稠油-水两相高温高压垂直管流压降规律

杨矞琦, 郭继香, 任 波, 杨祖国, 刘 磊, 邢 钰, 秦天宝

(1.中国石油大学(北京)重质油国家重点实验室克拉玛依分室, 克拉玛依 834000； 2.中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院, 北京 102249； 3.中石化西北油田分公司工程技术研究院, 乌鲁木齐 830011； 4.中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司钻完井部, 天津 300452)

稠油井筒举升主要困难之一是高黏度流体和复杂的流变特性,需要更高效和更经济的操作系统来举升原油。压降损失是原油的一个重要物理参数,它与流体的表观黏度和管道的流动阻力密切相关。在采油过程中,随井深降低,压力和温度逐渐降低,原油及其夹杂的水混合物的表观黏度也在不断变化,其中大部分为非牛顿流体,特别是稠油,表现出明显的剪切变稀特性。采用流变仪可以方便直观地测量原油的黏温和流变特性,但很难准确测量油水混合物表观黏度及准确预测其在井筒内高压流动时的摩阻压力损失。对于工程技术人员来说,精确预测高温高压条件下稠油水混合物井筒举升压降对优化举升工艺设计、合理设置工艺参数、提高注水开发效益具有重要意义。

目前有关油水两相垂直管流压降规律方面的研究,大多数研究者普遍认为压力降随油和水的表面速度增加而增加。研究人员在影响管道压力损失的因素方面存在分歧。文献[1-5]研究表明,压降与流动形态及相关流量密切相关；文献[6]报道了以油井生产优化为目的的流型分析与识别,如油包水或水包油流型；Atmaca等[7]和Sridhar等[8]指出,压力梯度主要受油黏度以及流型转变的影响；Ismail等[9]认为黏度对压降的影响很大,但使用低黏度原油在油水系统中进行实验工作,两种液体都具有牛顿特性,所以在实验中流体流变特性对压降的影响并不显著；Jana等[3]发现持液率对垂直截面的压降有影响,认为在液-液系统中,由于滑移效应,较轻的流体比较重的流体移动得快,所以持液率通常不相等。因此,在这种情况下,压力梯度的变化与相反转或流型转变有很大关系,这一现象得到了Trallero等[5]、Flores等[10]、Poesio等[11]、Vuong等[1]在油水管道流动研究中的支持。Trallero等[5]在研究中强调,在从分层流型向分散流型的过渡过程中,压力损失降低显著。这是由于水完全润湿管壁造成的油连续性损失,从而降低了剪切应力引起的流动阻力,最终降低了压力损失。Descamps等[12]实验研究了油水垂直管流的相反转,结果表明当油水垂直向上流动时,摩擦压力梯度在相转换点处达到峰值。有效黏度随混合速度的增加而增大。反相点始终接近30%的入口含水率,与实验过程中相含率的变化方向无关(从油到水或从水到油),但并未给出在这一过程中能准确描述压降变化规律的相关数学模型。Jana等[3]在垂直管道中用煤油和水进行了实验,讨论了摩擦压力梯度的计算方法,发现单相模型可以较好地预测分散流的压降梯度,而漂移流模型可以较好地预测泡状流和扰动流的压降梯度，但并未提到相反转现象,也并未考虑环境压力对流体的增黏效果。Guo等[13]在高压条件下(1～40 MPa)研究了原油或乳状液等幂律流体单相管流表观黏度计算模型,模型中综合考虑了流体剪切变稀特性、压力增黏和管径的影响,模型预测值与实验数据拟合度达95%以上,优于目前广泛使用的广义雷诺数模型,研究工作虽然在研究高压条件下非牛顿流体管流压降方面具有一定开创性,但对稠油水两相混合物还缺乏进一步研究。

由于多相流的复杂性,目前多采用以试验为基础的经验式或半经验式对垂直管流压降进行计算。在石油工业上被广泛采用的压降计算模型有Duns-Ros法、Hagedorn-Brown法、Orkiszewski法、Aziz-Govier-Fogarasi法和Beggs-Brill法等[14],在这些计算方法中,摩阻压降是计算总压降精准性的关键要素,而流动摩阻压降的精确计算是建立在对流动形态、相含率、流体和管壁特性充分理解的基础上。

多相管流的压力梯度基本方程为

(1)

式(1)中:p为压力,Pa；ρ为密度,kg/m3；f为摩擦阻力系数,无因次；v为流速,m/s；D为管径,m；z为深度,m。

式(1)中包括举升液体所需克服的重力势能、由于摩擦阻力损失和流体因加速而增加的动能。Lawson等[15]对比了石油工业中被广泛采用的压降计算模型的平均百分误差和标准误差,发现Hagedorn-Brown模型是最好的方法。但无论哪种模型,均未考虑压力对流体的增黏效果以及稠油较强的非牛顿特性,对计算稠油井筒举升压降适用性差[13]。

综上,前人有关油水两相垂直管流压降规律方面的研究,主要在常温常压条件、或采用低黏油相开展实验,缺乏综合考虑温度、压力以及油水混合物复杂流变特性的影响,研究结果与实际生产相差甚远。而目前应用较为广泛的Hagedorn-Brown多相流压降计算公式,是根据黏度较低的轻质原油物性参数推导得到,并未考虑稠油在高流速下的剪切变稀作用以及水在不同黏度原油中的相分布状态,对于实际稠油开采并不具有普遍适用性。因此,建立适用于稠油开采的油水两相流压降计算模型是亟待解决的关键问题。

针对上述缺陷,采用自主研发的高温高压垂直管流装置,通过实验研究了高温(30～130 ℃)、高压(0.1～50 MPa)条件下稠油水两相垂直管流压降规律,填补了相关数据空白。基于Hagedorn-Brown模型和爱因斯坦稀释悬浮液黏度公式建立了稠油水两相高温高压垂直管流压降计算模型,克服了现有模型对高温高压条件下高黏流体适用性差的不足,为稠油井筒举升优化提供理论基础。

1 材料及仪器

1.1 材料

稠油样品A(50 ℃时密度0.95 g/cm3,黏度11 342 mPa·s),塔河油田；SDG-2乳化降黏剂,实验室自制；自来水。

1.2 仪器

可控速率流变仪(型号:Rheostress 600,ThermoHaake,德国)；高温高压垂直管流装置(海安石油科研仪器有限公司)；密度计(Duke科技公司,中国)。

2 实验方法

2.1 乳状液制备

向装有塔河稠油A的2 000 mL高温高压釜中加入质量分数0.5%的SDG-2水溶液,分别控制m(油)∶m(水)为0～0.7,在50 ℃条件下采用高速均质机剪切搅拌5 min,搅拌速度3 000 r/min,制备稠油乳状液样品。为了尽可能减少乳状液中的空气夹带,在搅拌过程中,容器是密封的,几乎没有空气与油/水系统接触。在制备乳状液后,静置10 min,使空气充分逸出。

2.2 流变性测量

油品的流变特性和剪切黏度采用可控速率流变仪测量。该流变仪配备有磁转子和高压密封装置,转子直径为35.0 mm。在测量过程中,温度变化范围为30～130 ℃,通过循环水浴控制(Thermo Fisher,德国),精度±0.1 ℃；压力变化范围:0.1～20.51 MPa,由氮气注入泵控制,精度±0.01 MPa。

2.3 高温高压垂直管流压差测量

通过高温高压垂直管流装置[16-17]的控温系统,其机理图如图1所示,设置温度并恒温4 h后,首先将流体试样送入高压容器中,然后通过注入泵将流体试样泵入系统,使压力达到测试值(0.1～40 MPa),同时调节背压阀至相应压力。使流体在管路中以一定速率循环流动,当流速达到稳态时,对竖直向上的管段压降进行测量和记录。在某一压力下完成记录后,通过压力控制系统将压力更改为下一个值。每个流速下持续测量10 min,每3 s记录一次数据。

P1为压力传感器1；P2为压力传感器2；T1表示温度传感器图1 高温高压垂直管流装置流程图Fig.1 Flow chart of high temperature and high pressure vertical pipe flow device

3 理论模型

目前已有的倾斜管气液、液液多相流以及均相流压降计算模型中,Hagedorn-Brown模型应用较为广泛[18-19],且精确度较高,其表达式为

(2)

式(2)中:p为压力,Pa；z为深度,m；g为重力加速度；Um为气液混合物的流速,m/s；ρm为气液混合物密度,kg/m3；f为摩擦阻力系数；θ为管道倾斜角度,(°)。

层流状态下,f与流体黏度的关系为

(3)

式(3)中:Re为雷诺数,无因次；μm为混合流体黏度,mPa·s。

将式(3)代入式(2),变形后得

(4)

ρm=Φwρw+(1-Φw)ρo

(5)

式中:ΔP为单位距离压降,Pa；ρo为油相密度,kg/m3；ρw为水相密度,kg/m3；Φw为持水率,%。

油水两相流的摩阻压降主要取决于混合液的黏度和密度,而难点在于混合液黏度的计算。目前,基于流型特征的油-水两相流压降模型,通常使用实验得出有效黏度关系式来估算压降值。一些油水两相垂直管流摩阻压降的单相流模型已经被研究者建立[13],用于近似计算管流过程中混合液黏度。考虑到当油水两相流动形态为分散流(D,W/O)、泡状流(B,W/O)、弹状流(S,W/O)、蠕状流(CE,W/O)和扰动流(Churn,W/O)时,均表现为分散相以大液滴或小液滴的形式在连续相中分散流动[20]。对于单个液滴而言,液滴向上流动,会对连续相造成一定拖拽力,使连续相产生一个垂直向上和水平方向的分速度,如图2所示,若液滴尺寸越大,则对连续相造成的水平方向的分速度越大,从而增加连续相与管壁摩擦阻力,增大摩阻损失。

vx表示沿水平方向的速度分量；vy表示沿垂直方向的速度分量图2 不同大小液滴对连续相流动影响示意图Fig.2 Schematic diagram of the influence of droplets of different sizes on continuous phase flow

液滴在连续相中的分散流动类似浓度非常小的液滴悬浮液,因此参考文献[21]根据爱因斯坦稀释悬浮液黏度公式计算油水混合黏度的思路,提出式(6)作为分散模型用于计算分散流、泡状流、弹状流、蠕状流和扰动流时油水混合液有效管流黏度。

(6)

式(6)中:μm为混合液有效黏度；μc为连续相黏度；εd为分散相体积分数；指数n2随不同的油水体系而取不同值,Brinkman[21]将其设定为固定值2.5。若

连续相为稠油或超稠油,则连续相黏度可采用式(7)计算:

e0.035 3(P-P0)

(7)

式(7)中：K为稠度系数；P0为环境压力。

因此油水分散流动的有效管流黏度为

e0.035 3(P-P0)(1-εd)-n2

(8)

将式(8)代入式(4)得到超稠油水分散流、泡状流、弹状流、蠕状流和扰动流下垂直管流压降计算模型:

ΔP=Φwρwg+(1-Φw)ρog+

e0.035 3(P-P0)(1-εd)-n2

(9)

4 高温高压油水两相压降规律

4.1 持水率的影响

采用塔河稠油样品D′,在持水率为0～90%范围内,控制温度压力分别为130 ℃、50 MPa,90 ℃、30 MPa和60 ℃、5 MPa,测量不同持水率下油水两相在垂直管道中的流动摩阻压降,并采用建立的油水两相流动摩阻压降模型进行拟合对比,如图3所示。

图3 摩阻压力梯度与持水率的关系Fig.3 The relationship between frictional pressure gradient and water holdup

从图3可以看出,压力梯度随持水率的增加,逐渐增大,这是由于水相粒径逐渐增加,造成原油与管壁的摩擦阻力增大,当含水率在70%～80%时,压力梯度达到最大值,说明此时达到相转换点,相转换点附近摩阻梯度达到最大值。当含水率较小时,一般形成水为内相(分散相)、油为外相(连续相)的混合液,水相以小水滴的形势分散在油相中,水滴之间间隔较大,其相互作用仅能通过连续油相的速度场相互作用来表现,此时水相的速度场对油相影响较小,油水混合物表观黏度随含水率增加变化较小。当含水率继续增大,并达到一定程度时,分散的水滴急剧增多,粒径急剧增大,水相与油相的相互作用增强,且由于相接触面积增加导致两相间表面活化能增加,增大了液滴之间的相互碰撞和相对滑动以及连续油相与管壁之间的挤压摩擦,导致油水表观黏度迅速上升,使摩阻压降增加。当含水率达到临界值时发生相转换,液滴变形,水相逐渐取代油相成为与管壁接触的主要连续相,并形成外相为水、内相为油滴的水包油流动,由于混合液黏度主要受连续相黏度影响,因此相转换后油水混合液黏度大幅减小,表现为摩阻压降急剧降低。

稠油中由于含有胶质、沥青质等表面活性组分,这些表面活性组分倾向于吸附并分散在油水界面,形成一层表面活性剂膜,降低油水界面能,有利于更多的水滴形成分散体,当体系中的含水量增加到足以发生聚并并破坏油水界面膜时,此时发生聚结的水相逐渐转变为连续相,从而相转换发生。

分别将油相黏度和水相黏度作为分散模型中的连续相黏度,与压力梯度拟合后,可以看出分散模型对水在油中的分散流、泡状流、弹状流、蠕状流、扰动流以及油在水中的分散流拟合度均较好,模型拟合后各参数及相对误差率如表1所示。

表1 分散模型各参数与相对误差率Table 1 Parameters and relative error rate of dispersion flow model

从表1可以看出,采用所建立的分散模型,从130 ℃、50 MPa到60 ℃、5 MPa,相对误差率R2的范围为0.933 1～0.998 6,均在0.93以上,拟合度较高,说明建立的模型适用于稠油-水两相垂直管流压力梯度计算,且高压环境下依然适用。新模型中各参数值在不同流体基本性质、流动条件(温度、压力等)下变化值较大,可见这些因素对稠油水两相流动压降影响较大。

4.2 流速的影响

在持水率为0～70%范围内,控制温度压力分别为130 ℃、50 MPa,90 ℃、30 MPa和60 ℃、5 MPa,测量不同含水下混合流体在垂直管道中的流动压降,并与所建立的模型进行拟合分析，如图4所示。

图4 摩阻压力梯度与持水率的关系Fig.4 The relationship between frictional pressure gradient and water holdup

从图4可以看出,举升摩阻压力梯度随流速增加而增大,但增加幅度逐渐变缓,这是由于油相接触管壁,水相以水泡的形式分散在油相中,摩阻压力梯度主要受油相黏度的影响,原油是非牛顿流体,剪切变稀现象明显,因此随流速增加,摩阻变化趋势变缓；添加了压力和流速对流体黏度影响的修正系数后,修正模型更能拟合实际测量得到的压力梯度值,模型中的各参数和相对误差率如表2所示。

从表2可以看出,采用分散模型后,从130 ℃、50 MPa到60 ℃、5 MPa,R2为0.998 3～0.990 7,均在0.99以上,拟合度好,说明此修正模型适用于稠油-水两相管流举升压力梯度计算,且高压环境下依然适用。模型中修正参数值随流体基本性质与流动条件变化,同一流动条件与流动形态下,拟合参数值随持水率变化幅度较小(低于0.1%),因此在同一流动条件与流动形态下,简化运算时可取不同持水率下修正参数平均值模拟其他持水率时流动压降。

表2 不同持水率下分散流模型参数及相对误差率Table 2 Parameters and fitting goodness of dispersion model under different water holdup

4.3 加乳化降黏剂后压降规律

配置质量分数为0.5%的乳化降黏剂水溶液,在含水率为0～90%范围内,控制温度压力分别为130 ℃、50 MPa,90 ℃、30 MPa和60 ℃、5 MPa,向塔河稠油样品中加入乳化降黏剂SDG-2水溶液,并使油水混合物在垂直管流装置的循环管道中循环流动10 min,通过压差传感器测量垂直管段摩阻压降,如图5所示。

从图5可以看出,压力梯度随含水率增加逐渐增大,这是由于原油中的胶质、沥青质等表面活性组分,使原油与水形成了W/O乳状液,液相黏度增加,使摩阻梯度增大,从而增加压力梯度；当含水率在20%～25%时,压力梯度达到最大值,说明此时达到相转换点,摩阻梯度最大,含水率继续上升,由于降黏剂的乳化作用,使原油与水形成O/W型乳状液,混合液黏度大大降低,使流动阻力及摩阻压降大幅度降低。

图5 不同流速下含水率对压力梯度的影响Fig.5 The influence of water holdup on frictional pressure drop with different mixture velocities

分析建立的分散流模型在水包油乳状液流动形态下,与实际测量压降梯度结果的拟合度,结果如图6所示。

从图6可以看出,水包油乳状液流动条件下,压力梯度随含水率增加逐渐减少,对压力梯度进行线性拟合后,可以看出修正模型在130 ℃、60 MPa，90 ℃、30 MPa，60 ℃、5 MPa与实际测量值的拟合度较好,模型拟合后各参数及相对误差率如表3所示。

表3 分散流模型计算水包油乳状液各参数与相对误差率Table 3 Fitting goodness and parameters of proposed dispersion model used to calculate the O/W emulsion

从表3可以看出,采用所建立的分散流模型后,130 ℃、50 MPa，90 ℃、30 MPa，到60 ℃、5 MPa的R2为0.974 8～0.990 5,均在0.97以上,拟合度高,说明此均相流模型适用于塔河稠油-水两相管流水包油乳状液流型下举升压力梯度模拟,且高压环境下依然适用。

4.4 稠油水两相垂直管流压降图版

基于建立的高温高压稠油水两相压降计算模型,根据稠油黏度、举升压差与不同油水比之间的关系,绘制不同黏度稠油在不同油水比下的举升压差关系图版,结果如图7所示。

图7 不同持水率时稠油黏度-举升压差关系图版Fig.7 Graph of the relationship between viscosity of heavy oil and lifting pressure difference with different water-cut

从图7可以看出,举升压差随塔河稠油黏度呈线性递增的关系,随持水率增加先增大后降低,持水率70%时举升压差达到最大。根据图7可以直接查得不同黏度原油在不同持水率下的举升压差,为预测稠油水混合物举升过程中的压降变化提供了更为方便直接的手段和方法,从而为稠油举升优化设计提供理论依据。

5 结论

(1)研究了不同持水率、流速和加入乳化降黏剂后的稠油水两相流动压降,稠油-水两相在垂直井筒中举升压降随压力增加而增大,随温度增加而降低。随持水率增加先增大后减小,在相转换点处达到最大值。但流速增大,压降增加趋势渐缓,呈指数型规律。这为解决在实际生产中井筒高温高压环境下油水两相举升所遇到问题提供了理论依据。

(2)基于爱因斯坦稀释悬浮液黏度公式,综合考虑压力增黏、稠油剪切变稀以及油水分散状态,建立了高温高压条件下稠油水两相垂直管流压降计算模型,将模型与实验数据拟合后,拟合度均达0.97以上,适用性好。为进一步精确预测稠油开采过程中油水两相举升压降提供了新方法。

(3)建立了不同黏度稠油在不同油水比下的举升压差关系图版,根据图版可以直接查得不同黏度原油在不同持水率下的举升压差,为稠油举升优化设计提供理论依据。