春光油田稠油井筒掺稀降黏室内实验研究

赵仁保，衡明浩，贾莹莹

(1.中国石油大学(北京) 石油工程学院，北京 102249； 2.油气资源与工程国家重点实验室，北京 102249)

赵仁保,衡明浩,贾莹莹.春光油田稠油井筒掺稀降黏室内实验研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2018,33(2):72-76.

ZHAO Renbao,HENG Minghao,JIA Yingying.Laboratory study on wellbore dilutionviscosity-reducing of Chunguang Oilfield heavy oil[J].Journal of Xi'an Shiyou University (Natural Science Edition),2018,33(2):72-76.

引　言

春光油田的稠油区块油藏埋深1 000 m左右，由于埋藏深，蒸汽注入过程中热损失大，导致蒸汽吞吐效果较差。尤其在蒸汽吞吐开采后期，伴随温度降低，原油黏度急剧增加，造成其在进入井筒、举升过程中，出现原油进泵难、举升困难、生产周期短等问题[1]。目前，在吞吐实施过程中进行掺稀油、加降黏剂等举升工艺的优化[2]，是降低井筒摩阻的主要方法[3]。

如果稀油有充分的供应，掺稀降黏不失为一个有效的稠油开采工艺。但近年来随着稠油开采规模扩大，稀油需求量急剧增加；另一方面，由于埋藏深度大，导致蒸汽注入到井底的干度大大降低，使得掺稀比不断增加。在稀油资源紧缺的情况下，开展掺稀工艺参数(掺稀量、掺稀位置、掺稀时机)的优化研究，对于提升稠油开采效益具有重要意义[4-8]。

前人虽然通过现场试验验证了稠油掺稀的基本作用机理[9-12]，其中的室内实验仅依据烧杯实验的结果[13]，其实验条件与井筒举升、混合以及流动的状态差异巨大，导致实验评价的降黏效果与现场实际差异极大。同时由于室内评价实验的相似性差，导致降黏效果难以获得规律性的认识，难以有效指导现场的降黏工艺实施。本文基于哈根-泊肃叶(Hagen-Poiseuille)方程，利用自主研发的稠油掺稀降黏动态模拟测量装置[14]，对春光油田稠油掺稀参数进行了优化，为实际掺稀参数的确定和掺稀工艺的优化提供一定借鉴。

1　实验条件

1.1　实验材料

稠油和稀油样品均来自于春光油田，经脱水处理后，进行黏度测定。在40 ℃及10s-1剪切速率下，测得稠油黏度16 000 mPa·s，稀油黏度65 mPa·s。

1.2　实验仪器

HAAKE RS-6000旋转流变仪，德国产；电脱水仪，中国石油大学(华东)石油仪器厂；稠油井筒降黏评价实验装置，自主研发(授权专利号：CN102852498A[P])

稠油降黏开采模拟评价装置是为模拟现场稠油掺稀开采而研制的，如图1所示。测量黏度范围为(5～400 000) mPa·s，经过实验论证误差在5.36%以内[15]，已为塔河油田完成了数口井的掺稀参数优化工作，取得了良好的效果[16]。装置主要由4个系统组成，包括4个水浴箱近似模拟井筒温度场系统、模拟井筒不同掺稀位置及凡尔扰动系统、井筒水浴循环保温系统和稠稀油动力系统。其中，为模拟油层温度，将加稠油装置设计为可加热中间容器。目前该装置与之前相比有了改进：一是各水浴箱中内径4.6 mm的不锈钢管线由2 m改成15 m，使得模拟举升过程与真实井筒更加相似；二是增加了模拟泵下、泵处和泵上3种不同位置掺稀功能；三是换上了更加精确的压差传感器。

图1　实验设备及流程Fig.1　Experiment devices and process

1.3　实验方案

井筒掺稀降黏模拟实验的主要步骤如下：

(1)按照图1所示连接实验装置；

(2)将可加热中间容器、水浴循环保温系统温度均设定为90 ℃，其他恒温水浴温度分别设定为90 ℃、70 ℃、50 ℃和40 ℃，恒温3 h以上，以保证稠油和整个系统的温度达到恒定温度，以实现模拟稠油从井底向上举升过程中经过不同温度环境时(温度逐渐降低)的混合效果及平均黏度的变化，减小温度变化对测量结果的影响。稀油温度恒定为常温，以模拟实际油田稀油注入温度；

(3)调节模拟掺稀位置系统阀门，依次完成不同掺稀位置的掺稀实验；

(4)通过设定2个平流泵的流速来控制稠油及稀油的掺稀比，在恒定掺稀比下，选择4组不同的稠油流速。

2　结果与分析

2.1　温度场及掺稀位置对掺稀效果的影响

在实验装置中通过调节恒温水浴的温度来近似模拟井筒温度场，将稠稀油的比例按照4∶1(体积比)同时注入，其中稀油从泵下10 cm处、稠油从模拟井筒底部注入，控制管线出口流速为18 mL/min。在此条件下的雷诺数小于40，满足哈根-泊肃叶方程使用条件。对计算机实时记录的稠稀油在管中流动达到稳定(约30 min)后的压差数据进行处理，根据哈根-泊肃叶定律及相关参数将管中的流动压差折算为黏度。

从图2中可以看出，在泵下掺稀条件下，稠稀油在管中混合流动经过不同恒温水浴中的管线，首先在90 ℃恒温水浴环境中模拟稠油和稀油在井底接触混合，与未掺稀原油黏度相比，稠稀油在管线流动混合过程中的降黏率达到了55%；当掺了一定比例稀油的稠油混合物在举升过程中流经70 ℃环境井筒位置处的累计降黏率达到了69%；到达40 ℃环境中，累计降黏率达到了86%，原油的折算黏度为2 133 mPa·s。根据各温度点的累计降黏率，发现稠油黏度的降低主要是在高温区实现。

图2　模拟泵下掺稀的各温度点降黏效率Fig.2　Viscosity and viscosity reduction rate of oil at different temperature under simulated under-pump dilution

根据斯托克斯·爱因斯坦(Stocks·Einstein)方程可知，当溶液温度T增大时，溶质在溶剂中的扩散系数Di in j将增大。在稠稀油混合溶液中，稠油作为溶剂、稀油作为溶质时，稠油与稀油在高温区混合的过程中，稀油中的饱和烃和芳烃受到温度的影响，与低温区相比，其分子加剧扩散到稠油中。故而稀油快速与稠油混合降低了稠油中胶质、沥青质的浓度，从而减弱稠油中沥青质胶束间相互作用，达到降低稠油黏度的效果。

斯托克斯·爱因斯坦(Stocks·Einstein)方程为

(1)

其中：Di in j为溶质i在溶剂j中的扩散系数，m2/s；k为玻尔兹曼常数；T为溶液温度，℃；nSE为Stokes-Einstein数；ηj为溶剂黏度， mPa·s；Ri为溶质分子半径，m；Rj为溶剂分子半径，m。

为研究不同位置掺稀对掺稀效果的影响，与模拟泵下掺稀形成对比，在近似模拟温度场、掺稀比及产液速度不变的情况下，将稀油从泵处注入，采用相同的方法对数据进行处理，结果如图3。结果表明，在泵处掺稀条件下，稠稀油混合液体在流经90 ℃恒温水浴箱时，稠油降黏率达到了25%，在经过70 ℃温度点的降黏率达到了57%。与泵下掺稀在70 ℃温度点的降黏率为69%相比，采用泵处掺稀时，井筒中下部的降黏效果要小于泵下掺稀。同时，出口黏度增大，在流经出口处的40 ℃恒温水浴箱(即出口黏度为2 320 mPa·s)的降黏率达到84%。这主要是由于泵下掺稀与泵处掺稀相比，泵下掺稀能够使高温区稀油的轻质组分在进泵前更好地与稠油相混合。

图3　模拟泵处掺稀的各温度点降黏效率Fig.3　Viscosity and viscosity reduction rate of oil at different temperature under simulated pump inlet dilution

在温度场、掺稀比及产液速度不变的情况下，将稀油从泵上10 cm处注入来模拟泵上掺稀，采用相同的方法对数据进行处理，结果如图4。在稠稀油混合液体流经90 ℃水浴箱时，降黏率达到了14%，在经过70 ℃水浴箱的降黏率达到了41%，当混合稠稀油到达出口处(水浴温度40 ℃)时，原油黏度为2 503 mPa·s，出口累计降黏率达到了83%。与泵下和泵处掺稀相比，泵上掺稀在中高温的掺稀降黏率要小，出口混合原油黏度大于其他两个位置掺稀的黏度。在掺稀比及出油流速不变的条件下，采用泵下掺稀，稀油与稠油混合降黏主要是在中高温区实现， 在70 ℃温度点处， 累计降黏率达到了69%。采用泵处掺稀，稠油的黏度降低主要是在中温区实现，在温度点70 ℃处，累计降黏率为57%。采用泵上掺稀时，70 ℃温度点累积降黏率为41%。三者比较可知，泵下掺稀使得稠油降黏主要发生在中高温区，泵处与泵上掺稀使得稠油大幅降黏发生在中低温区。

图4　模拟泵上掺稀的各温度点降黏效率Fig.4　Viscosity and viscosity reduction rate of oil at different temperature under simulated upper-pump dilution

由于在泵下掺稀条件下，稠稀油在高温区混合的时间要比泵处与泵上掺稀工艺混合的时间要长，促使稀油中的饱和烃和芳烃分子加剧扩散到稠油中，从而降低了稠油中胶质、沥青质的浓度，降低了大分子之间缔合结构的数量，使得黏度降低。从降低井筒举升阻力的目的出发，采用泵下掺稀的整体举升阻力要小于其他两处掺稀。

2.2　掺稀比对掺稀效果的影响

为实现经济掺稀开发稠油油藏，在最合适的掺稀比及安全的举升下，实现最大日产量的开采，研究不同流速下各温度场阻力的大小显得尤为重要。

使用上述实验装置，以泵下掺稀比30%为例，设置模拟近似温度场为90 ℃、70 ℃、50 ℃和40 ℃，作4组不同流速下的管流阻力变化。从实验结果(图5和表1)可得，在高温区(70 ℃和90 ℃)近似呈现线性关系， 在低温区(50 ℃和40 ℃)不呈线性关系。这主要是由于原油在低温环境下呈现假塑性流体(即非牛顿流体)性质。

图5　管流阻力与流速的关系Fig.5　Relationship between flow resistance and flow rate

曲线编号拟合公式R25-1y=8．929x+50．3000．83195-2y=7．288x-1．7800．95105-3y=3．899x+0．6360．98695-4y=2．876x-0．0620．9964

为确定最为合理的掺稀比，设置掺稀位置为泵下掺稀，5种掺稀比分别为10%、15%、20%、25%及30%，出油流速为18 mL/min。

通过5组实验得到图6结果。掺稀比为10%时，在模型出口处温度点为40 ℃时的原油黏度为4 600 mPa·s，原油降黏率达到了69.6%；掺稀比为20%时，在模型出口处温度点为40 ℃时的原油黏度为2 200 mPa·s，原油降黏率达到了85.3%；掺稀比为30%时，在模型出口处温度点为40 ℃时的原油黏度为1 800 mPa·s，原油降黏率达到了88.1%。稠油是一种由沥青质和胶质组成的胶体，当掺稀量增加时，轻质组分对沥青质分散程度增强，原油黏度减小。但随掺稀量的增加，当沥青分子间距达到一定程度时，增加掺稀量降黏效率趋势变小[17]。

根据现场油管尺寸与模拟管线大小，模拟装置在18 mL/min的流速下，可以换算到现场的日产量为6 t。若设定现场日产量为6 t，则掺稀比在18%～22%时，井口混合原油黏度2 000～2 500 mPa·s，满足安全生产的要求。

图6　不同掺稀比的降黏效果Fig.6　Viscosity and viscosity reduction rate of oil under different dilution ratio

3　结　论

(1)通过模拟稠油在井底掺稀被举升过程，根据举升中各温度点压差的变化和降黏率，发现稠稀油在中高温区混合的效率较高。

(2)在模拟井筒不同掺稀位置实验中，对比了泵下、泵处及泵上3种掺稀位置的稠油被举升过程中黏度及降黏率的变化，采用泵下掺稀的稠油黏度最低，降黏率最高。

(3)在模拟现场日产液量为6 t条件下，采用5种不同掺稀比实验，最终掺稀比建议控制在18%～22%。

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