華偉,蔡亮,徐若語,劉畑,岳陽

1.華北石油管理局有限公司 電力分公司（河北 任丘 062552）2.中航油京津冀物流有限公司（天津 300300）3.中油國際管道有限公司（北京 100029）4.中國石油新疆油田分公司 油氣儲運(yùn)公司（新疆 昌吉 831100）5.國家管網(wǎng)集團(tuán)西南管道有限責(zé)任公司 蘭州輸油氣分公司（甘肅 蘭州 730060）

隨著常規(guī)原油的不斷開采，高黏稠油逐漸成為石油資源的重要組成部分。我國稠油資源豐富，可采儲量占石油資源總量的20%以上，其中新疆、大慶、遼河、勝利等油田均已發(fā)現(xiàn)大規(guī)模稠油區(qū)塊。目前，稠油集輸方式主要有加熱法、摻熱水法、摻稀油法、乳化降黏法、水包油核輸送法等[1-3]。其中加熱法應(yīng)用最為廣泛，但是能耗過高且要求管線及設(shè)備耐高溫，投資和運(yùn)行費(fèi)用較高；摻稀油法需要建立單獨(dú)的輕質(zhì)油管線且與稠油混合后兩種油品的品質(zhì)均出現(xiàn)下降，不利于后期脫水沉降處理。摻熱水法、乳化降黏法和水包油核輸送法是國內(nèi)外學(xué)者及現(xiàn)場人員推薦的輸送方法，這3 種方法都需要形成特定的油水兩相流流型進(jìn)行輸送，其中前兩種形成水包油型分散流流型，后一種形成水包油核環(huán)狀流流型，因此對稠油流型的研究是解決稠油降黏輸送的根本。目前，對油水兩相流流型的研究明顯落后于氣液兩相流，Trallero 等人[4]、Nadler 等人[5]、Angeli等人[6]以及Brauner等人[7-8]先后應(yīng)用水平管或豎直管對流型進(jìn)行觀察和試驗(yàn)，總體上定義了分層流、混合流和分散流3 種流型，并給出了定量分析。以上研究對于認(rèn)知油水兩相流流動特性具有重要意義，但試驗(yàn)介質(zhì)多采用低黏和中黏等輕質(zhì)油（黏度比在1.13～29.7，密度比在0.684～0.852），而對于高黏稠油研究較少[9-10]。因此，通過室內(nèi)試驗(yàn)對稠油-水兩相流的流型進(jìn)行觀察，結(jié)合壓降數(shù)據(jù)，對兩相流流型轉(zhuǎn)變進(jìn)行分析，為稠油輸送提供理論依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)裝置

油水兩相流室內(nèi)環(huán)道試驗(yàn)裝置由環(huán)道、計(jì)量系統(tǒng)和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)組成[11]。環(huán)道包括非觀察段和觀察段，分別采用不銹鋼管和透明管；計(jì)量系統(tǒng)包括泵、質(zhì)量流量計(jì)和各類傳感器等；數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)包括計(jì)算機(jī)、服務(wù)器、數(shù)據(jù)采集及處理軟件等，見圖1。

圖1 兩相流實(shí)驗(yàn)裝置

1.2 實(shí)驗(yàn)過程

1）將油水混合物按照實(shí)驗(yàn)條件混合后加入攪拌罐，隨后打開閥1、閥3和閥4，經(jīng)螺桿泵增壓后進(jìn)入實(shí)驗(yàn)環(huán)道，經(jīng)流量計(jì)量段、流型發(fā)展段、流型穩(wěn)定段、可視觀察段后返回?cái)嚢韫迌?nèi)，形成開式流程，內(nèi)管為實(shí)驗(yàn)管路，管徑25.8 mm，總長30.8 m，U型段直徑0.8 m。

2）待質(zhì)量流量計(jì)和各項(xiàng)傳感器數(shù)據(jù)穩(wěn)定后（在P1和P2、P3和P4之間分別設(shè)置壓差傳感器，將其中一個(gè)壓差作為參比數(shù)據(jù)校核另一個(gè)壓差），打開閥2，關(guān)閉閥1、閥4，打開雙套管水浴控溫裝置，環(huán)空中填充二甲基硅油作為溫控介質(zhì)，控溫精度0.01 ℃，對環(huán)道進(jìn)行加熱，形成閉式流程。

3）采集溫度、壓力及壓差信號，結(jié)合透明石英管進(jìn)行可視化觀察，通過等動量取樣裝置分析流體的微觀特性，記錄稠油-水兩相流流型轉(zhuǎn)換及不同影響因素條件下壓降規(guī)律。

為排除管道傾角對流型及實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響，采用全站儀、水準(zhǔn)儀對裝置進(jìn)行高差校核，控制絕對高差不超過±5 mm。

1.3 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)流速控制在0.1～1.0 m/s，含水率0.1%～1.0%，實(shí)驗(yàn)溫度65～80 ℃。

實(shí)驗(yàn)介質(zhì)采用某油田采出液脫水后的原油和蒸餾水。將原油按照SY/T 0520—2008《原油黏度測定旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)平衡法》，采用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)進(jìn)行黏度測試，分別得到30、50、80 s-1剪切速率條件下溫度與黏度之間的關(guān)系曲線，如圖2所示。

圖2 油品黏度-溫度曲線

由圖2 可知，該油品50 ℃時(shí)油品黏度大于10 000 mPa·s，按照GB 50350—2015《油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》中術(shù)語的相關(guān)規(guī)定，屬于特稠油，在50～80 ℃范圍內(nèi)，不同剪切速率下的黏溫曲線基本重合，表現(xiàn)為牛頓流體，不具備剪切稀釋性。

2 結(jié)果與討論

2.1 流型轉(zhuǎn)變及分析

通過可視觀察、等動量取樣、壓差分析等手段，發(fā)現(xiàn)稠油-水兩相流流型轉(zhuǎn)變中共出現(xiàn)5 種兩相流流型，同時(shí)按照壓降梯度的數(shù)量級大小分為油基流和水基流。由于直連型單螺桿泵吸入能力有限，在低含水高流速的條件下，流體無法吸入泵中，造成數(shù)據(jù)缺失，同時(shí)發(fā)現(xiàn)實(shí)驗(yàn)溫度越低，得到的流型種類越少，因此選擇繪制了80 ℃條件下，不同含水率和流速情況下的流型及轉(zhuǎn)換邊界，如圖3所示。

圖3 油水兩相流型圖（80℃）

由于稠油中含有大量的膠質(zhì)、瀝青質(zhì)組分（一般超過體積分?jǐn)?shù)的20%），當(dāng)含水率小于0.50%時(shí)，水相體積較少，在相鄰水相之間的剪切作用和碰撞聚結(jié)作用下，油相和水相容易達(dá)到平衡狀態(tài)，形成油包水分散流型（E w/o），此時(shí)的壓降梯度較大且較平穩(wěn)；當(dāng)含水率為0.50%～0.60%時(shí)，部分水相從油相中分離，在水相重力和湍流脈動力的影響下，在管道底部水與油包水兩種流型交替出現(xiàn)，其余部位為油包水與水流型，此時(shí)的壓降梯度較油包水分散流型大，表現(xiàn)為周期性波動特征，上述兩種流型屬于油基流流型，壓降梯度在20～150 kPa/m。當(dāng)含水率大于0.60%時(shí)，共出現(xiàn)了3種流型，且不同含水率的條件下，3 種流型均有體現(xiàn)。此階段混合流速是影響流型的主要因素，當(dāng)混合流速較低時(shí)（Vm＜0.5 m/s），在水相重力的作用下，形成分層流型（E w/o&w stratified），且壓降梯度較小，相比油基流階段的流型壓降梯度小了2個(gè)數(shù)量級；隨后，受混合流速增大湍流作用的影響，管道底部的部分游離水逐漸克服自身重力的作用，在管內(nèi)形成了外層水相內(nèi)層油包水的環(huán)狀流（Ew/o&w core-annular），此時(shí)的壓降梯度與分層流相差不大且流動較平穩(wěn)；繼續(xù)增大混合流速（Vm＞0.8 m/s），連續(xù)水相的湍流作用更加強(qiáng)烈，形成水包油包水乳狀液分散流（D（E w/o）/w）。后3 種流型屬于水基流流型，流型轉(zhuǎn)換為E w/o&w stratified→Ew/o&w core-annular→D（E w/o）/w，且隨著含水率的提升，流型之間轉(zhuǎn)換的混合速率不斷減低。

2.2 油水兩相流壓降規(guī)律

影響油水兩相流壓降的因素中有含水率、混合流速、溫度，將其中兩項(xiàng)作為定值，同時(shí)對照觀察到的流型，研究另外一項(xiàng)與壓降梯度之間的關(guān)系。

2.2.1 含水率的影響

含水率對壓降梯度（主要是數(shù)量級方面）和不同流型之間的轉(zhuǎn)換有很大影響，當(dāng)實(shí)驗(yàn)溫度80 ℃時(shí)，含水率與壓降梯度之間的關(guān)系如圖4所示。

圖4 不同流速下含水率與壓降梯度關(guān)系曲線（80 ℃）

在油基流階段（含水率0～0.6%），當(dāng)含水率較低時(shí)（含水率0～0.5%），管內(nèi)形成粒徑較小且分布均勻的油包水型乳狀液（E w/o），隨著含水率的繼續(xù)增大，分散相水滴的數(shù)量不斷增加，分子間的范德華力增加，在反相點(diǎn)處壓降梯度最大，隨后當(dāng)含水率增加至一定程度，與管壁接觸的部分有水相，導(dǎo)致壓降梯度直線下降，流型開始由油基流向水基流轉(zhuǎn)變。在水基流階段（含水率0.6%～0.9%），壓降梯度呈平穩(wěn)狀態(tài)，主要原因是由于壓降梯度與管壁接觸到的相態(tài)有關(guān)，水相黏度隨含水率變化不大，故壓降梯度變化幅度不大。因此，在考慮經(jīng)濟(jì)性的前提下，應(yīng)盡量在含水率稍大于反相點(diǎn)時(shí)輸送稠油，可有效降低壓降梯度。

2.2.2 混合流速的影響規(guī)律

混合流速對壓降梯度（主要是數(shù)量級方面）和不同流型之間的轉(zhuǎn)換也有很大影響，當(dāng)實(shí)驗(yàn)溫度80 ℃時(shí)，混合流速與壓降梯度之間的關(guān)系如圖5所示。

圖5 不同含水率下混合流速與壓降梯度關(guān)系曲線（80 ℃）

隨著含水率的不同，混合流速對壓降梯度的影響主要表現(xiàn)在3 個(gè)階段特征，當(dāng)含水率較低時(shí)（＜0.525%），隨著混合流速的增加，壓降梯度呈線性增大趨勢。隨后在含水率為0.525%和0.556%時(shí)，壓降梯度呈現(xiàn)先上升后下降的趨勢，存在一個(gè)臨界的混合流速，且含水率為0.556%的臨界混合流速比含水率為0.525%的臨界混合流速要小，主要原因是混合流速的增大會促使壓力梯度迅速減小。在越過反相點(diǎn)之后，形成了分層流和環(huán)狀流等流型，隨著混合流速的增大，壓降梯度呈緩慢增大趨勢，但變化幅度很小，對輸送的影響不大。

2.2.3 溫度對壓降規(guī)律的影響

溫度對壓降梯度的影響也很重要，主要與外相黏度對溫度的敏感程度有關(guān)。當(dāng)混合流速為0.2 m/s 時(shí)，不同溫度下含水率與壓降梯度之間的關(guān)系如圖6所示。

圖6 不同溫度下含水率與壓降梯度關(guān)系曲線（0.2 m/s）

不同溫度條件下，含水率與壓降梯度之間的變化基本保持一致。當(dāng)含水率為0～0.5%時(shí)，此時(shí)與管壁接觸的是油相，其黏度隨溫度的變化極為敏感，由圖2可知在剪切速率30 s-1條件下，溫度從55 ℃升高至80 ℃，油品黏度由7 308 mPa·s 降至1 082 mPa·s，降黏幅度達(dá)85%，壓降梯度也隨之降低。當(dāng)含水率為0.5%～0.6%時(shí)，過渡流型為油包水與水流型，此時(shí)黏度對壓降梯度的影響程度依然很大。當(dāng)含水率越過反相點(diǎn)后，流型出現(xiàn)轉(zhuǎn)換，此時(shí)水相成為外相，黏度對溫度變化并不敏感，因此壓降梯度隨溫度變化不大，且隨溫度升高呈略微增大趨勢。因此，稠油輸送應(yīng)控制在水基流階段，且低溫工況優(yōu)于高溫工況，可有效改善稠油-水兩相流低溫流動性能實(shí)現(xiàn)常溫輸送。

此外，溫度對反相含水率影響顯著。由圖6 可知，Vm=0.2 m/s，80 ℃反相含水率為0.525%，65 ℃反相含水率降至0.492%。溫度的降低，一方面油相黏度變大，油水界面張力增強(qiáng)，促使水相破乳掙脫油相的束縛；另一方面用于克服與管壁和油水兩相之間的內(nèi)能進(jìn)一步加大。因此兩者綜合作用下，促進(jìn)了反相的提前發(fā)生。

3 結(jié)論

1）通過室內(nèi)環(huán)道實(shí)驗(yàn)，共發(fā)現(xiàn)稠油-水兩相流流型轉(zhuǎn)變中出現(xiàn)5 種兩相流，同時(shí)按照壓降梯度的數(shù)量級大小分為油基流和水基流。

2）分析了含水率、混合流速和溫度對流型和壓降規(guī)律的影響，當(dāng)含水率小于0.6%時(shí)，壓降梯度與含水率呈顯著正相關(guān)，當(dāng)含水率大于0.6%時(shí)，壓降梯度迅速減?。划?dāng)含水率小于0.525%時(shí)，壓降梯度與混合流速呈顯著正相關(guān)，當(dāng)含水率越過反相點(diǎn)后，壓降梯度與混合流速的相關(guān)性減弱。

3）稠油集輸應(yīng)控制在水基流階段，且低溫工況優(yōu)于高溫工況，并應(yīng)根據(jù)現(xiàn)場實(shí)際情況選擇合適的混合流速。