system: [SYSTEM]

user: 2. 水力切割法开采原油机理及实验研究 2.1. 高粘、高凝原油特性 资料显示，高粘、高凝原油属于非牛顿流体，因而在其粘温特性方面存在着特殊性 [ 12 ] [ 13 ]。高粘、高凝原油主要特点体现在以下三个方面：一是粘度大、密度大、流动性差；普通原油的粘度通常小于500 mPa/s，而普通稠油的粘度约在500~1500 mPa/s之间，高粘、高凝原油的粘度通常在10，000~20，000 mPa/s的范围内，从这里可以看出其粘度之高。并且高粘、高凝原油的密度通常都在0.95 g/cm 3 左右，与水的密度非常接近。二是粘度对温度敏感：图1是高粘、高凝原油普遍的粘温特性曲线，从图1中可以看出，当高粘、高凝原油的温度在凝固点以下时(图中原油的凝固点约为48℃)，其粘度大幅度上升，而当原油温度在凝固点之上时，原油呈现出低粘度的特性。高粘、高凝原油的第三个特点是原油中的轻烃组分少，沥青质、胶质成分多：其平均含量在20%~30%之间 [ 14 ]。 图1. 高粘高凝原油粘温曲线 从上述高粘、高凝原油的特性分析，这些特性无疑为水力切割法管输奠定了良好的基础。 2.2. 高粘、高凝原油水力切割实验 2.2.1. 实验装置及实验样品筛选 图2. 水力切割法试验流程图 图2是高粘、高凝原油水力切割实验的装置流程示意图，该实验装置主要由高压水泵、蓄能器、喷嘴、油水混合物罐、原油增压泵等部分组成。各部分的主要作用是：高压水泵的主要作用是为水力切割提供具有一定压力的动力源，能够根据水力切割的不同压力需求将水加压到实验要求的水压；蓄能器的主要作用是平稳高压水泵工作时形成的水压脉动，由于高压水泵通常为柱塞泵，因此从高压水泵输出端输出的水压通常呈周期性波动，这个波动将会使实验数据变得不稳定，为了消除由于水压波动给实验带来的不必要影响，在试验流程中增加了蓄能器。蓄能器的另外一个作用就是能存储一定的压力，在体积变化不大的情况下保持压力的稳定，这也为准确的获得实验数据提供了条件；油水混合罐是实验的关键设备，在这里，高压水通过喷嘴将处于凝固点附近的高粘、高凝原油切打碎，形成原油碎块与水的混合物，然后通过另外一个端口将油水混合物输送到高压输油泵的吸入口内，由管输高压泵完成对油水混合物的加压输送；原油增压泵的主要作用是将高粘、高凝原油输送至油水混合罐内，在高压水喷嘴处完成破碎。由于高粘、高凝原油在凝固点附近时粘度很高，因而在本次试验中采用螺杆泵作为输送设备。螺杆泵输送高粘、高凝原油的优点是，通过螺杆泵输送过程中对高粘、高凝原油的挤压、剪切作用，也可以使高粘、高凝原油的粘度有所下降，这样就大大降低了高粘、高凝原油分子之间的相互作用力，更加有利于水力切割。 在本实验过程中，用于水力切割的水样是自来水，高粘、高凝原油的粘度为500 mPa/s~1500 mPa/s范围内的复配原油样品。 2.2.2. 不同原油粘度下的水力切割实验 这个试验的主要目的是将高粘、高凝原油配置成不同粘度样品，研究其在同一水压的冲击切割下样品在水中所呈现的形态。试验中所配置的样品粘度如表1所示： Table 1 List of crude oil samples with different viscosities (50℃ 样品编号 1 2 3 4 粘度(mPa/s) 500 750 1000 1500 凝固点(℃) 35 37 43 45 表1. 不同粘度原油样品一览表(50℃) 试验采用的水压为0.1 Mpa (表压)，喷嘴选用的是直径为1 mm的喷嘴，水介质采用清水，水温为18℃~25℃，为了了解高于凝固点和低于凝固点两种情况下高粘、高凝原油在水力冲击下得到的形态，将原油样品温度为分成高于凝固点5℃和低于凝固点5℃分别进行试验，试验结果如表2所示； Table 2 List of hydraulic cutting experiments of crude oil with different viscosity and freezing point (Water temperature 18℃ 样品编号 样品粘度 (mPa/s) 样品温度(℃) 水压 (Mpa) 切割后样品 状态描述 1 500 40 0.1 原油样品呈絮状分布 30 0.1 原油样品呈较粗的絮状分布，有少许块状原油 2 750 41 0.1 原油样品呈较粗絮状分布 32 0.1 原油样品呈较粗的絮状分布，块状原油有明显增多，约占10% 3 1000 50 0.1 原油样品呈块状分布，絮状原油占30%左右。 38 0.1 大部分原油样品呈块状分布，絮状分布较少。 4 1500 50 0.1 大部分原油样品呈块状分布，絮状分布较少 40 0.1 大部分原油样品呈块状分布，基本无絮状原油。 表2. 不同粘度、凝固点的原油水力切割实验情况一览表(水温18℃) 从表2中对试验结果的描述可以看出，当实验样品的粘度较低时，水的温度对实验结果影响不大。但是当实验样品的粘度和凝固点较高时，实验水温对试验结果影响较大。分析导致上述结果的原因，主要有以下几点：一是由于原油粘度和凝固点较低时，原油分子之间的粘滞力较小，在水力冲击的作用下，比较容易被撕裂形成絮状物；而在原油的粘度和凝固点较高时，由于水温较低，在冲击原油样品后，迅速降低了原油样品的温度，导致样品迅速凝固成较硬的块状，因而形成了较多的小颗粒块状原油。针对这个现象，重新加大了水的冲击压力，由原来的0.1 Mpa上调至0.2 Mpa进行了实验，其它情况不变。结果如表3所示： Table 3 List of hydraulic cutting experiments of crude oil with different viscosity and freezing point (Water temperature 18℃ 样品编号 样品粘度 (mPa/s) 样品温度(℃) 水压 (Mpa/) 切割后样品 状态描述 1 500 40 0.2 原油样品呈现较细的絮状分布 30 0.2 原油样品呈絮状分布，有少许块状原油 2 750 41 0.2 原油样品呈絮状分布没有块状。 32 0.2 原油样品呈较粗的絮状分布。 3 1000 50 0.2 原油样品絮状分布，块状原油占10%左右。 38 0.2 大部分原油样品呈絮状分布，块状分布较少。 4 1500 50 0.1 大部分原油样品呈粗絮状分布， 40 0.2 大部分原油样品呈絮状分布，少许块状原油。 表3. 不同粘度、凝固点的原油水力切割实验情况一览表(水温18℃) 试验表明，在增加了喷射压力后，几组实验中絮状样品显著增加，块状样品明显降低，分析原因，主要是由于当喷射压力增加后，增加了搅动和冲击力，使得破碎效果明显好转。为了进一步验证高粘、高凝原油在不同的水温和压力作用下切割的效果，还增加了25℃、30℃、35℃、0.3 Mpa、0.4 Mpa等条件下的切割破碎实验，实验结果表明，当温度高于35℃时，压力大于0.3 Mpa时形成了部分乳状液。由于篇幅所限，实验的数据表不在这里一一列举。 水力切割试验表明：当水温较低，高粘、高凝原油的温度在其凝固点以上时，切割的效果较好，大部分形成了絮状原油悬浮于水中，这为下一步高压开采奠定了良好基础。 2.2.3. 静止絮凝实验 为了保证切割后的高粘、高凝原油能够顺利的开采到达地面，需要对切割后的样品做静止絮凝实验，以便确切的了解切割后的高粘、高凝原油是否在静止状态下产生絮凝现象。所谓絮凝现象是指高粘、高凝原油在被切割成絮状或者小颗粒悬浮状态后，由于原油分子之间存在一定的吸引力，在静止条件下重新絮凝成较大块状原油的现象，这对于高粘、高凝原油间隔开采具有重要的意义。由于高粘、高凝原油的产量限制，导致开采过程中需要间隔采油，常规加热法开采过程中需要间隔开采时，就需要在停抽后作清管处理，防止高粘、高凝原油在油管中凝固导致油管“灌肠”现象的发生。为了防止被切割成絮状或者小颗粒的高粘、高凝原油在间歇生产过程中产生大块油块形成油管堵塞现象，进行了静止絮凝实验。 事实上，静止絮凝实验就是将切割后的高粘、高凝原油放置在透明的玻璃容器内，静止放置一段时间，观察其絮凝情况，表4中列出了不同含水量的水油混合物在静置30 min、60 min、2小时、4小时、8小时、16小时、24小时后的原油絮凝现象。 Table 4 List of standing flocculation experiments for high viscosity and high pourable crude oil after cuttin 含水率 (%) 静置时间(h) 0.5 1 2 4 8 16 24 30 无 无 无 轻微 轻微 中度 中度 40 无 无 无 无 轻微 轻微 轻微 50 无 无 无 无 无 无 轻微 60 无 无 无 无 无 无 无 70 无 无 无 无 无 无 无 表4. 高粘、高凝原油切割后静置絮凝实验情况一览表 从表4中的实验数据可以看出，当含水量为30%时，静置4小时后有轻微的絮凝现象；含水达到40%时，静置8小时后才出现絮凝现象；当含水大于50%时，絮凝现象基本消失。这说明，当含水量较低时，由于被切割成絮状或者小颗粒的高粘、高凝原油分子之间距离较近，因而产生的引力也较强。当含水量逐渐上升时，分子之间的距离相对增加，吸引力相应降低，故产生絮凝的时间就会增加。 通过试验表明，为了提高输油效率，又要防止絮凝现象的发生，将开采时含水量设置为40%~60%时为最优。 2.2.4. 管壁亲油试验 在常规加热法开采过程中，当温度降低时，由于原油内蜡的析出，常常导致油管内产生蜡堵现象，这就是由于油管内壁亲油，导致析出的蜡结晶能够轻易的附着在油管内壁上，形成积蜡堵塞。那么经过切割后的絮状高粘、高凝原油是否也会出现堵塞的现象呢？为了深入研究这个问题，进行了油管内壁亲油实验。 图3是管壁亲油试验流程图，油管采用的是现场常用的油管，将油管焊接形成一个环形结构，中间安装一个循环泵。 图3. 油管内壁亲油试验装置示意图 将切割后的高粘、高凝原油与水的混合物通过循环泵不间断的在管线内循环，经过一段时间的循环后，检查管线内壁原油的沉积情况。 实验按照不同含水情况和循环时间进行，实验结果如表5所示： Table 5 Lipophilic test of pipe wall under different water content and circulation tim 样品含水率(%) 循环时间(h) 2 4 8 24 30 无 无 轻微 轻微 40 无 无 无 轻微 50 无 无 无 无 60 无 无 无 无 表5. 不同含水和循环时间下的管壁亲油试验 实验结果表明，含水率较高时，管壁内没有原油的沉积现象，当样品含水率较低时，有轻微的原油挂壁现象。 事实上，水力切割法高粘、高凝原油的开采过程中，由于高粘、高凝原油经过水力切割后，同时降温凝固，因而在整个上升过程中原油内的蜡不再析出，因此不存在蜡堵的情况。但是由于管线内壁粗糙度的影响，导致部分絮状原油钩挂在管壁上形成少许的积油现象，这种现象当产量较大时，混合液流速较快，这种现象就会减轻或者消失。另外，如果加入少许水润湿表面活性剂，即可完全消除原油挂壁的现象。