溶气稠油分散体系降黏特性研究进展
2017-12-28韩建伟吕宇玲陈舒炯孟德文
韩建伟， 吕宇玲,2， 陈舒炯， 孟德文， 江 鸣
(1.中国石油大学(华东) 储运与建筑工程学院，山东 青岛 266580；2.山东省油气储运安全省级重点实验室，山东 青岛 266580)
溶气稠油分散体系降黏特性研究进展
韩建伟1， 吕宇玲1,2， 陈舒炯1， 孟德文1， 江 鸣1
(1.中国石油大学(华东) 储运与建筑工程学院，山东 青岛 266580；2.山东省油气储运安全省级重点实验室，山东 青岛 266580)
稠油黏度高，管输难度大，溶气后其黏度大幅降低，研究溶气稠油分散体系的降黏特性对管道实际运行具有重要指导意义。综述稠油溶气的降黏机理、黏度模型和影响因素，发现稀释作用、胶团破坏作用、溶胀作用、分子力作用、微气泡作用可降低体系黏度；黏度模型主要为Shu、Abivin等建立的相关模型，提出模型所存在的缺陷；油气性质、温度、压力、溶气量、微气泡特性等因素对体系黏度产生不同程度的影响，提出溶气稠油的研究与发展方向。
溶气稠油； 黏度； 分散体系； 微气泡
国内采用气体驱油方法的油田越来越多，大庆、中原、吉林、江苏、胜利等地已先后进行了先导实验并且在现场进行试验，实现了利用气体驱油的方法。在油藏高温、高压的环境中，气体极易溶于稠油并改变稠油的流动性能[1-2]。稠油采出液在集输管道流动过程中，压力不断降低，稠油中的溶解气析出，并以微气泡的形式存在于稠油中，形成溶气稠油分散体系。稠油溶气后黏度大幅降低，其降黏效果不仅与气体组分、温度、压力、溶气量等因素有关[3]，一定程度上还依赖于微气泡形态、粒径分布等[4]。目前国内外对稠油溶气降黏特性及微气泡分布特性的研究比较薄弱，深入研究溶气降黏特性及微气泡分布特性，可从微观层次及多相流体力学角度揭示稠油溶气的降黏机理，更准确地描述溶气稠油分散体系的流动特性，建立反映实际管流特性的黏度模型，对工程实践具有重要指导意义。
1 稠油溶气的降黏机理
稠油溶气后黏度下降，究其原因是稀释作用、胶团破坏作用、溶胀作用、分子力作用、微气泡作用共同影响的结果。
1.1 溶气的稀释作用
在高温高压环境中，CO2极易溶于稠油。J. H. Saboorian等[5]研究出在温度为90 ℃，压力为7.65 MPa的环境下，CO2在稠油中达到饱和状态的溶解量高达914 mol/m3。大量的CO2完全溶解到稠油中，降低了体系的密度，对稠油具有很强的稀释作用，大大降低了稠油的黏度，从而提高了采收率与输送效率[6-10]。
1.2 胶团的破坏作用
根据胶体化学原理，稠油中的沥青质作为胶核，吸附了大量的胶质形成溶剂化层，周围附有溶剂化层的胶核成为体积分数较大的胶团。由于胶团所占空间大，胶团间更容易发生相互作用，产生较大的内摩擦力，宏观表现为稠油黏度较大。CO2溶于稠油后，由于对胶核具有更强的亲和力，可顶替原有的溶剂化层，分割剥离沥青质表面的胶质，以小分子状态吸附在沥青质胶核周围。被顶替的胶质重新进入连续相，成为自由溶剂分子，CO2形成的吸附层较薄，使胶核裸露，降低了分散相的体积分数，各胶团间相互作用大大减弱，内摩擦力减小，表现为稠油黏度降低。同时，CO2对稠油内的轻组分具有抽提作用，重组分析出形成混相驱，从而降低体系黏度[10-12]。
1.3 稠油的溶胀作用
加拿大Manorville油田及美国宾夕法尼亚州Bradford油田进行稠油溶气实验，发现稠油内溶入CO2后，体积膨胀28%～50%，可以有效地减小稠油流动过程中的毛管阻力和沿程阻力，同时增加了稠油的内动能，提高了稠油的流动性能。稠油体积的膨胀亦有利于增加其弹性能量，有利于稠油在集输管道内的流动，有助于降低输送难度，提高输送效率[13-16]。
1.4 分子间力的作用
当CO2溶入稠油后，产生羧化作用，以小分子状态分散于稠油中，使稠油组分之间距离增大，分子间力降低，分子间力减少量远高于CO2与组分之间产生的范德华引力，因此稠油组分分子间力仍表现为下降趋势，不易发生相互作用，流体内摩擦力降低，客观表现为黏度降低[17-19]。
1.5 微气泡的降黏作用
溶气原油中的溶解气释放为微气泡，并被束缚在稠油中。P. Abivin等[20]认为在剪切速率较低时，微气泡为圆球状，会增加分散体系黏度。在剪切速率较高时，微气泡被拉长，在其流动方向上黏度降低，而在流动的法线方向上黏度增高，减缓微气泡上升速度，使细长气泡长时间分散于稠油，有助于改善体系流动性。
综上所述，气体对稠油黏度的影响机理与稠油内部结构存在密切关系。低温环境下，胶团的溶剂化效应程度较高，胶团间相互作用强烈，此时，稀释作用、溶胀作用、胶团破坏作用及分子力作用是影响稠油黏度的主要因素。在高温状况下，胶团的布朗运动更加激烈，分散相胶粒间的相互作用减弱，胶核吸附的溶剂化层减薄，溶剂化程度降低，稀释作用、气泡作用和分子力作用对体系黏度的影响程度超过胶团作用，成为主导因素。
2 混相体系黏度模型
国内外学者对溶气稠油单相/混相体系的研究集中于溶解度等物理性质[21-22]，相关黏度模型研究较少。
2.1 CO2-稠油混相黏度模型
1984年，W. R. Shu[23]指出，对于CO2-稠油混相体系，当二者黏度比介于103～106时， Lederer方程可很好地预测体系黏度[23]，即：
式中，μ为黏度，下标o、s、m分别代表稠油、CO2及CO2-稠油混合体系，Xs、Xo为相关系数，如式(2)、(3)所示。
式中，V为体积分数，α是数据拟合得到的经验常数。
F. T. H Chung等[24]将(1)应用于Miller和Jones实验中的四种稠油，发现其黏度计算值与实测值吻合良好，平均绝对误差为3.5%。R. Hu等[25]得到的黏度变化规律与式(1)模型也具有很好的吻合性。
2.2 回归黏度模型
1993年，D. B. Bennion等[26]基于实验数据提出溶气稠油回归黏度模型，即：
lg10[lg10(μo)]=A1+A2·T0+A3·p+
式中，A1—A6为回归经验常数；μo为溶气稠油黏度，mPa·s；p为压力，MPa；T0为温度，K;API°为15.56 ℃、101.325 kPa条件下储罐中油品的API°，如式(5)所示。
式中，ρo为原油的相对密度。
2.3 溶气原油分散体系黏度模型
2008年，P. Abivin等[27]基于Eyring理论，考虑溶气量的影响建立了溶气原油黏度模型，即：
式中，ηo为溶气后油相黏度，Pa·s；ηDO为脱气原油黏度，Pa·s；K为经验常数；no为溶气量，mol。
为了表现气泡对黏度的影响，假设气泡为刚性球体，采用经典的Einstein硬球模型，即：
式中，φ为气体量分数；ηo为溶气稠油黏度；ηLO为CO2-稠油分散体系黏度。
2.4 EF黏度预测模型
2009年，H. W. Yarranton等[28]针对牛顿流体，基于Hidebrand提出的模型，综合考虑气液两相的密度和黏度，提出EF黏度预测模型，即：
式中，c1、c2为调节参数；β与流体黏度、密度有关。EF模型将混相体系看做单一流体，H. Motahhari等[29]提出了这种单一流体参数的相关计算法则。
黏度实测值与计算值的平均相对误差小于20%，但该模型未考虑溶气量的影响。
综上所述，四种模型均考虑了温度、压力因素。回归黏度模型在此基础上还考虑了API°的影响； CO2-稠油混相黏度模型主要考虑气液两相的黏度，其预测误差较小，但仅适用于高黏度比混合体系；EF模型不仅考虑了气液两相的黏度，还将气液两相的密度引入模型，但其预测误差相对较大。上述模型均未考虑溶气量、气泡等因素，且具有一定局限性，而P. Abivin等[27]将溶气量、气泡引入模型，但其将气泡视为刚性球体，与实际状况不符，且仅从宏观状态进行分析，未考虑管流剪切速率、气泡形态、粒径分布对体系黏度的作用。
3 黏度的影响因素
3.1 油气性质的影响
不同性质的气体，对稠油黏度具有不同程度的影响。韩布兴等[30]发现CO2、CH4、N2等均可作为溶解气，相同条件下降黏效果为：CO2>CH4>N2。潘竟军等[31]测定了甲烷、乙烷及物质的量比为1∶1的甲烷、乙烷混合气对新疆风城超黏稠油的黏度影响，结果发现相对分子质量大的气体具有更好的降黏效果。F. Kaneko等[32]则将烷烃分类，评价了轻质气(CH4)与重质气(C2、C3、C4)对日本北海道Yufutsu油田稠油的降黏效果，发现重质气的降黏效果优于轻质气。
稠油自身的物理性质对降黏效果也存在一定影响。S. G. Saygh等[33]考察了不同温度、压力范围内Lindbergh地区的稠油溶CO2后的物理特性，发现CO2对重烃组分的降黏效果大大优于轻烃组分。D. B. Bennion等[26]将稠油的密度定量化，发现稠油的API°对CO2的降黏效果有一定影响。在同一温度压力条件下，稠油API°越大，CO2-稠油混合体系的黏度越低。
因此，溶解气体相对分子质量越大，密度越大，黏度降低越明显，而CO2的降黏效果最为突出。气体对稠油中的重烃组分降黏效果较强，稠油密度越大，黏度越高，溶气后体系黏度降低幅度越大。
3.2 温度、压力的影响
体系的温度、压力对稠油溶气的降黏效果也具有一定影响。F. F. H. Chung等[24]发现,随着CO2的不断溶解，黏度明显下降，但是体系达到饱和压力并继续升高时，黏度反而变大。R. Hu等[25]得到了类似的结论，油气体系初始状态处于L-V区(油相-CO2气相)，随着压力升高，CO2溶解度增大，黏度显著降低。当体系压力接近饱和压力时，由于CO2对轻烃的萃取作用，致使体系进入L-L-V区(油相-CO2与轻烃混合相-CO2气相)，黏度不再降低，反而升高。随着压力的继续升高，体系逐渐进入L-L区(油相-CO2与轻烃混合相)，黏度继续升高。吕佳祥[34]利用KH-PVT装置发现高压低温可增加天然气在稠油中的溶解度，并引起稠油黏度减小。因此，高压低温条件有利于混相体系黏度的降低，而在饱和压力附近，黏度大幅度下降后继续上升。
3.3 溶气量的影响
溶气稠油黏度降低幅度与溶气量大小有关。C. Or等[35]指出，在压力低于5.5 MPa时，CO2的溶解度随压力呈线性增长，但随温度的升高而降低。由于CO2对稠油的溶胀作用，稠油体系流动性能得到很大改善。因此，在低温状态下，CO2的高溶解度对于稠油冷采与输送具有很大的研究价值。A. Bazyleva等[36]利用高压流变仪，测定了经甲烷饱和前后的美国阿拉斯加北坡Ugnu稠油的黏度变化。当稠油中甲烷含量为0时，其黏度随压力缓慢线性增大，终态黏度大约为始态黏度的2倍。相反，在相同压力范围内，溶有甲烷气体的稠油的黏度急剧下降，至终态时，黏度下降了40倍。因此，低温高压有助于气体的溶解，由于溶胀作用，稠油黏度有效降低。
3.4 微气泡的影响
近年来，对微气泡的研究从宏观流变性逐渐深入至微观形态，从力学形变角度揭示微气泡与流体的相互作用，探究其降黏机理。P. Abivin等[37]指出溶气稠油黏度在很大程度上依赖于气泡形态，并由此引入Ca数来预测气泡的形状，Cacr为气泡球形与非球形的临界Ca数,其图像如图1所示。由图1可知，在低剪切速率下，Ca
图1 微气泡形状显微图像
Fig.1Micrographofmicrobubbleshape
P. Abivin等[37]把气泡变形与表观黏度相关联，而 C. P. Or等[39]主要研究了气泡粒径、数量及分布对溶气稠油黏度的影响。结果表明，气泡聚集合并会导致稠油黏度升高。图2为微气泡粒径显微图像。
图2 微气泡粒径显微图像
Fig.2Micrographofmicrobubbleparticlesize
由图2可知，在无剪切条件下，气泡粒径较大，约200 μm，其概率分布接近于Gaussian分布规律。通过对其施加一定的剪切力，气泡粒径尺寸分布转移至小尺寸约5 μm，然而稠油黏度持续降低至初始状态下黏度的80%。这是大气泡消失造成的，而大气泡消失是界面张力和接触角的影响。大气泡不稳定并且对原油仅有肿胀作用，微气泡更加稳定耐久，同时可有效降低黏度，提高稠油的流动性能，因此微气泡更值得研究。
目前，微气泡在稠油中的作用机理研究较少，而对于油气水多相分散体系，微气泡与微液滴的相互作用关系及降黏效果的研究更是鲜有报道。P. Abivin等[37]利用Einstein模型验证了体系黏度与溶解在水中的气体无关，认为微气泡-微水滴-溶气稠油双分散体系中球形水滴导致稠油黏度增大，同时促使气泡变形，而变形的气泡又促使体系黏度降低，两者相互作用，共同影响稠油的黏度。对于细长水滴，可促进体系黏度降低，但不会影响气泡的变化。因此，混相分散体系的流变性十分复杂，而微气泡-微水滴-溶气原油双分散体系更为特殊。
综上所述，重质气体、高黏稠油、低温高压、高溶气量、细长型小粒径微气泡均有助于微气泡-溶气原油分散体系黏度的降低，而温度、压力条件的影响更为突出，微气泡形态、粒径分布及微水滴的影响更值得研究。
4 结论
(1) 原油溶气降黏的作用机理与稠油结构密切相关，低温条件下，溶气稀释作用、溶胀作用、胶团破坏作用和分子力作用成为降黏的主导因素，高温条件下，稀释作用、分子力作用和微气泡作用成为影响稠油黏度的主要因素。
(2) 溶气稠油分散体系黏度预测模型较少，主要有CO2-稠油混相黏度模型、回归黏度模型、溶气稠油分散体系黏度模型和EF黏度预测模型等，多数未考虑溶气量、气泡粒径及分布的影响。
(3) 重质气体、高黏稠油、低温高压、高溶气量、细长型微气泡均有助于微气泡-溶气原油分散体系黏度的降低，而温度、压力对其黏度的影响较为突出。
(4) 微气泡、微水滴与稠油内的组分相互作用，一定条件下有助于体系黏度降低。研究微气泡、微水滴的形态、粒径分布及相互作用等，对深入理解其降黏机理及建立黏度模型具有重要意义，成为今后的研究方向。
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Research Progress of Viscosity-Reducing Properties of Dispersion System of Heavy Oil with Dissolved Gas
Han Jianwei1， Lyu Yuling1,2， Chen Shujiong1， Meng Dewen1， Jiang Ming1
(1.CollegeofPipelineandCivilEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina)，QingdaoShandong266580，China;2.MainLaboratoryofOilandGasStorageandTransportationSafetyofShandongProvince，QingdaoShandong266580，China)
The viscosity of heavy oil is high, the pipeline transportation is difficult, and the viscosity decreases greatly after dissolved gas. Thus researching viscosity-reducing properties of dispersion system of heavy oil with dissolved gas is of great significance to the actual pipeline operation. The viscosity-reducing mechanisms, viscosity models and influence factors of heavy oil with dissolved gas are summarized. The research indicates that dilution micelle damage, swelling, molecular force and micro-bubbles effect can reduce the viscosity of dispersion system. Viscosity models are mainly established by Shu, Abivin and so on, and the defects in the model are presented. The property of oil and gas, temperature, pressure, the amount of dissolved gas and micro-bubbles have different effects on the system's viscosity, and the direction of the heavy oil with dissolved gas is proposed.
Heavy oil with dissolved gas; Viscosity; Dispersion system; Micro-bubbles
2017-02-25
2017-03-04
国家自然科学基金项目资助(51674281)。
韩建伟(1991-)，男，硕士研究生，从事多相管流及油气田集输技术研究；E-mail：hjwcy1104@163.com。
吕宇玲(1971-)，女，博士，教授，博士生导师，从事多相管流及油气田集输技术研究；E-mail：lyl8391811@163.com。
TE832
A
10.3969/j.issn.1006-396X.2017.06.011
(编辑 王戬丽)
