鄭繼龍，向靖，翁大麗，陳平，運(yùn)入軒，趙軍，胡雪

1．中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452

2．中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249

落球黏度計對QK17-2油田原油黏溫的影響

鄭繼龍1，2，向靖2，翁大麗1，陳平1，運(yùn)入軒1，趙軍1，胡雪1

1．中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452

2．中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249

利用高溫高壓落球黏度計和高溫高壓轉(zhuǎn)配樣裝置對QK17-2油田原油黏溫特征進(jìn)行了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，分別測量了不同溫度、不同壓力條件下該油田原油和油水混合物的黏溫及油藏條件下注入不同氮?dú)饬繒r油氣混合液的黏溫。研究結(jié)果表明，高含蠟導(dǎo)致QK17-2油田原油在一般高溫下黏溫異常增高，偏離黏溫指數(shù)曲線；油水混合液的黏溫隨含水率變化存在極大值；注氮?dú)膺_(dá)氣油比為20以后，降黏效果不明顯。

落球黏度計；油－水混合物；QK17-2油田；黏溫；黏溫特性；含水率；氣油比

由于海上油田稠油地質(zhì)儲量相當(dāng)可觀，熱采及注氣降黏開采具有相當(dāng)大的潛力，在這些過程中，黏溫作為原油的主要物性參數(shù)，對油氣田開發(fā)及原油管道集輸均是至關(guān)重要。一般認(rèn)為，原油黏溫直接影響原油在地層多孔介質(zhì)中的滲流能力及原油在井筒內(nèi)和輸油管線中的流動能力［1］。而影響原油黏溫因素很多，如溫度、壓力、蠟質(zhì)和瀝青質(zhì)成分、含水率以及在注氣提高采收率過程中的注氣量等［2］。雖然陸上油田已對原油黏溫特征有一定研究，但海上油田在此方面的研究尚未開展，因此，利用渤海油田QK17-2油田原油進(jìn)行原油黏溫特征的先導(dǎo)性室內(nèi)試驗(yàn)研究，對油氣田開發(fā)方案的調(diào)整、提高采收率技術(shù)實(shí)施和原油長距離管輸中加熱站、管輸降壓的設(shè)計等都有至關(guān)重要意義。

1 影響原油黏溫實(shí)驗(yàn)

QK17-2油田原油相關(guān)物性參數(shù)如表1所示。

表1 QK17-2油田原油物性參數(shù)

1．1 實(shí)驗(yàn)材料及儀器

通過研究發(fā)現(xiàn)，壓力、溫度、含水率及注氣量等因素對原油黏溫影響較大［3］，通過室內(nèi)高溫高壓落球黏度計和高溫高壓轉(zhuǎn)配樣裝置，對壓力、溫度、含水率及注氣量等因素對原油黏溫的影響規(guī)律進(jìn)行深入研究，實(shí)驗(yàn)裝置見圖1。

實(shí)驗(yàn)用水：室內(nèi)配置QK17-2油田地層水，地層水礦化度3 691 mg／L左右，經(jīng)0．45μm微孔濾膜過濾。實(shí)驗(yàn)用油：QK17-2油田脫氣、脫水原油。氮?dú)猓河莉v氣體（天津）銷售有限公司生產(chǎn)，純度99．9%。高壓計量泵：江蘇海安石油儀器有限公司。高溫高壓落球黏度計：江蘇海安發(fā)達(dá)石油儀器有限公司。高溫高壓配樣裝置：江蘇海安石油儀器有限公司。其他裝置還包括高壓管線、精密壓力表、壓力容器等。

圖1 高溫高壓油氣水黏溫測量實(shí)驗(yàn)裝置

1．2 實(shí)驗(yàn)步驟

1）按照溶液配置要求，應(yīng)用模擬油和轉(zhuǎn)配樣裝置調(diào)配實(shí)驗(yàn)所需的原油乳液，并將其泵入落球黏度計中，設(shè)定實(shí)驗(yàn)所需的溫度和壓力；

3）利用配樣裝置配氣油比（物質(zhì)的量比）為0、5、10、15、20、25、30的油-N2混合物，并將其轉(zhuǎn)入落球黏度計中，分別在定壓力和定溫度下，測定油氣混合物的黏溫。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2．1 原油黏溫特性

2．1．1 一定溫度下原油黏溫與壓力特性關(guān)系

通過實(shí)驗(yàn)可知，在實(shí)驗(yàn)溫度一定的條件下，原油黏溫與壓力成線性關(guān)系［4］，壓力越高，黏溫越大。據(jù)此可為原油降壓輸送提供理論及實(shí)驗(yàn)依據(jù)。在實(shí)驗(yàn)溫度低于70℃時，原油黏溫受壓力影響較大；實(shí)驗(yàn)溫度高于100℃時，黏溫受壓力影響較小，且溫度越高，壓力對原油黏溫的影響幾乎可以忽略，見圖2。

圖2 一定溫度下原油黏溫－壓力特性曲線

2．1．2 一定壓力下原油黏溫與溫度特性關(guān)系

對QK17-2油田原油在不同壓力下黏溫關(guān)系實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行擬合，得到一定壓力下原油溫度在60～140℃條件下黏溫－溫度特性擬合曲線，如圖3所示。

圖3 一定壓力下原油黏溫－溫度特性擬合曲線

由圖3可以看出，在一定壓力條件下，QK17-2油田原油黏溫隨溫度變化基本滿足前人研究所得指數(shù)關(guān)系［5］。值得注意的是，實(shí)驗(yàn)測得60和70℃下的原油黏溫點(diǎn)均有發(fā)飄上浮現(xiàn)象，尤其是60℃下測得的黏溫嚴(yán)重偏離指數(shù)曲線，導(dǎo)致整體擬合程度下降；而對油樣在80～140℃下所測黏溫進(jìn)行擬合，則指數(shù)曲線擬合程度非常高。這說明60和70℃下測得原油黏溫有異常。結(jié)合QK17-2油田原油物性分析發(fā)現(xiàn)，由于高含蠟質(zhì)、中含瀝青質(zhì)與膠質(zhì)，原油凝固點(diǎn)可達(dá)30℃，因而在實(shí)驗(yàn)室常溫（25℃）條件下，原油中的蠟質(zhì)和瀝青質(zhì)會大量析出，導(dǎo)致原油黏溫大幅度升高，而在逐漸升溫的過程中，蠟質(zhì)和瀝青質(zhì)才重新溶于原油。至80℃左右后，原油黏溫曲線更加符合理想的指數(shù)曲線?？梢娫谙炠|(zhì)析出后，大量重新溶于原油需要一個較長的升溫過程［6］。

利用上面所得黏溫特性關(guān)系，可為海上稠油熱采的過程中原油黏溫的控制與變化規(guī)律提供一定的參考。與此同時，在高含蠟原油的開采及長管運(yùn)輸過程中加熱站設(shè)計需針對性地控制溫度，避免蠟質(zhì)析出后重新溶回原油的過程較長而大幅增加原油黏溫，降低輸送效率。

2．2 不同含水率下油水體系黏溫特性關(guān)系

三是全灌區(qū)干、支渠高標(biāo)準(zhǔn)襯砌率為95%，但斗渠以下渠系40%是土渠道運(yùn)行，襯砌率低，滲漏損失大，且經(jīng)過多年運(yùn)行老化破損十分嚴(yán)重。

通過對QK17-2油田原油在不同含水率下油水體系黏溫特性關(guān)系進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究［7］，測得15 MPa時不同溫度下油水混合液黏溫隨含水率變化的規(guī)律［8］，如圖4所示。

圖4 15 MPa下一定溫度時油水混合液黏溫－含水率曲線

由圖4可看出，在同一溫度、壓力下，原油黏溫隨含水率的升高先呈現(xiàn)上升趨勢，達(dá)到極大值后又呈下降趨勢，并逐漸趨于平緩，此極值點(diǎn)為油水非乳化的拐點(diǎn)。QK17-2油田脫氣原油黏溫極值出現(xiàn)在含水率為30%左右。另外，在相同含水率的情況下，溫度越高，原油的黏溫越低，并且黏溫隨含水率的變化曲線越趨于平緩，極值點(diǎn)不明顯。因此，在外輸原油時摻水降黏應(yīng)避免極值點(diǎn)，以最大限度的提高輸油效率、降低能耗。

2．3 N2注入量對油樣的減黏效果研究

在15 MPa的定壓力下，改變溫度，測量注入不同N2量時油氣混合物的黏溫［9］，得到不同溫度下油氣混合物黏溫與氣油比關(guān)系特性曲線［10］，如圖5所示。

圖5 15 MPa下油氣混合物黏溫－氣油比曲線

由圖5可以看出，在一定的溫度及壓力下，隨N2注入量的增大，油氣混合液的黏溫下降迅速；當(dāng)氣油比達(dá)到15以后，油氣混合液的黏溫變化趨緩；當(dāng)氣油比超過20時，黏溫隨氣油比的變化很小。而對于不同溫度下的油氣混合物黏溫－氣油比變化趨勢總體均呈復(fù)合指數(shù)曲線。由此可見，N2的注入能顯著地降低原油黏溫，提高原油在孔隙中的流動能力。據(jù)此，在采用注氮提高采收率或提高油氣輸運(yùn)能力應(yīng)采用適宜的氣油比，而并非越大越好，用以有效降低成本，達(dá)到最佳經(jīng)濟(jì)效益。

3 結(jié)論

1）QK17-2原油中含有大量的蠟質(zhì)和瀝青質(zhì)，而蠟質(zhì)和瀝青質(zhì)的析出能顯著增加原油的黏溫。當(dāng)升溫達(dá)到80℃以上后，原油中的蠟質(zhì)才大量重新溶入原油，使得原油、油水體系黏溫黏溫曲線均可較準(zhǔn)確地擬合為指數(shù)曲線。

2）QK17-2原油中蠟質(zhì)、瀝青質(zhì)的影響，使油、水發(fā)生乳化的最佳溫度發(fā)生一定程度的提高。QK17-2油田原油與水的非乳化極值拐點(diǎn)在30%左右，據(jù)此可為原油摻水輸送時確定合適的含水率提供參考。

3）對QK17-2油田，N2的注入可顯著降低其原油黏溫。隨注入N2量的增加，原油黏溫迅速下降，當(dāng)注入氣油比達(dá)到20后，原油黏溫下降不明顯。因此，在注N2開采及油氣輸送時，需確定經(jīng)濟(jì)、適用的氣油比。

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Effect of the falling sphere viscometer on viscosity properties of the crude oil in QK 17-2 oilfield

ZHENG Jilong1，2，XIANG Jing2，WENG Dali1，CHENPing1，YUNRuxuan1，ZHAO Jun1，HU Xue1
1．CNOOC EnerTech-Drilling＆Production Co．，Tianjin 300452，China
2．Institute of Petroleum Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China

The viscosity-temperature features of the crude oil of QK17-2 oil field were studied with high temperature-pressure falling ball viscometer and high temperature-pressure preparing and transferring equipment．The viscosity-temperature features of the oil-watermixture and crude oil under different temperatures and different pressureswere measured．And the viscosity-temperature features of the oil-gasmixture under reservoir conditionswith different ni-trogen injection volumeswere alsomeasured．The results show that the viscosity of QK17-2 crude abnormally rises under low temperatures because of the high wax contentwhich deviates from the viscosity-temperature index curve．As temperatures rise，the viscosity temperature ofoil-watermixture exists amaximum with the change ofwater ratio．Also the viscosity reduction efficiency is notobviouswhile the oil-nitrogen ratios are bigger than 20．

falling sphere viscometer；oil-watermixture；QK17-2 oilfield；viscosity temperature；viscosity-tempera-ture properties；water ratio；oil-nitrogen ratio

TE357

A

1009-671X（2015）03-081-04

10．3969／j．issn．1009-671X．201409005

2014-09-10．

日期：2015-04-22．

國家重大專項子課題資助項目（2011ZX05024-002-001）．作者簡介：鄭繼龍（1987-），男，工程師．

鄭繼龍，E-mail：jilong296＠sina．com．

http：／／www．cnki．net／kcms／detail／23．1191．U．20150422．1547．003．htm l