3 結果分析

3.1 持水率對流動型態的影響

根據實際井筒乳化降黏開采過程中,向原油中加入乳化降黏劑后,油水界面張力一般小于1mN/m,這樣有利于水包油乳狀液的形成,達到降黏減阻的目的。為考察油水界面張力小于1mN/m時的重油油水兩相流動規律,配置質量分數為0.5%的曲拉通-100表面活性劑水溶液,使油水界面張力為0.752mN/m,固定流速0.03m/s,控制持水率為10%~80%,常溫常壓下,觀察加入表面活性劑對不同持水率油水兩相在垂直管道中流動型態的影響, 并與不加表面活性劑的油水兩相流動特征進行對比,結果見圖3、4。

圖3 加表面活性劑流速為0.03m/s不同持水率下油水兩相流動型態

圖4 不加表面活性劑速度為0.03m/s時油水兩相流動型態

從圖3、4看出,環烷油在可視釜中表現為淡黃色,亞甲基藍染色的水呈深藍色,水與環烷油主流從注入點(底部)流入,可視釜(頂部)流出。當持水率從10%逐漸增加到80%的過程中,主要觀察到8種流動型態,分別為油包水分散流(DW/O)、油包水泡狀流(BW/O)、油包水彈狀流( SW/O)、油包水蠕狀流(CEW/O)、環狀流(AF)、擾動流(Churn)、水包油泡狀流(BO/W)和水包油分散流(DO/W)。其中加入表面活性劑后的擾動流(Churn Flow) (圖3)與常規油水兩相流動的擾動流 (圖4)相差較大,表現為水相穿過油相呈帶狀分布并在延伸方向上波動的剪切流型。

出現該流型的原因是在油水界面張力非常小的情況下,局部持水率急劇增多使水相紊流程度加劇,環狀流無法繼續維持而發生徑向波動,導致流動型態呈卷曲條帶狀。加入表面活性劑溶液后, 油水界面張力急劇降低,水相易與油相形成水膜,表面活性劑水溶液與油相形成泡沫狀,各個流動型態也不再是傳統油水兩相流動型態,表現為兩種或兩種以上流動型態并存,如持水率10%時表現為油包水泡狀流和分散流并存,但以泡狀流為主;持水率30%時,油包水彈狀流和泡狀流并存,彈狀流為主; 持水率40%時,油包水蠕狀流、彈狀流、泡狀流并存,蠕狀流為主。

持水率增大到60%時,水相受油相徑向阻力增大,由于加入表面活性劑水溶液與油相界面張力降低,水相無法繼續保持環狀流,在油相中形成擾動流。繼續增大入口持水率至70%時,相反轉發生,油為連續相的流動轉變為以水為連續相的流動,出現水包油泡狀流和水包油分散流。當入口持水率大于30%運行一段時間后,整個體系微藍且透光性變差,說明形成了水包油型乳狀液。而不加表面活性劑的情況下,主要以單一流態為主,環狀流并未出現,且當持水率增大至80%時,仍然為油包水流動,相轉換未發生,這與不加表活劑差別較大,說明加入表活劑后油水界面張力降低,使油水界面更易被拉長變形,且油水界面更易破碎,有利于油水相轉換的發生。

3.2 流速對加劑后油水兩相流動型態的影響

實際生產過程中會出現油井產量忽高忽低,地層周期性出水的現象,持水率大小影響油水兩相流動型態與乳狀液形成過程,流速大小影響油水混合物在垂直井筒中流動摩阻與O/W乳狀液形成快慢,對于重油而言,持水率越大、流速越快,原油與水更易形成水包油乳狀液,能更快起到減阻效果。因此,研究不同流速下,不同含水范圍加入降黏劑后油水兩相垂直管流流態特征對實際降黏生產指導具有重要意義。

在常溫常壓下,配置質量分數為0.5%的曲拉通-100表面活性劑水溶液, 改變持水率10%~70%,考察流速分別為0.03、0.06、0.09、0.15m/s時油水兩相流動型態特征：

流速為0.06m/s,持水率為20%~70%時,出現了泡狀流、彈狀流、環狀流、擾動流;流速為0.09m/s,持水率為20%、30%時為泡狀流,持水率為40%時為彈狀流,持水率為50%時為環狀流,大于60%為擾動流;流速為0.15m/s,持水率20%~30%為泡狀流,持水率大于40%為擾動流。說明流速越高,持水率越大,越易形成擾動流,擾動流下,長條環狀水流被打破分散,使水相與油相混合程度更高,更易形成水包油乳狀液,使原油黏度降低。因此在高產量超稠油降黏開采過程中可適當下調摻入綜合持水率,實現低成本降黏開采。

根據加入表面活性劑后不同流速、不同持水率下油水兩相垂直管流流態特征實驗結果,建立常溫常壓加劑后形成乳狀液之前油水兩相流動型態。

混合流速越低,越容易出現彈狀流、蠕狀流等大粒徑水泡流,隨流速增加,彈狀流與蠕狀流范圍逐漸變窄甚至消失,泡狀流、環狀流和擾動流等分散度更高的流動型態所占比例逐漸增加。由于界面張力的極大降低,且水相密度低于油相,油相對水相的浮力作用使水相的表觀速度大于油相的表觀速度,油水界面處存在相對速度差,因此在低界面張力下水相更易被拉長,形成長條狀的彈狀流、蠕狀流以及環狀流。油水混合速度越大,水相更易在油相中分散,形成細小泡狀流和擾動流,油包水流動更易轉變為水包油流動。