水力切割法开采高粘、高凝原油实验研究

2020-12-10夏志学刘玉芳谢唯一高红超

石油天然气学报 2020年3期

关键词：高凝油管水力

夏志学，谢巍，刘玉芳，段冉，王芳，李云，谢唯一，高红超，陈曦

1中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司工程技术研究院，河北任丘

2中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司储气库管理处，河北廊坊

3中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司矿区服务事业部，河北任丘

4中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司合作开发项目部，河北任丘

1.前言

资料显示，在我国的各大油田都具有规模不同的高粘、高凝油储量，随着稀油资源的不断枯竭，各大油田越来越重视高粘、高凝原油的开采，但高粘、高凝原油的低成本开采问题成为各大油田的瓶颈，由于常规方法需要对开采的高粘、高凝原油进行加热降粘，从而导致消耗大量的电资源和煤炭、燃料油资源，在当今日益重视环保的大环境下，加热降粘法显然不符合时代的要求；化学添加剂降粘的方法虽然能够降低高粘、高凝原油的粘度[1]，但由于其受到高粘、高凝原油成分的影响较大，从而导致其应用面较窄，需要针对不同成分的高粘、高凝原油研制对应的降粘剂，这不仅大大增加了科研投入，同时由于降粘剂的加入增加了高粘、高凝原油开采的成本，还对后期的炼油中分离这些降粘剂增加了困难；现场生产过程中采用的第三种降粘方法就是掺稀油法，这种方法虽然降粘效果较好，不受高粘、高凝原油成分的影响，但是由于稀油资源日益短缺而导致这种方法受到的局限性越来越大，加之掺稀油法需要使用脱水稀油，当将其掺入高粘、高凝原油中后需要重复脱水，从而大大增加了原油后期处理的费用。综上所述，高粘、高凝原油的低成本开采就成为目前各大油田亟待解决的难题。虽然许多大学及研究院所、现场工程技术人员在不间断地对高粘、高凝原油的低成本开采进行研究，提出了诸如微波加热法、高粘、高凝原油乳化降粘法等多种措施方法，但均由于其适应性较差而停留在小范围试验阶段，不能大面积推广应用，不能形成规模效益。

在对上述各种高粘、高凝原油开采方法大量调研的基础上[2][3][4][5][6]，分析了上述常用三种降粘方法的优缺点，提出了水力切割法开采原油的方案。水力切割技术是国外70年代开发、80年代发展起来的高新技术，已广泛应用于工业、医疗、食品加工等领域[7]。这种方法以往在油田生产中主要应用于采油、煤层气的油管、套管切割中[8][9][10]。因高粘、高凝原油具有非牛顿流体剪切特性[11]，在其凝固点附近可以利用水力切割方法将连续的高粘、高凝原油切割成小的原油颗粒或者原油絮状物，使其漂浮在连续水相中，这样，不仅大大降低了高粘、高凝原油输送过程中的粘滞阻力，同时也能够防止开采输油过程中导致的“灌肠”现象，为高粘、高凝原油的开采提供了一种有效的技术措施。

2.水力切割法开采原油机理及实验研究

2.1.高粘、高凝原油特性

资料显示，高粘、高凝原油属于非牛顿流体，因而在其粘温特性方面存在着特殊性[12][13]。高粘、高凝原油主要特点体现在以下三个方面：一是粘度大、密度大、流动性差；普通原油的粘度通常小于500 mPa/s，而普通稠油的粘度约在500～1500 mPa/s之间，高粘、高凝原油的粘度通常在10,000～20,000 mPa/s的范围内，从这里可以看出其粘度之高。并且高粘、高凝原油的密度通常都在0.95 g/cm3左右，与水的密度非常接近。二是粘度对温度敏感：图1是高粘、高凝原油普遍的粘温特性曲线，从图1中可以看出，当高粘、高凝原油的温度在凝固点以下时(图中原油的凝固点约为48℃)，其粘度大幅度上升，而当原油温度在凝固点之上时，原油呈现出低粘度的特性。高粘、高凝原油的第三个特点是原油中的轻烃组分少，沥青质、胶质成分多：其平均含量在20%～30%之间[14]。

Figure 1.Viscosity-temperature curve of high-viscosity and pour-point crude oil 图1.高粘高凝原油粘温曲线

从上述高粘、高凝原油的特性分析，这些特性无疑为水力切割法管输奠定了良好的基础。

2.2.高粘、高凝原油水力切割实验

2.2.1.实验装置及实验样品筛选

Figure 2.Flow chart of hydraulic cutting test 图2.水力切割法试验流程图

图2是高粘、高凝原油水力切割实验的装置流程示意图，该实验装置主要由高压水泵、蓄能器、喷嘴、油水混合物罐、原油增压泵等部分组成。各部分的主要作用是：高压水泵的主要作用是为水力切割提供具有一定压力的动力源，能够根据水力切割的不同压力需求将水加压到实验要求的水压；蓄能器的主要作用是平稳高压水泵工作时形成的水压脉动，由于高压水泵通常为柱塞泵，因此从高压水泵输出端输出的水压通常呈周期性波动，这个波动将会使实验数据变得不稳定，为了消除由于水压波动给实验带来的不必要影响，在试验流程中增加了蓄能器。蓄能器的另外一个作用就是能存储一定的压力，在体积变化不大的情况下保持压力的稳定，这也为准确的获得实验数据提供了条件；油水混合罐是实验的关键设备，在这里，高压水通过喷嘴将处于凝固点附近的高粘、高凝原油切打碎，形成原油碎块与水的混合物，然后通过另外一个端口将油水混合物输送到高压输油泵的吸入口内，由管输高压泵完成对油水混合物的加压输送；原油增压泵的主要作用是将高粘、高凝原油输送至油水混合罐内，在高压水喷嘴处完成破碎。由于高粘、高凝原油在凝固点附近时粘度很高，因而在本次试验中采用螺杆泵作为输送设备。螺杆泵输送高粘、高凝原油的优点是，通过螺杆泵输送过程中对高粘、高凝原油的挤压、剪切作用，也可以使高粘、高凝原油的粘度有所下降，这样就大大降低了高粘、高凝原油分子之间的相互作用力，更加有利于水力切割。

在本实验过程中，用于水力切割的水样是自来水，高粘、高凝原油的粘度为500 mPa/s～1500 mPa/s范围内的复配原油样品。

2.2.2.不同原油粘度下的水力切割实验

这个试验的主要目的是将高粘、高凝原油配置成不同粘度样品，研究其在同一水压的冲击切割下样品在水中所呈现的形态。试验中所配置的样品粘度如表1所示：

Table 1.List of crude oil sampleswith different viscosities (50℃)表1.不同粘度原油样品一览表(50℃)

试验采用的水压为0.1 Mpa (表压)，喷嘴选用的是直径为1 mm 的喷嘴，水介质采用清水，水温为18℃～25℃，为了了解高于凝固点和低于凝固点两种情况下高粘、高凝原油在水力冲击下得到的形态，将原油样品温度为分成高于凝固点5℃和低于凝固点5℃分别进行试验，试验结果如表2所示；

Table 2.List of hydraulic cutting experiments of crude oil with different viscosity and freezing point (Water temperature 18℃)表2.不同粘度、凝固点的原油水力切割实验情况一览表(水温18℃)

从表2中对试验结果的描述可以看出，当实验样品的粘度较低时，水的温度对实验结果影响不大。但是当实验样品的粘度和凝固点较高时，实验水温对试验结果影响较大。分析导致上述结果的原因，主要有以下几点：一是由于原油粘度和凝固点较低时，原油分子之间的粘滞力较小，在水力冲击的作用下，比较容易被撕裂形成絮状物；而在原油的粘度和凝固点较高时，由于水温较低，在冲击原油样品后，迅速降低了原油样品的温度，导致样品迅速凝固成较硬的块状，因而形成了较多的小颗粒块状原油。针对这个现象，重新加大了水的冲击压力，由原来的0.1 Mpa 上调至0.2 Mpa 进行了实验，其它情况不变。结果如表3所示：

Table 3.List of hydraulic cutting experiments of crude oil with different viscosity and freezing point (Water temperature 18℃)表3.不同粘度、凝固点的原油水力切割实验情况一览表(水温18℃)

试验表明，在增加了喷射压力后，几组实验中絮状样品显著增加，块状样品明显降低，分析原因，主要是由于当喷射压力增加后，增加了搅动和冲击力，使得破碎效果明显好转。为了进一步验证高粘、高凝原油在不同的水温和压力作用下切割的效果，还增加了25℃、30℃、35℃、0.3 Mpa、0.4 Mpa 等条件下的切割破碎实验，实验结果表明，当温度高于35℃时，压力大于0.3 Mpa 时形成了部分乳状液。由于篇幅所限，实验的数据表不在这里一一列举。

水力切割试验表明：当水温较低，高粘、高凝原油的温度在其凝固点以上时，切割的效果较好，大部分形成了絮状原油悬浮于水中，这为下一步高压开采奠定了良好基础。

2.2.3.静止絮凝实验

为了保证切割后的高粘、高凝原油能够顺利的开采到达地面，需要对切割后的样品做静止絮凝实验，以便确切的了解切割后的高粘、高凝原油是否在静止状态下产生絮凝现象。所谓絮凝现象是指高粘、高凝原油在被切割成絮状或者小颗粒悬浮状态后，由于原油分子之间存在一定的吸引力，在静止条件下重新絮凝成较大块状原油的现象，这对于高粘、高凝原油间隔开采具有重要的意义。由于高粘、高凝原油的产量限制，导致开采过程中需要间隔采油，常规加热法开采过程中需要间隔开采时，就需要在停抽后作清管处理，防止高粘、高凝原油在油管中凝固导致油管“灌肠”现象的发生。为了防止被切割成絮状或者小颗粒的高粘、高凝原油在间歇生产过程中产生大块油块形成油管堵塞现象，进行了静止絮凝实验。

事实上，静止絮凝实验就是将切割后的高粘、高凝原油放置在透明的玻璃容器内，静止放置一段时间，观察其絮凝情况，表4中列出了不同含水量的水油混合物在静置30 min、60 min、2小时、4小时、8小时、16小时、24小时后的原油絮凝现象。

Table 4.List of standing flocculation experiments for high viscosity and high pourablecrude oil after cutting 表4.高粘、高凝原油切割后静置絮凝实验情况一览表

从表4中的实验数据可以看出，当含水量为30%时，静置4小时后有轻微的絮凝现象；含水达到40%时，静置8小时后才出现絮凝现象；当含水大于50%时，絮凝现象基本消失。这说明，当含水量较低时，由于被切割成絮状或者小颗粒的高粘、高凝原油分子之间距离较近，因而产生的引力也较强。当含水量逐渐上升时，分子之间的距离相对增加，吸引力相应降低，故产生絮凝的时间就会增加。

通过试验表明，为了提高输油效率，又要防止絮凝现象的发生，将开采时含水量设置为40%～60%时为最优。

2.2.4.管壁亲油试验

在常规加热法开采过程中，当温度降低时，由于原油内蜡的析出，常常导致油管内产生蜡堵现象，这就是由于油管内壁亲油，导致析出的蜡结晶能够轻易的附着在油管内壁上，形成积蜡堵塞。那么经过切割后的絮状高粘、高凝原油是否也会出现堵塞的现象呢？为了深入研究这个问题，进行了油管内壁亲油实验。

图3是管壁亲油试验流程图，油管采用的是现场常用的油管，将油管焊接形成一个环形结构，中间安装一个循环泵。

Figure 3.Schematic diagram of the lipophilic test device for the inner wall of the tubing 图3.油管内壁亲油试验装置示意图

将切割后的高粘、高凝原油与水的混合物通过循环泵不间断的在管线内循环，经过一段时间的循环后，检查管线内壁原油的沉积情况。

实验按照不同含水情况和循环时间进行，实验结果如表5所示：

Table 5.Lipophilic test of pipe wall under different water content and circulation time表5.不同含水和循环时间下的管壁亲油试验

实验结果表明，含水率较高时，管壁内没有原油的沉积现象，当样品含水率较低时，有轻微的原油挂壁现象。

事实上，水力切割法高粘、高凝原油的开采过程中，由于高粘、高凝原油经过水力切割后，同时降温凝固，因而在整个上升过程中原油内的蜡不再析出，因此不存在蜡堵的情况。但是由于管线内壁粗糙度的影响，导致部分絮状原油钩挂在管壁上形成少许的积油现象，这种现象当产量较大时，混合液流速较快，这种现象就会减轻或者消失。另外，如果加入少许水润湿表面活性剂，即可完全消除原油挂壁的现象。