柯文奇，趙仁保，石在虹，岳湘安，吳嘉怡

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稠油摻稀降黏評(píng)價(jià)新方法及模擬分析

柯文奇1，趙仁保2，石在虹1，岳湘安2，吳嘉怡2

(1. 中國(guó)石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京，100083；2. 中國(guó)石油大學(xué)(北京) 油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京，100092)

在分析現(xiàn)有摻稀降黏評(píng)價(jià)手段的基礎(chǔ)上，建立稠油井筒摻稀降黏模擬評(píng)價(jià)方法，并研究摻稀比、摻稀溫度和摻稀稀釋劑對(duì)摻稀降黏效果的影響。研究結(jié)果表明：在黏度為74 mPa?s時(shí)，該評(píng)價(jià)方法的相對(duì)誤差為5.36%，并具有較好的穩(wěn)定性和可靠性，能夠適用于稠油的黏度測(cè)量分析。摻稀過程伴隨整個(gè)井筒流動(dòng)逐漸發(fā)生。提高摻稀溫度、注入合適的稀釋劑均有利于提高摻稀效果，為實(shí)際生產(chǎn)優(yōu)化設(shè)計(jì)提供有力借鑒。

稠油；摻?。荒M；降黏

在稠油開采沿井筒舉升過程中，伴隨溫度降低，黏度呈指數(shù)上升，流動(dòng)阻力迅速增大，造成稠油井堵塞、抽油桿斷脫、電機(jī)燒壞等系列問題[1]。摻稀油、加熱[2]、加降黏劑及舉升工藝優(yōu)化[3]等是實(shí)現(xiàn)稠油舉升的主要方法。由于稠油性質(zhì)各異，摻稀降黏仍然是稠油舉升最有效的方法之一。國(guó)內(nèi)學(xué)者通過實(shí)驗(yàn)和模型分析，稠油摻稀降黏能降低井筒摩阻，提高舉升效率。多采用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)/流變儀[4]開展摻稀效果定量評(píng)價(jià)，以確定合理的摻稀比例，測(cè)量在燒杯中稠油和稀油充分混合的黏度[5]，但是實(shí)際摻稀舉升生產(chǎn)過程中效率并不理想。本文作者通過建立合理的稠油黏度動(dòng)態(tài)模擬測(cè)量裝置，開展摻稀條件下的井筒流動(dòng)模擬，對(duì)比分析模擬評(píng)價(jià)結(jié)果和旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)中差異性，并分析摻稀溫度和稀釋劑對(duì)降黏效果的影響，為實(shí)際摻稀量的確定和摻稀工藝的優(yōu)化提供一定借鑒。

1 稠油流變性測(cè)量原理

考慮一個(gè)半徑為長(zhǎng)直圓管，假定流體為黏性不可壓縮流體，流動(dòng)是穩(wěn)定的、充分發(fā)展的等溫層流，垂直管道軸線方向沒有流速。根據(jù)哈根?泊肅葉(hagen?poiseuille)定律，流動(dòng)過程中管兩端壓差可以表示為[6]

其中：為流過直圓管的流體流速；Δ為直圓管進(jìn)口端與出口端之間的壓差；為流體密度；為直圓管的長(zhǎng)度；為流體運(yùn)動(dòng)黏度。

因流體運(yùn)動(dòng)黏度等于動(dòng)力黏度與流體密度之比，即

而且流過直圓管的流體流速等于流過直圓管的流體流量與直圓管橫截面面積之比，即

因此，將式(2)和(3)代入式(1)，即可得到流量和直圓管進(jìn)口端與出口端之間的壓差Δ的關(guān)系為

從而得到混合液的動(dòng)力黏度為

2 井筒降黏模擬系統(tǒng)建立

2.1 井筒降黏模擬流程

為了模擬稠油摻稀開采過程中，摻入稀油和稠油在井筒中動(dòng)態(tài)混合過程，依據(jù)毛細(xì)管黏度測(cè)量原理，通過建立包括井筒模擬、摻稀注入模擬、供液模擬、恒溫模擬和監(jiān)測(cè)控制模擬組成的稠油井筒降黏模擬實(shí)驗(yàn)裝置[7]，如圖1所示。該模擬裝置通過多個(gè)恒溫系統(tǒng)(設(shè)定不同溫度的恒溫水浴)模擬井筒沿程過程中溫度的變化，并模擬摻稀稀油由環(huán)空加注，并和稠油混合流經(jīng)抽油泵凡爾，進(jìn)而舉升至地面的過程。

1，3，5—平流泵；2，4，6—活塞容器；7—數(shù)據(jù)檢測(cè)和控制；8—恒溫油??；9，16，18，20，22—壓差傳感器；10—模擬井筒外壁；11—保溫層；12—密封出液口；13—加藥管線；14—模擬井下凡爾；15，25，26，27—恒溫水浴；17，19，21，23，28，29—溫度傳感器。

考慮稠油體系黏度受溫度影響敏感，設(shè)計(jì)模擬裝置需保證每個(gè)黏度測(cè)量段之前達(dá)到恒溫，實(shí)現(xiàn)40~100 ℃井筒溫度區(qū)間模擬，且通過熱力學(xué)計(jì)算分析和設(shè)計(jì)，保證經(jīng)恒溫區(qū)間內(nèi)，原油溫度相對(duì)誤差不超過1%。通過毛細(xì)管長(zhǎng)度、直徑和壓力計(jì)量系統(tǒng)的組合滿足黏度范圍為5~4×106mPa?s流體黏度的測(cè)量。

2.2 摻稀降黏模擬測(cè)量可靠性

為保證測(cè)量的可靠性，實(shí)驗(yàn)選取近似牛頓流體液體作為測(cè)量系統(tǒng)檢驗(yàn)的介質(zhì)，其黏度受剪切速率和剪切方式影響較小。選取航空煤油和白油作為測(cè)量對(duì)比介質(zhì)，采用模擬裝置測(cè)量結(jié)果和旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)中測(cè)量結(jié)果進(jìn)行對(duì)比。相對(duì)誤差隨黏度的變化如圖2所示。

圖2 相對(duì)誤差隨黏度的變化

從圖2可以看出：模型測(cè)量黏度的相對(duì)誤差隨著黏度的增高，相對(duì)誤差減小，當(dāng)黏度為74 mPa?s時(shí)，相對(duì)誤差為5.36%。隨著黏度的增大，方差2減小，可以認(rèn)為在較高黏度時(shí)，黏度測(cè)量值具有較好的穩(wěn)定性和可靠性，適用于稠油的黏度測(cè)量分析。

3 井筒摻稀降黏影響因素

3.1 實(shí)驗(yàn)儀器及過程

實(shí)驗(yàn)儀器為稠油井筒摻稀降黏模擬實(shí)驗(yàn)裝置(自研)和Brookfield Ⅲ型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)。

采用井筒摻稀降黏模擬方法的主要步驟如下。

1) 將中間容器分別裝上稠油和摻稀稀油(稀油來自塔河產(chǎn)出稀油，稀油90 ℃時(shí)的黏度約為17 mPa?s；40 ℃時(shí)其黏度為82 mPa?s)，并按照?qǐng)D1所示連接實(shí)驗(yàn)裝置。

2) 設(shè)定井筒模擬溫度和可加熱中間容器溫度為95 ℃，其他恒溫水浴溫度分別設(shè)定為95，90，70，50和40 ℃，恒溫3 h以上，以保證稠油和整個(gè)系統(tǒng)的溫度達(dá)到恒定溫度，以減小溫度對(duì)測(cè)量的影響。摻稀稀油保持溫度為常溫，以模擬實(shí)際油田摻稀稀油的注入溫度。

3) 通過設(shè)定2個(gè)平流泵的流量來控制稠油流量以及摻稀比，壓力計(jì)量裝置測(cè)量并記錄各毛細(xì)管段壓差，記錄實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

4) 采用燒杯配置同樣摻稀量，充分恒溫(70 ℃保鮮膜密封條件)后攪拌均勻，Brookfield Ⅲ型旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)中定剪切(2.45 s?1)測(cè)量原油(95，90，70，50和40 ℃)黏度，取波動(dòng)后黏度穩(wěn)定值，與稠油井筒降黏模擬裝置測(cè)量結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析。

3.2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

3.2.1 摻稀量對(duì)降黏效果的影響

實(shí)驗(yàn)采用模擬裝置和黏度計(jì)方式分別測(cè)量不同摻稀量時(shí)黏度，分析降黏效率。旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)和在線測(cè)量裝置測(cè)量得到不同摻稀量下的黏度測(cè)量值和降黏率變化。摻稀量50%時(shí)混合組分的黏溫曲線和降黏度隨溫度的變化分別如圖3和圖4所示。

1—測(cè)量值；2—模擬值。

1—測(cè)量值；2—模擬值。

從圖3和圖4可以看出：當(dāng)摻稀量為50%時(shí)，降黏率模擬值在90.0%(95 ℃)~99.5%(40 ℃)之間；而測(cè)定的降黏率在95.0%(95 ℃)~99.7%(40 ℃)之間，即降黏率模擬值比測(cè)定的結(jié)果低。但在整個(gè)溫度區(qū)間，變化趨勢(shì)相同，模擬與測(cè)量所得降黏率均隨溫度降低而增大。稠油的黏度主要是膠質(zhì)瀝青質(zhì)影響。在溫度較高時(shí)，稠油體系黏度較小，膠質(zhì)瀝青質(zhì)分子間間距較大，摻稀時(shí)輕質(zhì)組分對(duì)膠質(zhì)瀝青質(zhì)的分散作用相對(duì)較弱，降黏效率偏小。

摻稀模擬結(jié)果小于測(cè)量值表明：在實(shí)際過程中，摻入稀油并不能達(dá)到理想狀態(tài)下的降黏效率。但沿井筒流動(dòng)過程中，模擬和測(cè)量得到的降黏率逐漸接近，表明流動(dòng)過程是稀油逐漸分散稠油的過程，并不是在井底就能達(dá)到理想混合效果，那么需要在實(shí)際設(shè)計(jì)過程中加以考慮。

圖5和圖6所示分別為不同摻稀量時(shí)混合體系的黏度和降黏率隨溫度的變化。由圖5和圖6可見：隨著摻稀量的增加降黏率不斷增高，隨著溫度的升高，降黏率呈降低趨勢(shì)，但降低幅度隨摻稀量的增加而減小。

摻稀量/%：1—0；2—10；3—20；4—30；

摻稀量/%：1—10；2—20；3—30；4—40；5—50。

稠油是一種由瀝青質(zhì)和膠質(zhì)組成的膠體[8]。瀝青質(zhì)、膠質(zhì)分子間的締合是稠油高黏的根本原因[9]。稠油黏度隨膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量的增加而升高，而隨飽和烴和芳烴含量的增加而降低。摻稀量增加，輕質(zhì)組分對(duì)瀝青質(zhì)分散程度增強(qiáng)，原油黏度減小。但隨摻稀量的增加，當(dāng)瀝青分子間距達(dá)到一定程度時(shí)，增加摻稀量降黏效率趨勢(shì)變小。

3.2.2 摻稀溫度對(duì)降黏效果的影響

為分析不同的摻稀溫度對(duì)摻稀稀油和稠油的動(dòng)態(tài)混合，調(diào)整模擬井筒溫度控制(設(shè)定為80，90和95 ℃)，來模擬不同摻稀溫度，而其他恒溫水浴均分別依次設(shè)定為80，70，50和40 ℃模擬井筒沿程溫降。實(shí)驗(yàn)設(shè)定摻稀量為20%。不同摻稀溫度下黏度和降黏率的變化分別如圖7和圖8所示。

摻稀溫度/℃：1—95；2—90；3—80。

摻稀溫度/℃：1—95；2—90；3—80。

由圖7和圖8可見：隨著摻稀溫度越高，降黏效果越好。隨著摻稀溫度的提高，稠油黏度降低，分子熱運(yùn)動(dòng)加快，在相同流速下，即相同的剪切速率下，稀油中的輕質(zhì)組分分子更加有效地向稠油中擴(kuò)散，分散稠油中的膠質(zhì)瀝青質(zhì)，降低體系黏度。

實(shí)際生產(chǎn)過程中提高摻稀溫度有3種方法：一是加深摻稀深度，對(duì)于產(chǎn)量固定的油井，加深稀油和稠油的混合點(diǎn)，也就是加深泵深/泵入口[10]；二是提高產(chǎn)量，產(chǎn)量影響井筒溫度場(chǎng)分布，提高產(chǎn)量可降低溫度損失；三是提高地面稀油溫度。因此，選擇合理注入工藝、舉升工藝和工作制度均能提高摻稀降黏效果。

3.2.3 不同稀釋劑對(duì)降黏劑降黏效果的影響

為分析不同組分對(duì)摻稀降黏效果的影響，選取稀油、煤油、甲苯作為摻稀溶劑，模擬分析摻稀量為20%時(shí)，溫度為95，80，70，50和40 ℃，模擬得到不同稀釋劑對(duì)降黏效果的影響。

采用不同稀釋劑作為摻稀介質(zhì)開展模擬結(jié)果如圖9所示。模擬結(jié)果表明：采用甲苯作為稀釋介質(zhì)時(shí)的降黏效果要優(yōu)于煤油和稀油的降黏效果。稠油中膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量較高，甲苯對(duì)稠油降黏效果更優(yōu)，瀝青質(zhì)在可溶質(zhì)中對(duì)瀝青質(zhì)的膠溶性起主導(dǎo)作用的是芳香族化合物及其含量[11]。芳香族化合物最易被瀝青質(zhì)吸附，對(duì)其有很好的膠溶能力。而煤油和稀油以烷烴為主，煤油具有更低的黏度，表現(xiàn)出較好的效果。

1—稀油；2—煤油；3—甲苯。

4 結(jié)論

1) 井筒摻稀降黏是伴隨著井筒中的流動(dòng)逐漸發(fā)生的，井筒摻稀過程是稀油不斷分散稀釋稠油的過程。

2) 隨著摻稀溫度的增加，降黏率越大，降黏效果越好，可以通過增加泵深、提高產(chǎn)量和摻稀稀油的溫度提高摻稀降黏效果。

3) 稀釋劑的降黏效果從大到小依次為甲苯、煤油、稀油。

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(編輯 趙俊)

A new viscosity evaluation method of heavy oil production assisted with light oil blending and simulation analysis

KE Wenqi1, ZHAO Renbao2, SHI Zaihong1, YUE Xiang’an2, WU Jiayi2

(1. Petroleum Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 100083, China;2. State Key Laboratory of Petroleum Resource Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 100092, China)

Based on the analysis of the existing light oil blending evaluation method, a new viscosity simulation and evaluation method of heavy oil production assisted with light oil blending was established to study the flowing dynamic and viscosity changes of the mixed oil system in wellbore. And the influences of blending ratio, blending temperature and diluents type were evaluated. The results show that the relative error of evaluation method is less than 5.36% when the fluid viscosity is no more than 74 mPa?s, which means this evaluation method has good stability and reliability for heavy oil viscosity measurement and analysis. The mixed and viscosity reduction evolves with the wellbore flowing. And improving the blending temperature and injection diluted thinners are beneficial to improve the effect, which can provide a powerful reference for practical production for optimization design.

heavy oil; light oil blending; simulation; viscosity reduction

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.06.023

TE355.21

A

1672?7207(2016)06?1990?05

2015?06?13；

2015?09?20

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05031-003-004)(Project(2011ZX05031-003-004) supported by the National Science and Technology Major Program of China)

趙仁保，副教授，從事采油氣工藝研究；E-mail：zhaorenbao@vip.sina.com