胡广杰

(中国石化油田勘探开发事业部,北京 100728)

新疆塔河油田埋深大于5 km,油藏温度大于125 ℃,在油藏条件下原油具有较好的流动性。稠油在井筒举升过程中,随着温度降低,稠油黏度不断增大,举升到约3 km压降损失迅速增大,稠油失去流动性,造成稠油举升困难。注天然气降黏开采工艺存在机制认识不清、注采参数敏感性分析困难等问题。对于油气两相垂直管流研究,采用的油相大多为黏度较低的白油(黏度μ约为4.4 mPa·s)、煤油或轻质原油(μ≤500 mPa·s),形成的油气两相流的分类、流型图、管内压降的分布规律等建立在物性简单、黏度较低的油相基础上[1-2],而μ>5 000 mPa·s的稠油气井筒流动规律研究甚少。Schmidt 和Giesbrecht等[3]以聚乙烯吡咯烷酮水溶液为液相(μ=900～7 000 mPa·s),氮气作为气相,在内径为54.5 mm的垂直管道中,通过C射线密度测量法研究黏性气液两相流的孔隙率和流动型态,认为相同孔隙率下,液相黏度是气液两相流型不同的直接原因。Fukano等[4]采用μ=7 mPa·s的甘油水溶液和空气,在内径为26 mm的垂直管道中测量环状流的液膜厚度。McNeil等[5]测量了黏度超过5.5 mPa·s的甘油水溶液与空气的环状流流动特征,得出在该流动型态下的预测模型。有关油气两相垂直管流实验研究所采用的实验装置,研究人员主要采用的是玻璃或丙烯酸树脂材质的透明垂直管道,实验条件为常温差压,与实际井筒中高温高压环境相差较大[5-7]。Hanafizadeh等[8]在一个垂直透明玻璃管道中,通过空气-水两相流动实验研究流动型态对气举泵的影响,在实验中观察到3种主要流动型态并对其命名,分别为段塞流、扰动流和环状流。金宁德等[9-11]在内径为18.0 mm丙烯酸树脂垂直管中对油气两相上升流流动工况的电导波动信号进行分形及混沌时间序列分析,表明分形维数及混沌吸引子相关维数对油气两相流流型变化具有敏感的“指示器”特性。笔者采用高温高压井筒流动规律模拟装置,研究高温高压条件下温度、压力和气油比对油气两相垂直管流流动型态的影响规律,建立不同温度、压力和气油比条件下油气两相流动型态图版。

1 仪器及材料

仪器:高温高压流变仪,Haake Mars Ⅲ型;高温高压井筒模拟装置[12-13],自制。

材料:环烷油,塔河稠油,天然气。塔河稠油和透明环烷油的黏温关系见图1。

图1 透明环烷油和塔河稠油黏度随温度变化Fig.1 Viscosity of transparent naphthenic oil and Tahe heavy oil vary with temperature

2 实验方法

2.1 油气两相流动特征

在高温高压井筒模拟装置中[10],选用井筒模拟装置中的自喷井模块,设置分步降温降压程序,使系统温度和压力根据运行距离=运行速度×运行时间,设置初始温度为140 ℃,初始压力为60 MPa,每运行100 m降低压力0.91 MPa、降低温度2.1℃。在环烷油或原油循环运行过程中,利用恒速恒压泵和加药管线,将气体以一定温度和压力加入循环管道中,逐步降温降压,模拟实际生产的井筒流动环境,通过高温高压可视釜(耐压40 MPa,耐温180 ℃)观察在不同气油比、不同温度以及压力下,油气两相垂直管流流态特征。运用电阻探针测量管道中流体的电阻率,通过电阻率的频谱变化曲线分析油气垂直管流流态特征。在测量流动型态的同时,通过安装在垂直管道部分的压差传感器测量油气混合物的流动压降。

2.2 原油黏度测量

参照石油行业标准《稠油降凝剂效果评定方法》(SY/T 5887—93)和《稠油黏度测定旋转黏度计平衡法》(SY/T 0520—93)测定稠油的黏度,测定温度为50～90 ℃,所用稠油采自塔河油田。

3 结果分析

3.1 稠油井筒举升流动型态

3.1.1 常温常压油气两相流动特征

通过实验已识别并定义如图2所示的6种油气两相流型。

图2 垂直管道中气-液两相流动型态Fig.2 Gas-liquid two-phase flow pattern in vertical pipe

从图2看出,在垂直上升管道中气-液两相流动型态主要分为5种类型:①气相的细小气泡在液相中的分散流;②气相的大气泡在液相中的泡状流;③气相在液相中的间歇式流动,分为段塞流和蠕状流;④气相在液相中紊乱流动,并与液相混合式上升,故命名为扰动流;⑤气相形成中心,液相形成外环的环状流。

3.1.2 高温高压油气两相流动型态

(1)温度对油气两相流动特征的影响。在一定气油比下,固定压力5 MPa,考察不同温度下透明环烷油气两相流动型态的变化,结果见图3。

图3 不同温度下流动型态Fig.3 Flow patterns at different temperatures

从图3可以观察到4种流动型态,垂直管道中油气两相流动型态分别为气在油中的泡状流、弹状流、蠕状流、段塞流,在30 ℃时,油气两相流动型态都为泡状流,在60 ℃时,油气两相流动型态只有在气油比很小的情况下才为泡状流,在90 ℃时,油气两相流动型态都为弹状流,130 ℃时,油气两相流动型态表现为弹状流、蠕状流、段塞流,在相同气油比条件下,当温度从30 ℃升高到130 ℃的过程中,随着温度升高,气相等效粒径变大且扰动程度加剧,这是由于温度升高,气体体积膨胀,且气体受热紊动程度加剧。

(2)压力对油水两相流动特征的影响。分别固定气油比为10∶1,50∶1和130∶1,改变压力1～25 MPa、固定温度90 ℃,研究压力对透明环烷油气两相流动型态的影响,结果见图4。

图4 不同压力下流动型态Fig.4 Flow patterns under different pressures

从图4观察到5种流动型态,垂直管道中油气两相流动型态分别为气在油中的蠕状流、弹状流、泡状流、分散流、单相流。在低压下,油气两相流动型态表现为蠕状流、弹状流,在10 MPa时,油气两相流动型态表现为分散流、泡状流,在15 MPa时,油气两相流动型态表现为单相流、泡状流,在20 MPa时,油气两相流动型态都表现为单相流。从压力对油气两相流动型态的影响可以看出,压力越大,大气泡越易在油相中压缩为小气泡,相同气油比下,流动型态易从蠕状流、弹状流向泡状流转变。随压力增加,气泡等效粒径变小,这是由于随着压力的增加,气泡受压缩体积变小,并且气泡在油中的溶解性增加,大于泡点压力后气相完全溶解在油相中,形成单相流。

(3)气油比对油气两相流动特征的影响。固定压力5 MPa,改变气油比,分别研究温度为30、60、90、和130 ℃时气油比对透明环烷油气两相流动型态的影响,结果见图5。

从图5观察到4种流动型态,垂直管道中油气两相流动型态分别为气在油中的泡状流、弹状流、蠕状流、段塞流。在气油比为10∶1时,油气两相流动型态表现为泡状流、弹状流,在气油比为50∶1时,油气两相流动型态表现为泡状流、弹状流、蠕状流,在气油比为130∶1时,油气两相流动型态表现为泡状流、弹状流、段塞流。从气油比对油水两相流动型态的影响可以看出,气油比越大,小气泡越易在油相中聚集为大气泡,在相同温度下,流动型态从泡状流、弹状流向蠕状流、段塞流转变,这是由于气体增加使气体聚集度增大,从而气泡等效粒径增加。

图5 不同气油比下油气两相流型Fig.5 Gas-oil two-phase flow pattern with different gas-oil ratios

3.2 基于电阻探针的气液两相流动型态识别

塔河原油气两相泡状流(气油比10∶1)、弹状流(气油比30∶1)、蠕状流(气油比50∶1)和段塞流(气油比70∶1)的流动型态见图6。

图6 油气两相流流动型态Fig.6 Resistance probe signal spectrum for oil and gas two-phase flow

由图6(a)看出,气泡分散在油连续相中,气体的电阻值远大于油的电阻值,在高位波动,每一个高位波动信号代表有一个气泡穿过电阻探针。

由图6(b)看出,气泡粒径增大,空泡率增加,电阻值在高位波动的时间增加,每一个高位波动信号具有更宽的时域。

由图6(c)看出,气泡粒径继续增大,气泡一侧贴近管壁,电阻值呈半周期式波动,每一次高位波动信号代表有气泡穿过探针。

由图6(d)看出,气泡粒径与管径相同,气泡两侧均贴近管壁,与原油一同间歇式流动,电阻值呈周期式波动,高电位代表连读的气段塞,低电位代表连续的油段塞。

通过电阻探针对不同流动型态识别可以克服可视窗口不耐高压、无法观察原油与水流动型态的缺点,为稠油与天然气在高温高压下流动型态特征识别与相关规律研究奠定基础。

3.3 油气两相流动型态特征图版

根据对透明环烷油和塔河原油的油气两相流动特征研究结果,建立塔河原油气两相流动型态特征图版,结果见图7。从图7看出,相同气油比下,随温度升高,小气泡的单相流、泡状流、弹状流范围逐渐变窄,而大气泡的段塞流、环状流和雾状流范围逐渐变宽;压力对油气两相流动型态的影响规律与温度相反。通过不同温度、压力和注气比下的流动型态图版,为稠油注气开采优化设计提供理论依据。

图7 油气两相流动型态分布Fig.7 Oil and gas flow pattern distribution

3.4 稠油注天然气降低举升压降机制

根据以上油气两相流动型态观测结果,可分析稠油注天然气降低举升压降机制如下。

(1)溶解降黏降摩阻。在高压条件下,油气两相更易形成单相流,这是由于天然气在高压条件下更易溶解在原油中,天然气与稠油混合后,由于天然气分子与原油中烃类结构相似,溶解的天然气插入稠油分子之间,增加了稠油分子间的距离,混合液黏度、密度降低,使稠油分子发生碰撞摩擦几率降低,降低原油黏度,从而降低举升摩阻。如图8所示,随着原油中溶入甲烷气体体积的增加,原油举升摩阻呈非线性降低趋势。

(2)降低密度降总压降。注天然气后,气液总压降降低,游离的天然气主要起举升降黏作用,油气两相形成不同的流态,不同流态下举升压降由小到大排序为:泡状流<弹状流<蠕状流<段塞流<环状流(图9)。泡状流时油气混合流体举升压降降低效果最好,有利于生产,这是由于泡状流下:①气体能更加均匀的分散在原油中,能够均匀降低原油整体密度,而段塞流和环状流等流型为油气分离流动,气体经过原油窜逸至井口,并没有实际降低原油密度[14];②气泡粒径越小,原油与管壁之间的横向受力越小,摩阻损失越小,并且由于纵向速度远高于横向速度,气体对原油向上的携带作用强。若气泡粒径越大,如段塞流或环状流,会增加原油向管壁的横向流动,从而增加原油与管壁的摩擦阻力;③泡状流下,气泡粒径越小,相同体积气体与原油接触面积越大,更有利于气体溶解在原油中,降低原油黏度和举升摩阻。段塞流和环状流时,大部分气体逃逸,对稠油举升效率低。

图8 不同溶解气油比下塔河原油的举升摩阻Fig.8 Lifting friction of Tahe crude oil with different dissolved gas-oil ratios

塔河稠油井筒举升过程中随着温度的降低稠油黏度逐渐增加,在井下深度约3 km失去流动性,在天然气溶解降黏和掺稀降黏的基础上,维持油气从掺入点至井口处始终为泡状流和最大溶解量双重效果提升原油举升能力。加注天然气深度应在稠油失去流动性之前的位置,通常在3～5 km。从图7可知,在压力为10 MPa以内,游离气油比低于25∶1,始终为泡状流,因此建议加注天然气气油比低于井口极限溶解气油比+25。图10为所用塔河稠油样品在不同井深位置处的极限溶解气油比,在实际生产过程中应控制合理的气油比和工作制度,尽可能使流型在注气点上部分布在泡状流状态,使总的压降损失梯度降低,更有利于生产。

图9 气油比对油气混合物举升压降的影响Fig.9 Influence of gas-oil ratio on pressure drop of oil and gas mixture

图10 稠油加注天然气溶解度与井深的关系Fig.10 Relationship between gas solubility of heavy oil and well depth

4 结 论

(1)油气两相流动型态分为单相流、泡状流、弹状流、蠕状流、段塞流。

(2)建立油气两相流动型态特征图版,在温度、压力和气油比已知情况下,可根据流型图确定流态。

(3)稠油注天然气降低总举升压降的机制为溶解降黏降摩阻、降低密度降总压降。高压下,天然气更易溶解在稠油中,混合液黏度降低,从而降低举升摩阻。游离的天然气主要起降低密度作用,不同油气两相流型下举升压降损失由小到大排序为:泡状流<弹状流<蠕状流<段塞流<环状流。在实际生产过程中应控制合理的气油比和工作制度,尽可能使流型分布在泡状流状态。