原油乳状液的稳定性及其流变性

配制了一系列油水比不同的原油乳状液,并考察了原油乳状液的黏度和黏弹性。结果表明：原油乳状液含水率越大,分散相液滴体积越小,原油乳状液的黏度越大;当含水率低于30%时,原油乳状液呈现牛顿流体行为,黏度随温度和剪切速率的变化不是很明显;含水率超过30%时,原油乳状液呈现非牛顿流体行为,黏度随温度和剪切速率的变化较明显;含水率越大,原油乳状液的线性黏弹区越小,结构越不稳定,乳状液也越不稳定;加入破乳剂后,原油乳状液的黏度降低;含水率越大,原油乳状液脱水率越大,乳状液越不稳定。     

单家寺稠油降粘剂SJ及其O/W型乳状液流变性研究

报道了乳化降粘剂SJ对单家寺稠油的乳化降粘作用。SJ为含少量无机碱和盐的石油磺酸盐、非离子表面活性剂的混合物 ,在 30 0℃、3.4 5MPa下热处理 2 4h后使用。实验油样为单家寺一口井所产超稠油 ,含胶质 31.9% ,含沥青质 9.1% ,酸值 1.83mgKOH/g油 ,5 0℃、1.2s-1粘度 6 3.4Pa·s。水样为该油田采出水 ,矿化度 19.5 g/L。在大范围内变化SJ加量和油水体积比 ,求得乳化剂在水中的最佳加量为 0 .3%～ 0 .5 % ,最佳油水比为 80∶2 0～70∶30 ,所得O/W型稠油乳状液 5 0℃、1.2s-1下的粘度为 4 2 0～ 180mPa·s,在 5 0℃放置 90min后脱水率 >92 %。SJ的乳化降粘性能和形成的乳状液稳定性均符合稠油生产要求。在 6 0℃、剪切速率 5 0～ 12 0 0s-1范围考察了SJ用量 0 .3%、油水比 80∶2 0～ 2 0∶80的 5个O/W乳状液的粘度 剪切速率关系 ,发现乳状液的粘度均随剪切速率增大而减小 ,在剪切速率 >10 0 0s-1后不再变化 ,但假塑性随油水比减小而减小。在 30～ 70℃范围乳状液流变性变化规律相似。图 1表 2参 3     

基于原油物性定量表征的油包水乳状液黏度预测模型

准确预测原油乳状液的黏度对于油水混输管道的设计和运行具有重要意义。将8种不同物性的原油制备成油包水乳状液,通过流变仪对乳状液的黏度特性进行测定,研究了温度、含水率及剪切速率对油包水乳状液表观黏度的影响。以实验数据为基础,并对原油物性进行定量表征,建立了适用于不同原油、不同剪切条件的油包水乳状液黏度预测模型。结果表明,油包水乳状液的表观黏度随温度的升高而减小,随含水率的增加而增大,随剪切速率的增加而减小;具有剪切稀释性,可采用幂率模型来描述油包水乳状液的流变特性。随着含水率上升,油包水乳状液的稠度系数（K）逐渐增大,而流变特性指数（n）逐渐减小;随着温度升高,K逐渐减小,而n逐渐增大。油包水乳状液黏度预测模型的最佳适用条件为：乳状液体积含水率0.30～0.60、温度30～60℃、乳状液黏度10～2000 mPa·s。该模型计算黏度值与实测值之间的平均相对偏差为8.1%,预测效果良好。     

石油乳状液的黏度模型

在大量文献调研的基础上,总结了化学复合驱数值模拟中应用的石油乳状液黏度模型,包括黏度-含水率模型、黏度-剪切速率模型以及黏度-含水率-剪切速率模型.研究表明化学驱中生成的乳状液的黏度受到多种因素影响,其中最为重要的是体系的含水率(或含油率)、剪切速率和温度;对于不同的含水条件,乳状液的黏度表达式不同;随着含水率的增加,将出现黏度突变的临界含水率,此临界点对应水包油型与油包水型乳状液之间的转变.建立了化学驱数值模拟软件中对应不同含水阶段的乳状液黏度模型.图4参13     

石油乳状液的黏度模型

在大量文献调研的基础上,总结了化学复合驱数值模拟中应用的石油乳状液黏度模型,包括黏度-含水率模型、黏度-剪切速率模型以及黏度-含水率-剪切速率模型。研究表明:化学驱中生成的乳状液的黏度受到多种因素影响,其中最为重要的是体系的含水率(或含油率)、剪切速率和温度;对于不同的含水条件,乳状液的黏度表达式不同;随着含水率的增加,将出现黏度突变的临界含水率,此临界点对应水包油型与油包水型乳状液之间的转变。建立了化学驱数值模拟软件中对应不同含水阶段的乳状液黏度模型。图4参13     

石油乳状液的黏度模型

在大量献调研的基础上，总结了化学复合驱数值模拟中应用的石油乳状液黏度模型，包括黏度-含水率模型、黏度-剪切速率模型以及黏度-含水率-剪切速率模型。研究表明：化学驱中生成的乳状液的黏度受到多种因素影响，其中最为重要的是体系的含水率(或含油率)、剪切速率和温度；对于不同的含水条件，乳状液的黏度表达式不同；随着含水率的增加，将出现黏度突变的临界含水率，此临界点对应水包油型与油包水型乳状液之间的转变。建立了化学驱数值模拟软件中对应不同含水阶段的乳状液黏度模型。图4参13     

基于聚焦光束反射测量技术监测稠油乳状液破乳过程

为获得乳状液液滴大小与分布对稠油乳状液表观黏度和稳定性的影响规律,利用聚焦光束反射测量仪(FBRM)考察了温度和剪切速率对辽河油田欢喜岭稠油乳状液液滴平均粒径(简称粒径)大小的影响,动态监测了油包水(W/O)乳状液在加入碱性降黏剂后的破乳行为。结果表明,聚焦光束反射测量技术可以对W/O型乳状液的破乳行为进行良好的动态监测,并可实现对碱性降黏剂最佳使用量的评估。随着温度的升高,油水乳状液液滴粒径增大,乳状液黏度减小;温度低于55℃时,随着剪切速率的增加,乳状液液滴粒径减小,乳状液黏度逐渐变小;当温度高于55℃时,剪切速率对乳状液液滴粒径和黏度的影响较小。在W/O型乳状液中加入Na_2CO_3溶液后,乳状液发生破乳反相,体系黏度降低,小尺寸O/W型乳状液液滴数量增多,粒径减小,液滴分布更加均匀;Na_2CO_3质量分数为0.2%时,乳状液黏度降到最低,乳状液液滴粒径和油水界面张力最小。     

増黏型乳状液粘度影响因素研究

本文着重考察了油水比、盐度、二价阳离子、弱碱及温度对増黏型乳状液粘度的影响关系,发现油水比对乳状液粘度的影响较大,含水60%时黏度最大;随盐度升高对乳状液的黏度增大,NaCl的质量浓度大于1.0%时,乳状液黏度变化不大;二价阳离子对乳状液黏度有一定的影响;弱碱对乳状液的黏度影响不大;随温度升高乳状液稳定性变差,黏度明显降低。     

油水乳状液的水力计算

本文系统地给出了稠油油田采用稠油掺活性水乳化降粘集输工艺流程时,油水乳状液的水力计算公式.当流态为层流时,介绍了塑流型、假塑流型和胀流型非牛顿流体的水力计算公式;当流态为紊流时,应通过实验确定摩阻系数,然后按达西公式计算压降.当油水乳状液为牛顿流体时,先按流态计算出水力摩阻系数,然后根据文献中给出的公式计算粘度,再按达西公式计算压降.最后介绍了美国Bechtel公司在大港油田采用的一种简便方法,即已知纯油在某温度下的粘度和油水乳状液的含水(盐)量,并根据本文附图曲线和公式(乳状液粘度=纯油粘度×粘度比),可估算出该温度下油水乳状液的粘度,进而计算出压降.     

微观液滴分布对含蜡原油乳状液流变性的影响

通过显微镜观察并拍摄原油乳状液的微观结构图像,研究了乳状液体系分散相液滴大小及分布规律,以及微观液滴分布对乳状液体系流变性的影响机理。W/O型原油乳状液中含水率增加,引起内相液滴个数增多,小液滴所占的比例减小,相对大的液滴所占的比例增大;搅拌转速的增大,使体系内相液滴个数增多,平均液滴直径减小。通过测试在固定搅拌条件下制备的不同含水率的3种含蜡原油乳状液在原油凝点附近温度屈服特性和触变性等流变特性,可以发现随含水率的增大,乳状液体系屈服应力增大、触变性增强,且含水率越高,变化的趋势越明显。通过测试不同搅拌转速下制备的含水率为30% 的原油乳状液在原油凝点附近温度的触变性,可以看出随搅拌转速的增大,体系经受同等剪切速率剪切时对应的剪切应力增大、触变性增强。进一步建立了屈服应力与测试温度、含水率之间的关系式,其平均相对误差为9.83%。     

春光油田稠油流体特性研究

春光油田稠油黏度高、流体特性复杂,开采和输送难度大,为有效开发春光稠油,实验研究了温度、含水率等因素对春光稠油流体性质、屈服值的影响,结果表明,当含水率小于40%时,该类稠油的黏度随着含水率的增加而大幅上升,符合Richarson经验公式;含水率对春光稠油的流体类型无显著影响,流变性质均呈现牛顿流体特性;在60℃温度下,稠油呈现一定的剪切变稀的非牛顿流体特性;在70℃~90℃时,稠油黏度基本不受剪切速率的变化影响,呈现牛顿流体特性。春光稠油的屈服值随温度升高而急剧下降,较高的温度是保证原油在地层和井筒中流动性的关键因素。     

轮古15井区含水稠油流变性实验研究

轮古15井区已进入中高含水期,含水稠油的流变性将对降黏举升工艺产生重大影响。通过室内实验,测定了含水稠油在不同温度及剪切速率条件下的剪切应力及黏度,研究了含水率、温度、剪切速率等因素对稠油流变性的影响。研究结果表明,稠油黏度随含水率增大而明显减小,但在高含水率情况下仍需要降黏才能开采;不同含水稠油的流变特性均可用幂律模型加以描述,因此可以用幂律模型对不同产量的稠油井进行不同含水率情况下的黏度计算及预测。     

高含水、高粘、高凝点原油低温管输粘壁现象研究

一些高含水原油在低于凝点输送时,水包油乳状液中的水滴会以凝胶的形式粘在管道内壁,称“粘壁现象”,原油输送过程中粘壁现象会造成管道局部或全部堵塞,造成能源浪费。通过室内环道实验,研究了高含水、高粘、高凝点原油在管道内低温输送时的粘壁规律。发现含水率、剪切率是影响原油粘壁速率和粘壁温度的主要因素,水包油乳状液的含水率越低、剪切率越小粘壁现象越严重。提出粘壁温度判别式,建立粘壁速率模型,据此建立高含水时压降计算软件。     

A process neural network model for calculation of heavy oil viscosity in high water cut stage

The commonly used heavy oil viscosity models are just for low water cut stage, this paper determined the influencing factors of the viscosity model in high water cut stage, by analyzing the viscosity data, presents a new and simple method base on the Process Neural Network in high water cut stage to predict the viscosity of heavy oil, which can valid measure the viscosity of heavy oil by Input parameters of the different temperature, water cut and API. Compared with the real data, the new model has the small computation error and the reliability by the process neural network new model for predicting oil viscosity. it can be tested in practices in calculating the viscosity of similar oilfields in high water cut stage.     

基于神经网络的高含硫气田L360钢腐蚀速率预测

高含硫气田地面集输系统广泛使用L360钢,由于腐蚀因素的多样性及协同效应,其腐蚀速率预测一直是个难题。文章介绍了不同腐蚀因素对L360钢腐蚀速率的影响。随着H2S和CO2压力的增高,腐蚀速率先降后升,在H2S和CO2压力为1.00和0.67 MPa时达到最小值;随Cl-质量浓度的升高,腐蚀速率增大,但当Cl-质量浓度高于40 g/L后,腐蚀速率反而降低;随着温度的升高,腐蚀速率增大,当温度超过70℃后,腐蚀速率反而降低。建立了三层结构BP神经网络模型,输入层有6个神经元,分别代表H2S,CO2分压、Cl-质量浓度、温度、流速和沉积硫6种腐蚀影响因素,隐层神经元数目为8个,输出层神经元数目为1个,代表腐蚀速率。结果表明,L360钢在试验水中的平均腐蚀速率的预测最大误差在15.9%以内,可以满足工程应用要求。     

Experimental investigation of the effects of various parameters on viscosity reduction of heavy crude by oil–water emulsion

The effects of water content, shear rate, temperature, and solid particle concentration on viscosity reduction(VR) caused by forming stable emulsions were investigated using Omani heavy crude oil. The viscosity of the crude oil was initially measured with respect to shear rates at different temperatures from 20 to 70 C. The crude oil exhibited a shear thinning behavior at all the temperatures. The strongest shear thinning was observed at 20 C. A non-ionic water soluble surfactant(Triton X-100) was used to form and stabilize crude oil emulsions. The emulsification process has significantly reduced the crude oil viscosity. The degree of VR was found to increase with an increase in water content and reach its maximum value at 50 % water content.The phase inversion from oil-in-water emulsion to water-inoil emulsion occurred at 30 % water content. The results indicated that the VR was inversely proportional to temperature and concentration of silica nanoparticles. For water-in-oil emulsions, VR increased with shear rate and eventually reached a plateau at a shear rate of around350 s-1. This was attributed to the thinning behavior of the continuous phase. The VR of oil-in-water emulsions remained almost constant as the shear rate increased due to the Newtonian behavior of water, the continuous phase.     

不同因素对微生物多糖溶液黏度的影响

威兰胶是由产碱杆菌以碳水化合物为主要原料,经发酵产生的高分子可溶性胞外杂多糖。研究了微生物多糖威兰胶的结构和流变特性,分别考察了加量、放置时间、剪切速率、剪切时间、温度、矿化度及p H值等因素对微生物多糖威兰胶黏度的影响。结果表明,微生物多糖威兰胶水溶性好,溶液的黏度随着浓度的升高而增加;随着剪切速率增加,威兰胶水溶液的表观黏度逐渐降低,剪切应力逐渐升高,表现为典型的高假塑性流体特性,而且在低剪切速率下具有很高的黏度;瓜尔胶在中性环境中保持稳定,在酸性和碱性溶液中黏度急剧降低,而威兰胶溶液在为2~12的p H值范围内,黏度基本保持稳定,具有良好的酸碱稳定性;耐温性能与瓜胶相比呈现优良的优越性;高价离子的增加,并没有影响到威兰胶在溶液中的缔合网络结构,其可成为一种新型压裂液增稠剂。     

疏水缔合聚合物溶液性质的耗散颗粒动力学模拟

本文利用耗散颗粒动力学模拟方法,研究了疏水缔合聚合物溶液黏度随浓度、温度、剪切程度等条件的变化,并模拟了聚合物在油水体系中的聚集行为。研究发现,疏水缔合聚合物在溶液中表现出类似表面活性剂的聚集行为,其黏度随外界影响因素变化主要是由于溶液中聚合物聚集结构的转变。聚合物浓度较低时,聚合物主要以分子内缔合作用为主;随着浓度的增加,产生分子间缔合,并逐步形成相互交联的空间网络,水珠子的扩散率逐渐变小,体系黏度增加。当温度较低时,体系呈现较多柱状聚集结构,黏度较高;随着模拟温度升高,尺寸较大的棒状聚集体转变为球状聚集体,水珠子扩散率不断增加,体系黏度逐渐降低。随着体系剪切速率的提高,聚合物分子在受力方向上取向趋于一致,分子间缠绕和缔合程度减轻,水珠子扩散率急剧增加,体系黏度降低。另外,疏水缔合聚合物易吸附于油水界面,对油水体系的乳化和相转变产生一定影响。