柯文奇，趙仁保，石在虹，岳湘安，吳嘉怡

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稠油摻稀降黏評價新方法及模擬分析

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. 中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京，100092)

在分析現(xiàn)有摻稀降黏評價手段的基礎上，建立稠油井筒摻稀降黏模擬評價方法，并研究摻稀比、摻稀溫度和摻稀稀釋劑對摻稀降黏效果的影響。研究結果表明：在黏度為74 mPa?s時，該評價方法的相對誤差為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量分析。摻稀過程伴隨整個井筒流動逐漸發(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，為實際生產優(yōu)化設計提供有力借鑒。

稠油；摻稀；模擬；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，流動阻力迅速增大，造成稠油井堵塞、抽油桿斷脫、電機燒壞等系列問題[1]。摻稀油、加熱[2]、加降黏劑及舉升工藝優(yōu)化[3]等是實現(xiàn)稠油舉升的主要方法。由于稠油性質各異，摻稀降黏仍然是稠油舉升最有效的方法之一。國內學者通過實驗和模型分析，稠油摻稀降黏能降低井筒摩阻，提高舉升效率。多采用旋轉黏度計/流變儀[4]開展摻稀效果定量評價，以確定合理的摻稀比例，測量在燒杯中稠油和稀油充分混合的黏度[5]，但是實際摻稀舉升生產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態(tài)模擬測量裝置，開展摻稀條件下的井筒流動模擬，對比分析模擬評價結果和旋轉黏度計中差異性，并分析摻稀溫度和稀釋劑對降黏效果的影響，為實際摻稀量的確定和摻稀工藝的優(yōu)化提供一定借鑒。

1 稠油流變性測量原理

考慮一個半徑為長直圓管，假定流體為黏性不可壓縮流體，流動是穩(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為直圓管進口端與出口端之間的壓差；為流體密度；為直圓管的長度；為流體運動黏度。

因流體運動黏度等于動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口端與出口端之間的壓差Δ的關系為

從而得到混合液的動力黏度為

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態(tài)混合過程，依據(jù)毛細管黏度測量原理，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)測控制模擬組成的稠油井筒降黏模擬實驗裝置[7]，如圖1所示。該模擬裝置通過多個恒溫系統(tǒng)(設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，并和稠油混合流經抽油泵凡爾，進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?。?7，19，21，23，28，29—溫度傳感器。

考慮稠油體系黏度受溫度影響敏感，設計模擬裝置需保證每個黏度測量段之前達到恒溫，實現(xiàn)40~100 ℃井筒溫度區(qū)間模擬，且通過熱力學計算分析和設計，保證經恒溫區(qū)間內，原油溫度相對誤差不超過1%。通過毛細管長度、直徑和壓力計量系統(tǒng)的組合滿足黏度范圍為5~4×106mPa?s流體黏度的測量。

2.2 摻稀降黏模擬測量可靠性

為保證測量的可靠性，實驗選取近似牛頓流體液體作為測量系統(tǒng)檢驗的介質，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量對比介質，采用模擬裝置測量結果和旋轉黏度計中測量結果進行對比。相對誤差隨黏度的變化如圖2所示。

圖2 相對誤差隨黏度的變化

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

3 井筒摻稀降黏影響因素

3.1 實驗儀器及過程

實驗儀器為稠油井筒摻稀降黏模擬實驗裝置(自研)和Brookfield Ⅲ型旋轉黏度計。

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(稀油來自塔河產出稀油，稀油90 ℃時的黏度約為17 mPa?s；40 ℃時其黏度為82 mPa?s)，并按照圖1所示連接實驗裝置。

2) 設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定為95，90，70，50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，以減小溫度對測量的影響。摻稀稀油保持溫度為常溫，以模擬實際油田摻稀稀油的注入溫度。

3) 通過設定2個平流泵的流量來控制稠油流量以及摻稀比，壓力計量裝置測量并記錄各毛細管段壓差，記錄實驗結果。

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型旋轉黏度計中定剪切(2.45 s?1)測量原油(95，90，70，50和40 ℃)黏度，取波動后黏度穩(wěn)定值，與稠油井筒降黏模擬裝置測量結果進行對比分析。

3.2 實驗結果及討論

3.2.1 摻稀量對降黏效果的影響

實驗采用模擬裝置和黏度計方式分別測量不同摻稀量時黏度，分析降黏效率。旋轉黏度計和在線測量裝置測量得到不同摻稀量下的黏度測量值和降黏率變化。摻稀量50%時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—測量值；2—模擬值。

1—測量值；2—模擬值。

從圖3和圖4可以看出：當摻稀量為50%時，降黏率模擬值在90.0%(95 ℃)~99.5%(40 ℃)之間；而測定的降黏率在95.0%(95 ℃)~99.7%(40 ℃)之間，即降黏率模擬值比測定的結果低。但在整個溫度區(qū)間，變化趨勢相同，模擬與測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瀝青質影響。在溫度較高時，稠油體系黏度較小，膠質瀝青質分子間間距較大，摻稀時輕質組分對膠質瀝青質的分散作用相對較弱，降黏效率偏小。

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

圖5和圖6所示分別為不同摻稀量時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，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和膠質組成的膠體[8]。瀝青質、膠質分子間的締合是稠油高黏的根本原因[9]。稠油黏度隨膠質瀝青質含量的增加而升高，而隨飽和烴和芳烴含量的增加而降低。摻稀量增加，輕質組分對瀝青質分散程度增強，原油黏度減小。但隨摻稀量的增加，當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。

3.2.2 摻稀溫度對降黏效果的影響

為分析不同的摻稀溫度對摻稀稀油和稠油的動態(tài)混合，調整模擬井筒溫度控制(設定為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定為80，70，50和40 ℃模擬井筒沿程溫降。實驗設定摻稀量為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，分子熱運動加快，在相同流速下，即相同的剪切速率下，稀油中的輕質組分分子更加有效地向稠油中擴散，分散稠油中的膠質瀝青質，降低體系黏度。

實際生產過程中提高摻稀溫度有3種方法：一是加深摻稀深度，對于產量固定的油井，加深稀油和稠油的混合點，也就是加深泵深/泵入口[10]；二是提高產量，產量影響井筒溫度場分布，提高產量可降低溫度損失；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 不同稀釋劑對降黏劑降黏效果的影響

為分析不同組分對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，溫度為95，80，70，50和40 ℃，模擬得到不同稀釋劑對降黏效果的影響。

采用不同稀釋劑作為摻稀介質開展模擬結果如圖9所示。模擬結果表明：采用甲苯作為稀釋介質時的降黏效果要優(yōu)于煤油和稀油的降黏效果。稠油中膠質瀝青質含量較高，甲苯對稠油降黏效果更優(yōu)，瀝青質在可溶質中對瀝青質的膠溶性起主導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吸附，對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 結論

1) 井筒摻稀降黏是伴隨著井筒中的流動逐漸發(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

國家科技重大專項(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