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。     

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。     

流动改进剂降低含水原油转相点的实验研究

为了了解流动改进剂对大庆含水原油在集输管路中流动的影响,在具有长20 m水平工作段的管道流动实验装置上,在40℃测量了流动改进剂DODE加量分别为0、150、200和250mg/L、含水率分别为30%～90%的高含水原油不同流量下的流动参数,计算出剪切速率和表观黏度.在直径76和50 mm管道内,剪切速率691/s的表现黏度～含水率关系曲线均按先上升,达到最大值后又下降的规律变化,表观黏度最大值对应的含水率即转相点含水率,转相点含水率随剪切速率降低而减小,在同一剪切速率下随流动改进剂加量增大而减小,最后基本趋于稳定不变.不加剂含水原油的转相点含水率为50%～70%,加剂250 mg/L时的稳定值在35%～45%,即流动性改进剂可使W/O原油乳状液提前转相.将实验数据用S函数进行拟合,得到了可预测加入一定量流动改进剂的含水原油转相点含水率的方程.认为流动改进剂的作用是形成O/W乳状液或拟乳状液及在管壁形成亲水膜.图5参8.     

非牛顿原油包水乳状液的表观黏度预测

基于有效介质理论,在Pal等学者提出的经典黏度模型基础上,对含沥青质、胶质等界面活性成分的原油包水乳状液黏度及流变特性进行预测。界面活性分子对连续相的吸附与夹带,导致有效含水率的增加,是乳状液具有非牛顿性的诱因。将促进与阻碍乳状液有效含水率增加的正反2种作用分开考虑,并用含水率因子和颗粒雷诺数因子分别表征。含水率因子考虑了含水率及微观液滴分布对促进作用的影响;颗粒雷诺数因子着重体现不同液滴微观分布时剪切的破坏作用。建立了考虑微观液滴分布、剪切速率、含水率等多因素影响的黏度预测模型,油田现场原油、矿化水乳状液数据验证表明,所建模型具有较好的预测精度,预测结果的最大相对误差为11.44%。     

高含水原油黏温综合关系式研究

随着油田开发的深入,我国大部分油田在经过多年的连续注水开采后,已进入高含水后期,同时稠油在集输中也常掺水降黏。随着原油水相含量的增加,原有的应用于低含水原油的流变性理论和计算已经不能满足高含水原油流变特性的计算。应用M5500高温高压流变仪,研究了油田某区块典型井口掺水原油黏度与温度、剪切速率与含水率之间的关系。拟合了黏度与含水率、温度和剪切速率的综合关系,拟合公式计算的黏度值与实际测量值相差不大,准确性较高,为高含水原油集输工艺设计提供了计算依据。     

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     

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。     

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%。     

高含水原油物性及流动规律研究

为了得到油田现场中高含水后期原油水两相流动规律,选取长庆某典型高含水原油,测量其基本物性及反相点,改进了适合易乳化原油的反相预测模型,对比了不同温度下表观黏度反相前后的差异。结合油水两相管流环道实验,得到了不同含水率下压降与流量的关系,分析了压降预测结果和实验结果的误差。结果表明,该原油在低于凝点(26.0℃)且水为连续相时表现出较强的剪切稀释性,高于凝点时,反相前温度对体系黏度的影响起主导作用,而在反相后温度对体系黏度的影响不大。改进反相预测模型能较好地预测高含水原油的反相点。反相前,压降随着含水率的升高而增大,反相后压降出现骤降。高含水原油的基本物性与流动规律的研究为油田的安全高效生产提供了一定的理论指导。     

大庆西部斜坡稠油地层流动性影响因素实验研究

针对大庆西部斜坡稠油在开采过程中与地层水和注入水乳化生成高黏的油包水型乳状液降低地层流动性的问题,通过流变性实验和岩心流动实验,研究了乳化、温度及地层渗透率对稠油黏度和地层流动性的影响规律,明确了原油在地层中流动困难的原因及改善流动性的技术方向。结果表明：含水乳化和温度是影响其黏度的主要因素,温度由30℃上升至120℃,脱水稠油黏度降低了95.5%;当含水率低于70%时,原油与水形成油包水型乳状液,含水率越大黏度越大,含水率为70%的稠油的黏度是脱水黏度的30倍左右;地层渗透率、温度及含水乳化对原油地层流动性具有显著的影响,地层渗透率越低、温度越低、含水乳化越严重,原油流动性越差,不同温度和含水率下的采油指数相差可达10倍以上。因此,促使含水稠油乳状液转相是油田降黏增产的有效途径。研究成果对同类油藏开发具有重要的指导意义。      

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。     

W/O型含蜡原油乳状液胶凝体系的屈服特性

在恒定剪切应力和剪切应力线性增加2种加载模式下,研究了油包水（W/O）型含蜡原油乳状液胶凝体系在凝点温度附近的屈服行为。以原油乳状液胶凝体系的屈服应变、屈服剪切速率为特征量,分析了剪切应力加载条件、加载量和胶凝体系含水率对含蜡原油乳状液胶凝体系屈服特性的影响规律。引用屈服应变比例系数的概念,分析了不同恒温静置时间后含蜡原油乳状液胶凝体系结构恢复程度及其影响因素。研究发现：屈服应变可作为W/O型含蜡原油乳状液胶凝体系屈服的判据;增大原油乳状液胶凝体系含水体积分数,屈服应变增大,屈服剪切速率减小,体系恢复度增加。增大剪切应力加载量或剪切应力增加速率,原油乳状液胶凝体系屈服剪切速率增大,该体系的结构恢复程度变差。     

基于能量及原油物性定量分析的油-水混合液黏度预测模型

高含水油-水混合液往往不能形成稳定的乳状液,而是原油将其中一部分水乳化,形成了油包水(W/O)乳状液液滴和游离水的掺混体系.传统的乳状液黏度模型并不适用于这种非稳定乳化的油-水混合体系.采用搅拌测黏法测定并研究了搅拌转速、含水率及温度对油-水混合液表观黏度的影响.结果表明:油-水混合液的表观黏度随着搅拌速率的增大、含水...     

新疆油田原油黏度特性对集输工艺的影响

应用高温高压落球黏度计对新疆油田原油及其含水油样在不同温度、压力下进行黏度测定,得到新疆油田原油黏度—温度曲线、黏度—压力曲线以及原油黏度与含水率关系。研究结果表明,原油黏度随温度增加而大幅度下降,随压力升高呈现类似线性趋势增加,在高温时,压力对原油黏度影响小;原油黏度随含水率增加呈先增后降低趋势,在某一含水率时存在极大值。将实验结果应用于原油集输过程,低含水期原油集输采用添加高温处理水工艺;中高含水期集输,可以对油田集输工艺进行改造,拆除加热工艺和掺高温处理水工艺,采用不加热原油集输技术。     

季铵盐阳离子聚合物防膨剂对 W/O乳状液稳定性的影响

为揭示季铵盐阳离子聚合物防膨剂对热采稠油乳状液稳定性的影响规律,根据南堡35-2油田热采现场采出液特征,采用高温高压可视相态釜模拟配制油包水乳状液,研究了季铵盐阳离子聚合物防膨剂对油水界面张力、界面剪切黏度及乳状液表观黏度和破乳脱水率的影响。结果表明,随着防膨剂浓度的增大,油水间的界面张力降低,界面剪切黏度增大;防膨剂浓度一定时,随着剪切速率的增大,界面剪切黏度增大并最终趋于稳定。温度对乳状液体系的性能影响较大:防膨剂在55℃时几乎对原油的乳化不产生影响,防膨剂溶液与原油形成的乳状液不稳定;在乳化温度为100℃和150℃下形成的乳状液稳定性高,且其表观黏度随防膨剂浓度的增大而增大;防膨剂浓度一定时,随着乳化温度升高,乳状液的表观黏度明显增大,脱水率降低,150℃时含0.5%~10%防膨剂乳状液的脱水率均为0,稳定性良好。季铵盐阳离子聚合物防膨剂能降低油水间的界面能,提高界面膜强度,增加W/O型乳状液的稳定性。     

碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱采油井高黏稳定乳状液成因探讨

为揭示碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱采油井高黏度乳状液的成因,分析了室内物理模拟驱油及矿场采出液中油相黏度特点,考察了外力作用、化学剂浓度和类型、含水率和原油组分对乳状液稳定性及黏度的影响规律,探讨了相关作用机理。结果表明,在适宜的含水率(低于50%)条件下,含有极低浓度化学剂的采出水与原油通过强烈的外力作用(均化器转速超过6000 r/min),可形成高黏度稳定乳状液,原油中的沥青质是形成高黏度乳状液的关键物质。在模拟地层水中外加浓度较低的化学剂(重烷基苯磺酸盐、碱或部分水解聚丙烯酰胺)时,无论哪种类型的化学剂体系与原油在含水50%、均化器转速11000 r/min下形成的乳状液放置90 d后仍不分相,黏度均超过100 m Pa·s;当模拟地层水中外加化学剂浓度较高时,高黏度稳定乳状液不易形成,乳状液放置7 d后,析水率均大于85%,黏度均低于100 m Pa·s,外加的重烷基苯磺酸盐和部分水解聚丙烯酰胺等主要起破乳剂的作用。     

聚表二元驱采出液流变性研究

用长庆油田北三区原油、油田采出水、聚丙烯酰胺、甜菜碱表面活性剂配制了聚表二元驱采出液。采出液含水率为10%~90%,高浓度采出液含1000 mg/L聚合物、1667 mg/L表面活性剂,低浓度采出液含400 mg/L聚合物、600 mg/L表面活性剂。考察了含水率、聚合物浓度、表面活性剂浓度、剪切速率、温度等因素对聚表二元驱采出液流变性的影响。结果表明,10%~20%含水率高浓度采出液的乳状液类型为W/O型、25%以上含水率的采出液为O/W型,转相点在含水率20%~25%之间,而低浓度采出液的转相点在含水率25%~30%之间。温度升高,采出液黏度降低。当含水率较低时,随着聚合物表面活性剂浓度的降低,相同温度下的采出液（W/O型）黏度保持不变;当含水率较高时,随着含水率的增大和聚合物表面活性剂浓度的降低,相同温度下的采出液（O/W型）黏度逐渐降低。无论采出液为W/O型或O/W型,温度在反常点以下时,随着剪切速率的增大,采出液黏度降低,表现出剪切稀释性。     

特超稠油黏度与温度、含水率关系的研究

以室内实验为依据。讨论了含水原油的转相问题及温度、含水率对含水原油黏度的影响。河南油田特超稠油的黏度随着温度的升高呈指数式减小．黏度一温度曲线拐点在50℃左右。特超稠油转相点的含水率约为50％,在转相点以前,黏度随含水率的升高而增大;在转相点处,黏度达到最大值;在转相点后,黏度随含水率的升高而减小。因此,可通过升高储层温度降低原油的黏度,同时应避免含水率接近转相点的情况发生。