加注天然氣稠油高溫高壓條件下井筒流動(dòng)特征

胡廣杰

(中國(guó)石化油田勘探開(kāi)發(fā)事業(yè)部,北京 100728)

新疆塔河油田埋深大于5 km,油藏溫度大于125 ℃,在油藏條件下原油具有較好的流動(dòng)性。稠油在井筒舉升過(guò)程中,隨著溫度降低,稠油黏度不斷增大,舉升到約3 km壓降損失迅速增大,稠油失去流動(dòng)性,造成稠油舉升困難。注天然氣降黏開(kāi)采工藝存在機(jī)制認(rèn)識(shí)不清、注采參數(shù)敏感性分析困難等問(wèn)題。對(duì)于油氣兩相垂直管流研究,采用的油相大多為黏度較低的白油(黏度μ約為4.4 mPa·s)、煤油或輕質(zhì)原油(μ≤500 mPa·s),形成的油氣兩相流的分類(lèi)、流型圖、管內(nèi)壓降的分布規(guī)律等建立在物性簡(jiǎn)單、黏度較低的油相基礎(chǔ)上[1-2],而μ>5 000 mPa·s的稠油氣井筒流動(dòng)規(guī)律研究甚少。Schmidt 和Giesbrecht等[3]以聚乙烯吡咯烷酮水溶液為液相(μ=900～7 000 mPa·s),氮?dú)庾鳛闅庀?在內(nèi)徑為54.5 mm的垂直管道中,通過(guò)C射線(xiàn)密度測(cè)量法研究黏性氣液兩相流的孔隙率和流動(dòng)型態(tài),認(rèn)為相同孔隙率下,液相黏度是氣液兩相流型不同的直接原因。Fukano等[4]采用μ=7 mPa·s的甘油水溶液和空氣,在內(nèi)徑為26 mm的垂直管道中測(cè)量環(huán)狀流的液膜厚度。McNeil等[5]測(cè)量了黏度超過(guò)5.5 mPa·s的甘油水溶液與空氣的環(huán)狀流流動(dòng)特征,得出在該流動(dòng)型態(tài)下的預(yù)測(cè)模型。有關(guān)油氣兩相垂直管流實(shí)驗(yàn)研究所采用的實(shí)驗(yàn)裝置,研究人員主要采用的是玻璃或丙烯酸樹(shù)脂材質(zhì)的透明垂直管道,實(shí)驗(yàn)條件為常溫差壓,與實(shí)際井筒中高溫高壓環(huán)境相差較大[5-7]。Hanafizadeh等[8]在一個(gè)垂直透明玻璃管道中,通過(guò)空氣-水兩相流動(dòng)實(shí)驗(yàn)研究流動(dòng)型態(tài)對(duì)氣舉泵的影響,在實(shí)驗(yàn)中觀察到3種主要流動(dòng)型態(tài)并對(duì)其命名,分別為段塞流、擾動(dòng)流和環(huán)狀流。金寧德等[9-11]在內(nèi)徑為18.0 mm丙烯酸樹(shù)脂垂直管中對(duì)油氣兩相上升流流動(dòng)工況的電導(dǎo)波動(dòng)信號(hào)進(jìn)行分形及混沌時(shí)間序列分析,表明分形維數(shù)及混沌吸引子相關(guān)維數(shù)對(duì)油氣兩相流流型變化具有敏感的“指示器”特性。筆者采用高溫高壓井筒流動(dòng)規(guī)律模擬裝置,研究高溫高壓條件下溫度、壓力和氣油比對(duì)油氣兩相垂直管流流動(dòng)型態(tài)的影響規(guī)律,建立不同溫度、壓力和氣油比條件下油氣兩相流動(dòng)型態(tài)圖版。

1 儀器及材料

儀器:高溫高壓流變儀,Haake Mars Ⅲ型;高溫高壓井筒模擬裝置[12-13],自制。

材料:環(huán)烷油,塔河稠油,天然氣。塔河稠油和透明環(huán)烷油的黏溫關(guān)系見(jiàn)圖1。

圖1 透明環(huán)烷油和塔河稠油黏度隨溫度變化Fig.1 Viscosity of transparent naphthenic oil and Tahe heavy oil vary with temperature

2 實(shí)驗(yàn)方法

2.1 油氣兩相流動(dòng)特征

在高溫高壓井筒模擬裝置中[10],選用井筒模擬裝置中的自噴井模塊,設(shè)置分步降溫降壓程序,使系統(tǒng)溫度和壓力根據(jù)運(yùn)行距離=運(yùn)行速度×運(yùn)行時(shí)間,設(shè)置初始溫度為140 ℃,初始?jí)毫?0 MPa,每運(yùn)行100 m降低壓力0.91 MPa、降低溫度2.1℃。在環(huán)烷油或原油循環(huán)運(yùn)行過(guò)程中,利用恒速恒壓泵和加藥管線(xiàn),將氣體以一定溫度和壓力加入循環(huán)管道中,逐步降溫降壓,模擬實(shí)際生產(chǎn)的井筒流動(dòng)環(huán)境,通過(guò)高溫高壓可視釜(耐壓40 MPa,耐溫180 ℃)觀察在不同氣油比、不同溫度以及壓力下,油氣兩相垂直管流流態(tài)特征。運(yùn)用電阻探針測(cè)量管道中流體的電阻率,通過(guò)電阻率的頻譜變化曲線(xiàn)分析油氣垂直管流流態(tài)特征。在測(cè)量流動(dòng)型態(tài)的同時(shí),通過(guò)安裝在垂直管道部分的壓差傳感器測(cè)量油氣混合物的流動(dòng)壓降。

2.2 原油黏度測(cè)量

參照石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《稠油降凝劑效果評(píng)定方法》(SY/T 5887—93)和《稠油黏度測(cè)定旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)平衡法》(SY/T 0520—93)測(cè)定稠油的黏度,測(cè)定溫度為50～90 ℃,所用稠油采自塔河油田。

3 結(jié)果分析

3.1 稠油井筒舉升流動(dòng)型態(tài)

3.1.1 常溫常壓油氣兩相流動(dòng)特征

通過(guò)實(shí)驗(yàn)已識(shí)別并定義如圖2所示的6種油氣兩相流型。

圖2 垂直管道中氣-液兩相流動(dòng)型態(tài)Fig.2 Gas-liquid two-phase flow pattern in vertical pipe

從圖2看出,在垂直上升管道中氣-液兩相流動(dòng)型態(tài)主要分為5種類(lèi)型:①氣相的細(xì)小氣泡在液相中的分散流;②氣相的大氣泡在液相中的泡狀流;③氣相在液相中的間歇式流動(dòng),分為段塞流和蠕狀流;④氣相在液相中紊亂流動(dòng),并與液相混合式上升,故命名為擾動(dòng)流;⑤氣相形成中心,液相形成外環(huán)的環(huán)狀流。

3.1.2 高溫高壓油氣兩相流動(dòng)型態(tài)

(1)溫度對(duì)油氣兩相流動(dòng)特征的影響。在一定氣油比下,固定壓力5 MPa,考察不同溫度下透明環(huán)烷油氣兩相流動(dòng)型態(tài)的變化,結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 不同溫度下流動(dòng)型態(tài)Fig.3 Flow patterns at different temperatures

從圖3可以觀察到4種流動(dòng)型態(tài),垂直管道中油氣兩相流動(dòng)型態(tài)分別為氣在油中的泡狀流、彈狀流、蠕狀流、段塞流,在30 ℃時(shí),油氣兩相流動(dòng)型態(tài)都為泡狀流,在60 ℃時(shí),油氣兩相流動(dòng)型態(tài)只有在氣油比很小的情況下才為泡狀流,在90 ℃時(shí),油氣兩相流動(dòng)型態(tài)都為彈狀流,130 ℃時(shí),油氣兩相流動(dòng)型態(tài)表現(xiàn)為彈狀流、蠕狀流、段塞流,在相同氣油比條件下,當(dāng)溫度從30 ℃升高到130 ℃的過(guò)程中,隨著溫度升高,氣相等效粒徑變大且擾動(dòng)程度加劇,這是由于溫度升高,氣體體積膨脹,且氣體受熱紊動(dòng)程度加劇。

(2)壓力對(duì)油水兩相流動(dòng)特征的影響。分別固定氣油比為10∶1,50∶1和130∶1,改變壓力1～25 MPa、固定溫度90 ℃,研究壓力對(duì)透明環(huán)烷油氣兩相流動(dòng)型態(tài)的影響,結(jié)果見(jiàn)圖4。

圖4 不同壓力下流動(dòng)型態(tài)Fig.4 Flow patterns under different pressures

從圖4觀察到5種流動(dòng)型態(tài),垂直管道中油氣兩相流動(dòng)型態(tài)分別為氣在油中的蠕狀流、彈狀流、泡狀流、分散流、單相流。在低壓下,油氣兩相流動(dòng)型態(tài)表現(xiàn)為蠕狀流、彈狀流,在10 MPa時(shí),油氣兩相流動(dòng)型態(tài)表現(xiàn)為分散流、泡狀流,在15 MPa時(shí),油氣兩相流動(dòng)型態(tài)表現(xiàn)為單相流、泡狀流,在20 MPa時(shí),油氣兩相流動(dòng)型態(tài)都表現(xiàn)為單相流。從壓力對(duì)油氣兩相流動(dòng)型態(tài)的影響可以看出,壓力越大,大氣泡越易在油相中壓縮為小氣泡,相同氣油比下,流動(dòng)型態(tài)易從蠕狀流、彈狀流向泡狀流轉(zhuǎn)變。隨壓力增加,氣泡等效粒徑變小,這是由于隨著壓力的增加,氣泡受壓縮體積變小,并且氣泡在油中的溶解性增加,大于泡點(diǎn)壓力后氣相完全溶解在油相中,形成單相流。

(3)氣油比對(duì)油氣兩相流動(dòng)特征的影響。固定壓力5 MPa,改變氣油比,分別研究溫度為30、60、90、和130 ℃時(shí)氣油比對(duì)透明環(huán)烷油氣兩相流動(dòng)型態(tài)的影響,結(jié)果見(jiàn)圖5。

從圖5觀察到4種流動(dòng)型態(tài),垂直管道中油氣兩相流動(dòng)型態(tài)分別為氣在油中的泡狀流、彈狀流、蠕狀流、段塞流。在氣油比為10∶1時(shí),油氣兩相流動(dòng)型態(tài)表現(xiàn)為泡狀流、彈狀流,在氣油比為50∶1時(shí),油氣兩相流動(dòng)型態(tài)表現(xiàn)為泡狀流、彈狀流、蠕狀流,在氣油比為130∶1時(shí),油氣兩相流動(dòng)型態(tài)表現(xiàn)為泡狀流、彈狀流、段塞流。從氣油比對(duì)油水兩相流動(dòng)型態(tài)的影響可以看出,氣油比越大,小氣泡越易在油相中聚集為大氣泡,在相同溫度下,流動(dòng)型態(tài)從泡狀流、彈狀流向蠕狀流、段塞流轉(zhuǎn)變,這是由于氣體增加使氣體聚集度增大,從而氣泡等效粒徑增加。

圖5 不同氣油比下油氣兩相流型Fig.5 Gas-oil two-phase flow pattern with different gas-oil ratios

3.2 基于電阻探針的氣液兩相流動(dòng)型態(tài)識(shí)別

塔河原油氣兩相泡狀流(氣油比10∶1)、彈狀流(氣油比30∶1)、蠕狀流(氣油比50∶1)和段塞流(氣油比70∶1)的流動(dòng)型態(tài)見(jiàn)圖6。

圖6 油氣兩相流流動(dòng)型態(tài)Fig.6 Resistance probe signal spectrum for oil and gas two-phase flow

由圖6(a)看出,氣泡分散在油連續(xù)相中,氣體的電阻值遠(yuǎn)大于油的電阻值,在高位波動(dòng),每一個(gè)高位波動(dòng)信號(hào)代表有一個(gè)氣泡穿過(guò)電阻探針。

由圖6(b)看出,氣泡粒徑增大,空泡率增加,電阻值在高位波動(dòng)的時(shí)間增加,每一個(gè)高位波動(dòng)信號(hào)具有更寬的時(shí)域。

由圖6(c)看出,氣泡粒徑繼續(xù)增大,氣泡一側(cè)貼近管壁,電阻值呈半周期式波動(dòng),每一次高位波動(dòng)信號(hào)代表有氣泡穿過(guò)探針。

由圖6(d)看出,氣泡粒徑與管徑相同,氣泡兩側(cè)均貼近管壁,與原油一同間歇式流動(dòng),電阻值呈周期式波動(dòng),高電位代表連讀的氣段塞,低電位代表連續(xù)的油段塞。

通過(guò)電阻探針對(duì)不同流動(dòng)型態(tài)識(shí)別可以克服可視窗口不耐高壓、無(wú)法觀察原油與水流動(dòng)型態(tài)的缺點(diǎn),為稠油與天然氣在高溫高壓下流動(dòng)型態(tài)特征識(shí)別與相關(guān)規(guī)律研究奠定基礎(chǔ)。

3.3 油氣兩相流動(dòng)型態(tài)特征圖版

根據(jù)對(duì)透明環(huán)烷油和塔河原油的油氣兩相流動(dòng)特征研究結(jié)果,建立塔河原油氣兩相流動(dòng)型態(tài)特征圖版,結(jié)果見(jiàn)圖7。從圖7看出,相同氣油比下,隨溫度升高,小氣泡的單相流、泡狀流、彈狀流范圍逐漸變窄,而大氣泡的段塞流、環(huán)狀流和霧狀流范圍逐漸變寬;壓力對(duì)油氣兩相流動(dòng)型態(tài)的影響規(guī)律與溫度相反。通過(guò)不同溫度、壓力和注氣比下的流動(dòng)型態(tài)圖版,為稠油注氣開(kāi)采優(yōu)化設(shè)計(jì)提供理論依據(jù)。

圖7 油氣兩相流動(dòng)型態(tài)分布Fig.7 Oil and gas flow pattern distribution

3.4 稠油注天然氣降低舉升壓降機(jī)制

根據(jù)以上油氣兩相流動(dòng)型態(tài)觀測(cè)結(jié)果,可分析稠油注天然氣降低舉升壓降機(jī)制如下。

(1)溶解降黏降摩阻。在高壓條件下,油氣兩相更易形成單相流,這是由于天然氣在高壓條件下更易溶解在原油中,天然氣與稠油混合后,由于天然氣分子與原油中烴類(lèi)結(jié)構(gòu)相似,溶解的天然氣插入稠油分子之間,增加了稠油分子間的距離,混合液黏度、密度降低,使稠油分子發(fā)生碰撞摩擦幾率降低,降低原油黏度,從而降低舉升摩阻。如圖8所示,隨著原油中溶入甲烷氣體體積的增加,原油舉升摩阻呈非線(xiàn)性降低趨勢(shì)。

(2)降低密度降總壓降。注天然氣后,氣液總壓降降低,游離的天然氣主要起舉升降黏作用,油氣兩相形成不同的流態(tài),不同流態(tài)下舉升壓降由小到大排序?yàn)?泡狀流<彈狀流<蠕狀流<段塞流<環(huán)狀流(圖9)。泡狀流時(shí)油氣混合流體舉升壓降降低效果最好,有利于生產(chǎn),這是由于泡狀流下:①氣體能更加均勻的分散在原油中,能夠均勻降低原油整體密度,而段塞流和環(huán)狀流等流型為油氣分離流動(dòng),氣體經(jīng)過(guò)原油竄逸至井口,并沒(méi)有實(shí)際降低原油密度[14];②氣泡粒徑越小,原油與管壁之間的橫向受力越小,摩阻損失越小,并且由于縱向速度遠(yuǎn)高于橫向速度,氣體對(duì)原油向上的攜帶作用強(qiáng)。若氣泡粒徑越大,如段塞流或環(huán)狀流,會(huì)增加原油向管壁的橫向流動(dòng),從而增加原油與管壁的摩擦阻力;③泡狀流下,氣泡粒徑越小,相同體積氣體與原油接觸面積越大,更有利于氣體溶解在原油中,降低原油黏度和舉升摩阻。段塞流和環(huán)狀流時(shí),大部分氣體逃逸,對(duì)稠油舉升效率低。

圖8 不同溶解氣油比下塔河原油的舉升摩阻Fig.8 Lifting friction of Tahe crude oil with different dissolved gas-oil ratios

塔河稠油井筒舉升過(guò)程中隨著溫度的降低稠油黏度逐漸增加,在井下深度約3 km失去流動(dòng)性,在天然氣溶解降黏和摻稀降黏的基礎(chǔ)上,維持油氣從摻入點(diǎn)至井口處始終為泡狀流和最大溶解量雙重效果提升原油舉升能力。加注天然氣深度應(yīng)在稠油失去流動(dòng)性之前的位置,通常在3～5 km。從圖7可知,在壓力為10 MPa以?xún)?nèi),游離氣油比低于25∶1,始終為泡狀流,因此建議加注天然氣氣油比低于井口極限溶解氣油比+25。圖10為所用塔河稠油樣品在不同井深位置處的極限溶解氣油比,在實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中應(yīng)控制合理的氣油比和工作制度,盡可能使流型在注氣點(diǎn)上部分布在泡狀流狀態(tài),使總的壓降損失梯度降低,更有利于生產(chǎn)。

圖9 氣油比對(duì)油氣混合物舉升壓降的影響Fig.9 Influence of gas-oil ratio on pressure drop of oil and gas mixture

圖10 稠油加注天然氣溶解度與井深的關(guān)系Fig.10 Relationship between gas solubility of heavy oil and well depth

4 結(jié) 論

(1)油氣兩相流動(dòng)型態(tài)分為單相流、泡狀流、彈狀流、蠕狀流、段塞流。

(2)建立油氣兩相流動(dòng)型態(tài)特征圖版,在溫度、壓力和氣油比已知情況下,可根據(jù)流型圖確定流態(tài)。

(3)稠油注天然氣降低總舉升壓降的機(jī)制為溶解降黏降摩阻、降低密度降總壓降。高壓下,天然氣更易溶解在稠油中,混合液黏度降低,從而降低舉升摩阻。游離的天然氣主要起降低密度作用,不同油氣兩相流型下舉升壓降損失由小到大排序?yàn)?泡狀流<彈狀流<蠕狀流<段塞流<環(huán)狀流。在實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中應(yīng)控制合理的氣油比和工作制度,盡可能使流型分布在泡狀流狀態(tài)。