和PVM探头技术，研究人员能够在标准操作温度和压力下跟踪原油中的整个动态颗粒和液滴系统，无需采样或稀释样本。

脱盐是原油精炼之前的一个重要步骤，在此期间要将原油中的无机盐和污染物转移到水相并加以去除。 如果脱盐器性能低下，将会导致炼油厂设备因固体残留而结垢，原油塔因酸性物质形成而受到腐蚀，以及因油混合液导致处理废盐水的成本增加。

ParticleTrack对于因搅动速率变化所造成的液滴数量与尺寸变化非常敏感 – 搅动速率加快会导致平均液滴数量减少，小液滴(<80 μm)数量增加。

• 较佳液滴尺寸和数量直接影响污染物在混合阶段向水相的迁移以及储罐中的油水分离。
• ParticleTrack趋势会立即确定关键的工艺参数（如混合、清洗水流），并允许控制工艺参数以较大限度地提取污染物和缩短分离时间。

高分辨率的ParticleView图像确认了500 rpm速度下大液滴到200 rpm速度下小液滴的转换。

ParticleTrack提供每种搅拌速率下的弦长分布，使得操作者可以根据液滴粒径分布提高脱盐器性能。

通过ParticleTrack和ParticleView过程工具获取的信息有助于减少固体残留物/油混合液，优化对化学添加剂的使用，加快脱盐器运行速度，进而防止腐蚀与结垢等现象对脱盐器造成的巨大损失。

用于油水分离的反乳化剂通常使用瓶测试进行评估 – 这是一种与液滴大小和乳化物特征无关的可视技术。 在此研究中，使用ParticleTrack和ParticleView探头监控了反乳化剂对30 %油(API ~30) + 70 %盐混合物的效果。

a. t= 15 m：不存在反乳化剂的情况下，实时ParticleView图像显示乳化物在试验条件下保持稳定的时间为15分钟。 ParticleView探头有助于以可视化的形式快速确认乳化物的稳定性/不稳定性。

b. t= 0 m：存在反乳化剂的情况下，较初会观察到较大液滴。 液滴在其自然环境中进行原位观察，但不会通过采样影响液滴的物理完整性。

c. t= 3 m：随着时间的推移，较小的液滴聚在一起进行形态重排，形成较大的液滴。 ParticleView实时跟踪液滴的演化，提供存在反乳化剂情况下液滴动力学和相变的关键信息。

d. t = 6 m：较后，大液滴分离，在盐溶液中留下小油滴。 原位ParticleView图像可用于快速评估分离之后油相和水相的精益度。

ParticleTrack分布会对存在反乳化剂的情况下液滴的变化进行量化分析。 液滴尺寸直接影响油水分离过程 – 液滴尺寸的定量分析可实现有效反乳化剂的快速筛选/设计

• 了解反乳化剂对油水分离的效果对于节省石油运输和精炼成本来说至关重要
• 在线监控提供了一种直接的方法，通过精确跟踪乳化物中的变化并确定较佳反乳化剂来实现更快更轻松的油水分离来监控过程。

参考文献：Duy Nguyen et. al. （Nalco与梅特勒托利多合作）

业内知名的公司和研究机构已经将ParticleView和ParticleTrack用于石油天然气生产中的流动保障。 了解下面的部分参考文献。

Gas Hydrate Formation

Aline Melchuna, Ana Cameirão, Yamina Ouabbas, Jean-Michel Herri, Philippe Glenat. Transport of hydrate slurry at high water cut. The 8th International Conference on Gas Hydrates, Jul 2014, Pékin, China. pp.T5-16, 2014.

Greaves  D,  Boxall  J,  Mullingan  J,  Sloan  ED, Koh  CA.   Hydrate  Formation  from  High  Water Content-Crude Oil  Emulsions .  Chemical Engineering Science, vol. 63. 2008. p. 4570-4579.

Turner D,  Miller K, & Sloan E. Direct conversion of water droplets to methane hydrate in crude oil. Chemical Engineering Science, 2009 vol: 64 (23) pp: 5066-5072. 10.1016/j.ces.2009.08.013

Asphaltenes

Marugán J,  Calles J,  Dufour J,  Giménez-Aguirre R,  Peña J, &  Merino-García D. Characterization of the Asphaltene Onset Region by Focused-Beam Laser Reflectance: A Tool for Additives Screening. Energy & Fuels. 2009 vol: 23 (3) pp: 1155-1161. 10.1021/ef800626a.

Ruidiaz EM, Koroishi ET, Kim NR, Trevisan OV, Soares-Bassani G & Merino-Garcia D. Evaluation of Asphaltene Deposition - A Systematic Study and Validation of Online Focused Beam Reflectance Measurement FBRM® at Reservoir Conditions. J Pet Environ Biotechnol 2018, Vol 9(2): 364.  DOI: 10.4172/2157-7463.1000364

Javier Dufour, José A. Calles, Javier Marugán, Raúl Giménez-Aguirre, José Luis Peñaand Daniel Merino-García. Influence of Hydrocarbon Distribution in Crude Oil and Residues on Asphaltene Stability. Energy Fuels, 2010, 24 (4), pp 2281–2286. DOI: 10.1021/ef900934t.

Oil-Water Emulsions

Boxall J,  Koh C,  Sloan E,  Sum A,  Wu D. Measurement and Calibration of Droplet Size Distributions in Water-in-Oil Emulsions by Particle Video Microscope and a Focused Beam Reflectance Method. Industrial & Engineering Chemistry Research, 2010 vol: 49 (3) pp: 1412-1418. DOI10.1021/ie901228e.

Less S, &  Vilagines R. Light beam reflectance measurement of droplets diameter distribution in crude oil emulsions, Fuel, 2013 vol: 109 pp: 542-550. DOI10.1016/j.fuel.2013.03.048.

Wang W,  Li K,  Wang P,  Hao S,  Gong J. Effect of interfacial dilational rheology on the breakage of dispersed droplets in a dilute oil–water emulsion. Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2014 vol: 441 pp: 43-50. DOI10.1016/j.colsurfa.2013.08.075.

Scale

N. Al Nasser, Waleed & Pitt, Kate & J. Hounslow, Michael & D. Salman, Agba. (2013). Monitoring of aggregation and scaling of calcium carbonate in the presence of ultrasound irradiation using focused beam reflectance measurement. Powder Technology. 238. 151–160. 10.1016/j.powtec.2012.03.021.

N. Al Nasser, Al Salhi F. Scaling and aggregation kinetics determination of calcium carbonate using inline technique. Chemical Engineering Science, 2013 vol: 86 pp: 70-77. 10.1016/j.ces.2012.05.018

Rosário, F.F.,MONTALVÃO, V.T.K., PEREIRA, M.L.O., &  J. F. CAJAIBA DA SILVA (2012) Kinetic Study of Calcium Carbonate Precipitation by Using Real Time FTIR and FBRM Analyses. 13th International Conference on Petroleum Phase Behavior and Fouling, Saint Petersburg, Florida.