高温高压流变仪在高含水原油流变性研究中的应用.docxVIP

高温高压流变仪在高含水原油流变性研究中的应用 随着油田开发的深入，我国大部分油田都进入了多年的连续开采，其中以油田为主的油田开采含量超过80%。同时,为了降低输送介质的黏度,在稠油集输过程中,常采用掺水和掺稀。随着原油中水相含量的增加,应用原有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,因此需针对高含水原油的流变特性进行重新研究以满足工程需要。目前国内对高含水原油流变特性进行的分析仅得出其表观黏度与原油温度、含水率的关系,而没有得出与温度、含水率和剪切速率的综合关系。在原油集输过程中,如水头损失的计算需要用到原油黏度,因此必须研究高含水原油的黏温综合关系式。 利用M5500高温高压流变仪,研究了南阳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,并拟合了黏度与含水率、温度和剪切速率的综合关系式。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。 1 试验部分 1.1 基础油样的制备 根据各井口含水率情况,配制不同含水率的油样。用天平称取适量井口原油油样到磨口瓶中,根据所需配制的含水率,称取适量水掺入原油中,并将配制的油样搅拌均匀,作为测试的基础油样。各井口不同含水率所称油样重量及所需掺水量见表1。 1.2 流变性试验技术参数 试验中采用的流变仪是美国M5500高温高压流变仪,用于测量小容量试样,通过模拟工艺条件测试其流变性。主要的技术参数为:①温度范围-20～500℉;②剪切速率0.00004～1870s-1;③分辨率0.01%;④频率50Hz或60Hz。 2 粘度与含水量、温度和切割速度之间的关系 2.1 含水率对c井水黏度的影响 根据试验数据,分别得到了A井、B井和C井在剪切速率为60s-1时,不同温度下表观黏度与含水率之间的关系,如图1所示。 由图1可知,A井和B井在各种温度条件下,黏度随含水率的变化均有一个明显的转折点,称其为转相点。当含水率小于转相点时,间隔较大的分散相(水)液滴的相互作用要通过连续相(油)表现,随着含水率的不断增加,分散相液滴不断增多,两相间的表面也增大,液滴之间将发生相互碰撞和滑动,由于液滴之间运动的增强以及相间表面能的影响,原油黏度迅速上升。当含水率上升达到临界值时,原油黏度达到最大,并开始发生转相。随着含水率的继续增大,当其超过转相点后,分散相(水)开始变为连续相,而连续相(油)开始变为分散相,形成水包油型含水原油,从而使得原油的黏度迅速下降。同时,黏度与含水率的关系曲线要受到温度的影响,随着温度的升高,转相点的黏度急剧降低,但由于连续相(水)的黏度受温度的影响较小,温度对转相后原油黏度的影响也越来越小。一般来说,原油组分不同,其转相点也不相同。C井的井口油样由于含水率达到68.8%,已经过了转相点,因此随着含水率的增加,黏度呈下降的趋势。 当各井在其余剪切速率(40、50、70、80、90、100s-1)时,不同温度下黏度与含水率的关系与图1相似,即A井在含水率40%,B井在60%时有一个明显的转折点,C井没有明显转折点。 2.2 剪切速率对表观黏度的影响 温度是影响黏度的一个重要因素,图2～6给出了A井不同含水率和剪切速率下,黏度随温度的变化曲线。由图2～6可知,黏度在很大程度上取决于温度,在低温下,表观黏度比在高温下大,这是由于低温条件下蜡晶的增多和聚集,因此在35～45℃下进行升温降黏,可减小管道阻力,从而实现经济集输。 黏度不仅与温度有关,还受到剪切速率的影响。由图2～6可知,在35～45℃,表观黏度随着剪切速率的增大而减小,呈现出剪切稀释的特点,且剪切速率越小,曲线越陡。因为含水原油的分散相液滴在剪切速率较低时,会通过相互作用形成絮凝体,从而体系表现出高的黏度;剪切速率的增加,破坏了絮凝体的尺寸,使其不断减小直至完全破碎,因此体系的表观黏度也随之变小,最终剪切速率将不再对黏度产生影响,即此时含水原油呈现出牛顿流体的流变特点。35℃时剪切速率对表观黏度有较大的影响,随着温度的升高,其对表观黏度的影响逐渐减小,当温度达到45℃后,各剪切速率下的黏温曲线逐渐重叠,此时,黏度将不再受剪切速率的影响,这是因为在低温条件下,蜡晶析出并不断聚集,同时较慢的布朗运动也有助于絮凝体的形成,从而使得含水原油黏度大;但随着温度的升高,布朗运动加剧,絮凝体破碎,粒子间引力减小,蜡晶溶解,含水原油黏度降低,即含水原油的流变性越来越接近牛顿流体。 3 高含水原油粘度综合序 3.1 b确定回归模型 将黏度与含水率、温度和剪切速率的数据进行综合分析回归以更好地研究它们之间的关系。利用软件首先通过多元线性回归确定参数初始值,选择线性回归方程为: μ=a+bfw+ct+dγ 然后借助通用线性模型(方差分析)确定二次项,即在原有的线性