3 结果分析

3.1 持水率对流动型态的影响

根据实际井筒乳化降黏开采过程中,向原油中加入乳化降黏剂后,油水界面张力一般小于1mN/m,这样有利于水包油乳状液的形成,达到降黏减阻的目的。为考察油水界面张力小于1mN/m时的重油油水两相流动规律,配置质量分数为0.5%的曲拉通-100表面活性剂水溶液,使油水界面张力为0.752mN/m,固定流速0.03m/s,控制持水率为10%~80%,常温常压下,观察加入表面活性剂对不同持水率油水两相在垂直管道中流动型态的影响, 并与不加表面活性剂的油水两相流动特征进行对比,结果见图3、4。

图3 加表面活性剂流速为0.03m/s不同持水率下油水两相流动型态

图4 不加表面活性剂速度为0.03m/s时油水两相流动型态

从图3、4看出,环烷油在可视釜中表现为淡黄色,亚甲基蓝染色的水呈深蓝色,水与环烷油主流从注入点(底部)流入,可视釜(顶部)流出。当持水率从10%逐渐增加到80%的过程中,主要观察到8种流动型态,分别为油包水分散流(DW/O)、油包水泡状流(BW/O)、油包水弹状流( SW/O)、油包水蠕状流(CEW/O)、环状流(AF)、扰动流(Churn)、水包油泡状流(BO/W)和水包油分散流(DO/W)。其中加入表面活性剂后的扰动流(Churn Flow) (图3)与常规油水两相流动的扰动流 (图4)相差较大,表现为水相穿过油相呈带状分布并在延伸方向上波动的剪切流型。

出现该流型的原因是在油水界面张力非常小的情况下,局部持水率急剧增多使水相紊流程度加剧,环状流无法继续维持而发生径向波动,导致流动型态呈卷曲条带状。加入表面活性剂溶液后, 油水界面张力急剧降低,水相易与油相形成水膜,表面活性剂水溶液与油相形成泡沫状,各个流动型态也不再是传统油水两相流动型态,表现为两种或两种以上流动型态并存,如持水率10%时表现为油包水泡状流和分散流并存,但以泡状流为主;持水率30%时,油包水弹状流和泡状流并存,弹状流为主; 持水率40%时,油包水蠕状流、弹状流、泡状流并存,蠕状流为主。

持水率增大到60%时,水相受油相径向阻力增大,由于加入表面活性剂水溶液与油相界面张力降低,水相无法继续保持环状流,在油相中形成扰动流。继续增大入口持水率至70%时,相反转发生,油为连续相的流动转变为以水为连续相的流动,出现水包油泡状流和水包油分散流。当入口持水率大于30%运行一段时间后,整个体系微蓝且透光性变差,说明形成了水包油型乳状液。而不加表面活性剂的情况下,主要以单一流态为主,环状流并未出现,且当持水率增大至80%时,仍然为油包水流动,相转换未发生,这与不加表活剂差别较大,说明加入表活剂后油水界面张力降低,使油水界面更易被拉长变形,且油水界面更易破碎,有利于油水相转换的发生。

3.2 流速对加剂后油水两相流动型态的影响

实际生产过程中会出现油井产量忽高忽低,地层周期性出水的现象,持水率大小影响油水两相流动型态与乳状液形成过程,流速大小影响油水混合物在垂直井筒中流动摩阻与O/W乳状液形成快慢,对于重油而言,持水率越大、流速越快,原油与水更易形成水包油乳状液,能更快起到减阻效果。因此,研究不同流速下,不同含水范围加入降黏剂后油水两相垂直管流流态特征对实际降黏生产指导具有重要意义。

在常温常压下,配置质量分数为0.5%的曲拉通-100表面活性剂水溶液, 改变持水率10%~70%,考察流速分别为0.03、0.06、0.09、0.15m/s时油水两相流动型态特征：

流速为0.06m/s,持水率为20%~70%时,出现了泡状流、弹状流、环状流、扰动流;流速为0.09m/s,持水率为20%、30%时为泡状流,持水率为40%时为弹状流,持水率为50%时为环状流,大于60%为扰动流;流速为0.15m/s,持水率20%~30%为泡状流,持水率大于40%为扰动流。说明流速越高,持水率越大,越易形成扰动流,扰动流下,长条环状水流被打破分散,使水相与油相混合程度更高,更易形成水包油乳状液,使原油黏度降低。因此在高产量超稠油降黏开采过程中可适当下调掺入综合持水率,实现低成本降黏开采。

根据加入表面活性剂后不同流速、不同持水率下油水两相垂直管流流态特征实验结果,建立常温常压加剂后形成乳状液之前油水两相流动型态。

混合流速越低,越容易出现弹状流、蠕状流等大粒径水泡流,随流速增加,弹状流与蠕状流范围逐渐变窄甚至消失,泡状流、环状流和扰动流等分散度更高的流动型态所占比例逐渐增加。由于界面张力的极大降低,且水相密度低于油相,油相对水相的浮力作用使水相的表观速度大于油相的表观速度,油水界面处存在相对速度差,因此在低界面张力下水相更易被拉长,形成长条状的弹状流、蠕状流以及环状流。油水混合速度越大,水相更易在油相中分散,形成细小泡状流和扰动流,油包水流动更易转变为水包油流动。