趙仁保，衡明浩，賈瑩瑩

(1.中國石油大學(xué)(北京) 石油工程學(xué)院，北京 102249； 2.油氣資源與工程國家重點實驗室，北京 102249)

趙仁保,衡明浩,賈瑩瑩.春光油田稠油井筒摻稀降黏室內(nèi)實驗研究[J].西安石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版),2018,33(2):72-76.

ZHAO Renbao,HENG Minghao,JIA Yingying.Laboratory study on wellbore dilutionviscosity-reducing of Chunguang Oilfield heavy oil[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2018,33(2):72-76.

引　言

春光油田的稠油區(qū)塊油藏埋深1 000 m左右，由于埋藏深，蒸汽注入過程中熱損失大，導(dǎo)致蒸汽吞吐效果較差。尤其在蒸汽吞吐開采后期，伴隨溫度降低，原油黏度急劇增加，造成其在進入井筒、舉升過程中，出現(xiàn)原油進泵難、舉升困難、生產(chǎn)周期短等問題[1]。目前，在吞吐實施過程中進行摻稀油、加降黏劑等舉升工藝的優(yōu)化[2]，是降低井筒摩阻的主要方法[3]。

如果稀油有充分的供應(yīng)，摻稀降黏不失為一個有效的稠油開采工藝。但近年來隨著稠油開采規(guī)模擴大，稀油需求量急劇增加；另一方面，由于埋藏深度大，導(dǎo)致蒸汽注入到井底的干度大大降低，使得摻稀比不斷增加。在稀油資源緊缺的情況下，開展摻稀工藝參數(shù)(摻稀量、摻稀位置、摻稀時機)的優(yōu)化研究，對于提升稠油開采效益具有重要意義[4-8]。

前人雖然通過現(xiàn)場試驗驗證了稠油摻稀的基本作用機理[9-12]，其中的室內(nèi)實驗僅依據(jù)燒杯實驗的結(jié)果[13]，其實驗條件與井筒舉升、混合以及流動的狀態(tài)差異巨大，導(dǎo)致實驗評價的降黏效果與現(xiàn)場實際差異極大。同時由于室內(nèi)評價實驗的相似性差，導(dǎo)致降黏效果難以獲得規(guī)律性的認識，難以有效指導(dǎo)現(xiàn)場的降黏工藝實施。本文基于哈根-泊肅葉(Hagen-Poiseuille)方程，利用自主研發(fā)的稠油摻稀降黏動態(tài)模擬測量裝置[14]，對春光油田稠油摻稀參數(shù)進行了優(yōu)化，為實際摻稀參數(shù)的確定和摻稀工藝的優(yōu)化提供一定借鑒。

1　實驗條件

1.1　實驗材料

稠油和稀油樣品均來自于春光油田，經(jīng)脫水處理后，進行黏度測定。在40 ℃及10s-1剪切速率下，測得稠油黏度16 000 mPa·s，稀油黏度65 mPa·s。

1.2　實驗儀器

HAAKE RS-6000旋轉(zhuǎn)流變儀，德國產(chǎn)；電脫水儀，中國石油大學(xué)(華東)石油儀器廠；稠油井筒降黏評價實驗裝置，自主研發(fā)(授權(quán)專利號：CN102852498A[P])

稠油降黏開采模擬評價裝置是為模擬現(xiàn)場稠油摻稀開采而研制的，如圖1所示。測量黏度范圍為(5～400 000) mPa·s，經(jīng)過實驗論證誤差在5.36%以內(nèi)[15]，已為塔河油田完成了數(shù)口井的摻稀參數(shù)優(yōu)化工作，取得了良好的效果[16]。裝置主要由4個系統(tǒng)組成，包括4個水浴箱近似模擬井筒溫度場系統(tǒng)、模擬井筒不同摻稀位置及凡爾擾動系統(tǒng)、井筒水浴循環(huán)保溫系統(tǒng)和稠稀油動力系統(tǒng)。其中，為模擬油層溫度，將加稠油裝置設(shè)計為可加熱中間容器。目前該裝置與之前相比有了改進：一是各水浴箱中內(nèi)徑4.6 mm的不銹鋼管線由2 m改成15 m，使得模擬舉升過程與真實井筒更加相似；二是增加了模擬泵下、泵處和泵上3種不同位置摻稀功能；三是換上了更加精確的壓差傳感器。

圖1　實驗設(shè)備及流程Fig.1　Experiment devices and process

1.3　實驗方案

井筒摻稀降黏模擬實驗的主要步驟如下：

(1)按照圖1所示連接實驗裝置；

(2)將可加熱中間容器、水浴循環(huán)保溫系統(tǒng)溫度均設(shè)定為90 ℃，其他恒溫水浴溫度分別設(shè)定為90 ℃、70 ℃、50 ℃和40 ℃，恒溫3 h以上，以保證稠油和整個系統(tǒng)的溫度達到恒定溫度，以實現(xiàn)模擬稠油從井底向上舉升過程中經(jīng)過不同溫度環(huán)境時(溫度逐漸降低)的混合效果及平均黏度的變化，減小溫度變化對測量結(jié)果的影響。稀油溫度恒定為常溫，以模擬實際油田稀油注入溫度；

(3)調(diào)節(jié)模擬摻稀位置系統(tǒng)閥門，依次完成不同摻稀位置的摻稀實驗；

(4)通過設(shè)定2個平流泵的流速來控制稠油及稀油的摻稀比，在恒定摻稀比下，選擇4組不同的稠油流速。

2　結(jié)果與分析

2.1　溫度場及摻稀位置對摻稀效果的影響

在實驗裝置中通過調(diào)節(jié)恒溫水浴的溫度來近似模擬井筒溫度場，將稠稀油的比例按照4∶1(體積比)同時注入，其中稀油從泵下10 cm處、稠油從模擬井筒底部注入，控制管線出口流速為18 mL/min。在此條件下的雷諾數(shù)小于40，滿足哈根-泊肅葉方程使用條件。對計算機實時記錄的稠稀油在管中流動達到穩(wěn)定(約30 min)后的壓差數(shù)據(jù)進行處理，根據(jù)哈根-泊肅葉定律及相關(guān)參數(shù)將管中的流動壓差折算為黏度。

從圖2中可以看出，在泵下?lián)较l件下，稠稀油在管中混合流動經(jīng)過不同恒溫水浴中的管線，首先在90 ℃恒溫水浴環(huán)境中模擬稠油和稀油在井底接觸混合，與未摻稀原油黏度相比，稠稀油在管線流動混合過程中的降黏率達到了55%；當(dāng)摻了一定比例稀油的稠油混合物在舉升過程中流經(jīng)70 ℃環(huán)境井筒位置處的累計降黏率達到了69%；到達40 ℃環(huán)境中，累計降黏率達到了86%，原油的折算黏度為2 133 mPa·s。根據(jù)各溫度點的累計降黏率，發(fā)現(xiàn)稠油黏度的降低主要是在高溫區(qū)實現(xiàn)。

圖2　模擬泵下?lián)较〉母鳒囟赛c降黏效率Fig.2　Viscosity and viscosity reduction rate of oil at different temperature under simulated under-pump dilution

根據(jù)斯托克斯·愛因斯坦(Stocks·Einstein)方程可知，當(dāng)溶液溫度T增大時，溶質(zhì)在溶劑中的擴散系數(shù)Di in j將增大。在稠稀油混合溶液中，稠油作為溶劑、稀油作為溶質(zhì)時，稠油與稀油在高溫區(qū)混合的過程中，稀油中的飽和烴和芳烴受到溫度的影響，與低溫區(qū)相比，其分子加劇擴散到稠油中。故而稀油快速與稠油混合降低了稠油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的濃度，從而減弱稠油中瀝青質(zhì)膠束間相互作用，達到降低稠油黏度的效果。

斯托克斯·愛因斯坦(Stocks·Einstein)方程為

(1)

其中：Di in j為溶質(zhì)i在溶劑j中的擴散系數(shù)，m2/s；k為玻爾茲曼常數(shù)；T為溶液溫度，℃；nSE為Stokes-Einstein數(shù)；ηj為溶劑黏度， mPa·s；Ri為溶質(zhì)分子半徑，m；Rj為溶劑分子半徑，m。

為研究不同位置摻稀對摻稀效果的影響，與模擬泵下?lián)较⌒纬蓪Ρ?，在近似模擬溫度場、摻稀比及產(chǎn)液速度不變的情況下，將稀油從泵處注入，采用相同的方法對數(shù)據(jù)進行處理，結(jié)果如圖3。結(jié)果表明，在泵處摻稀條件下，稠稀油混合液體在流經(jīng)90 ℃恒溫水浴箱時，稠油降黏率達到了25%，在經(jīng)過70 ℃溫度點的降黏率達到了57%。與泵下?lián)较≡?0 ℃溫度點的降黏率為69%相比，采用泵處摻稀時，井筒中下部的降黏效果要小于泵下?lián)较?。同時，出口黏度增大，在流經(jīng)出口處的40 ℃恒溫水浴箱(即出口黏度為2 320 mPa·s)的降黏率達到84%。這主要是由于泵下?lián)较∨c泵處摻稀相比，泵下?lián)较∧軌蚴垢邷貐^(qū)稀油的輕質(zhì)組分在進泵前更好地與稠油相混合。

圖3　模擬泵處摻稀的各溫度點降黏效率Fig.3　Viscosity and viscosity reduction rate of oil at different temperature under simulated pump inlet dilution

在溫度場、摻稀比及產(chǎn)液速度不變的情況下，將稀油從泵上10 cm處注入來模擬泵上摻稀，采用相同的方法對數(shù)據(jù)進行處理，結(jié)果如圖4。在稠稀油混合液體流經(jīng)90 ℃水浴箱時，降黏率達到了14%，在經(jīng)過70 ℃水浴箱的降黏率達到了41%，當(dāng)混合稠稀油到達出口處(水浴溫度40 ℃)時，原油黏度為2 503 mPa·s，出口累計降黏率達到了83%。與泵下和泵處摻稀相比，泵上摻稀在中高溫的摻稀降黏率要小，出口混合原油黏度大于其他兩個位置摻稀的黏度。在摻稀比及出油流速不變的條件下，采用泵下?lián)较?，稀油與稠油混合降黏主要是在中高溫區(qū)實現(xiàn)， 在70 ℃溫度點處， 累計降黏率達到了69%。采用泵處摻稀，稠油的黏度降低主要是在中溫區(qū)實現(xiàn)，在溫度點70 ℃處，累計降黏率為57%。采用泵上摻稀時，70 ℃溫度點累積降黏率為41%。三者比較可知，泵下?lián)较∈沟贸碛徒叼ぶ饕l(fā)生在中高溫區(qū)，泵處與泵上摻稀使得稠油大幅降黏發(fā)生在中低溫區(qū)。

圖4　模擬泵上摻稀的各溫度點降黏效率Fig.4　Viscosity and viscosity reduction rate of oil at different temperature under simulated upper-pump dilution

由于在泵下?lián)较l件下，稠稀油在高溫區(qū)混合的時間要比泵處與泵上摻稀工藝混合的時間要長，促使稀油中的飽和烴和芳烴分子加劇擴散到稠油中，從而降低了稠油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)的濃度，降低了大分子之間締合結(jié)構(gòu)的數(shù)量，使得黏度降低。從降低井筒舉升阻力的目的出發(fā)，采用泵下?lián)较〉恼w舉升阻力要小于其他兩處摻稀。

2.2　摻稀比對摻稀效果的影響

為實現(xiàn)經(jīng)濟摻稀開發(fā)稠油油藏，在最合適的摻稀比及安全的舉升下，實現(xiàn)最大日產(chǎn)量的開采，研究不同流速下各溫度場阻力的大小顯得尤為重要。

使用上述實驗裝置，以泵下?lián)较”?0%為例，設(shè)置模擬近似溫度場為90 ℃、70 ℃、50 ℃和40 ℃，作4組不同流速下的管流阻力變化。從實驗結(jié)果(圖5和表1)可得，在高溫區(qū)(70 ℃和90 ℃)近似呈現(xiàn)線性關(guān)系， 在低溫區(qū)(50 ℃和40 ℃)不呈線性關(guān)系。這主要是由于原油在低溫環(huán)境下呈現(xiàn)假塑性流體(即非牛頓流體)性質(zhì)。

圖5　管流阻力與流速的關(guān)系Fig.5　Relationship between flow resistance and flow rate

曲線編號擬合公式R25-1y=8．929x+50．3000．83195-2y=7．288x-1．7800．95105-3y=3．899x+0．6360．98695-4y=2．876x-0．0620．9964

為確定最為合理的摻稀比，設(shè)置摻稀位置為泵下?lián)较。?種摻稀比分別為10%、15%、20%、25%及30%，出油流速為18 mL/min。

通過5組實驗得到圖6結(jié)果。摻稀比為10%時，在模型出口處溫度點為40 ℃時的原油黏度為4 600 mPa·s，原油降黏率達到了69.6%；摻稀比為20%時，在模型出口處溫度點為40 ℃時的原油黏度為2 200 mPa·s，原油降黏率達到了85.3%；摻稀比為30%時，在模型出口處溫度點為40 ℃時的原油黏度為1 800 mPa·s，原油降黏率達到了88.1%。稠油是一種由瀝青質(zhì)和膠質(zhì)組成的膠體，當(dāng)摻稀量增加時，輕質(zhì)組分對瀝青質(zhì)分散程度增強，原油黏度減小。但隨摻稀量的增加，當(dāng)瀝青分子間距達到一定程度時，增加摻稀量降黏效率趨勢變小[17]。

根據(jù)現(xiàn)場油管尺寸與模擬管線大小，模擬裝置在18 mL/min的流速下，可以換算到現(xiàn)場的日產(chǎn)量為6 t。若設(shè)定現(xiàn)場日產(chǎn)量為6 t，則摻稀比在18%～22%時，井口混合原油黏度2 000～2 500 mPa·s，滿足安全生產(chǎn)的要求。

圖6　不同摻稀比的降黏效果Fig.6　Viscosity and viscosity reduction rate of oil under different dilution ratio

3　結(jié)　論

(1)通過模擬稠油在井底摻稀被舉升過程，根據(jù)舉升中各溫度點壓差的變化和降黏率，發(fā)現(xiàn)稠稀油在中高溫區(qū)混合的效率較高。

(2)在模擬井筒不同摻稀位置實驗中，對比了泵下、泵處及泵上3種摻稀位置的稠油被舉升過程中黏度及降黏率的變化，采用泵下?lián)较〉某碛宛ざ茸畹?，降黏率最高?/p>

(3)在模擬現(xiàn)場日產(chǎn)液量為6 t條件下，采用5種不同摻稀比實驗，最終摻稀比建議控制在18%～22%。

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