新疆深層稠油井筒摻稀降黏舉升摩阻分析

張素青 張祖國 柯文奇 牛 駿

（1.河南職業技術學院，河南鄭州 450007；2.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083）

新疆A 區塊埋深大于5 400 m，油藏溫度約120～140 ℃。在油藏溫度、壓力條件下原油黏度小于100 mPa·s，具有較好的流動性。但原油在井筒流動過程中，隨著溫度的降低，原油黏度迅速增大，40 ℃條件下達到十萬至幾十萬mPa·s，流動阻力迅速增大，依靠自噴和有桿泵難以實現稠油的有效舉升，給深層稠油的開采帶來很大困難。

摻入稀油可以有效分散稠油中的膠質和瀝青質，降低瀝青粒子的相對濃度，從而降低稠油黏度，改善稠油流動性［1-2］。目前對摻稀降黏效果評價基于旋轉黏度計或流變儀［3-7］，由于稠油和稀油在井筒中的流動和混合是一個動態的過程，稀油不斷分散稠油中的瀝青分子是伴隨著流動不斷變化的，因此，采用現有的測量手段和分析方法難以有效描述稠油摻稀過程中黏度的動態變化和對舉升摩阻的影響。

在稠油流變模擬基礎上，建立稠油井筒舉升的模型，模擬開采過程中的流動阻力，與現場情況開展對比分析。

1 稠油摻稀降黏的基本工藝

研究區域稠油井筒降黏主要摻稀降黏工藝流程如圖1 所示。稀油由輸油管線經計量泵注入油套環空，在泵吸入口與稠油混合后由油管產出，經水套爐加熱后輸送至計轉站計量。

圖1 摻稀降黏工藝流程

2 稠油摻稀降黏動態黏度模擬測量

2.1 摻稀黏度計算基本模型

采用摻稀降黏工藝計算井筒摩阻時，摻入稀油后的混合物的黏度常采用下式來描述［4］

式中，μm、μl、μh分別為某一溫度條件下混合體系、摻入稀油及稠油的黏度，mPa·s；x 為摻入稀油的質量分數。

以上模型基于旋轉黏度計/流變儀中充分混合后測量得到的黏度開展擬合，得到理論上的混合黏度。但是，在實際生產過程中，稠油和稀油是在沿井筒流動過程中不斷混合而實現稠油中瀝青分子分散，黏度的變化是動態的，因此上述模型（1）描述存在一定局限性。

2.2 管流實時黏度測量原理

在如圖2 中所示直圓管，其半徑為R，長度為L。假定流體是黏性不可壓縮的，流動是穩定的、充分發展的等溫層流，垂直管道軸線方向沒有流速。流體以流量q 通過圓管，在兩端面形成壓力差p2-p1。

圖2 圓管流動基礎模型示意圖

由Hagen-Poiseuille 定律得到流量q 和兩端壓差p2-p1的關系為

變形得到

式中，μ 為黏度，mPa·s；R 為管道半徑，m；q 為流量，m3/d；p1為入口端壓力，MPa；p2為出口端壓力，MPa；L 為圓管長度，m。

2.3 動態混合黏度測量

如圖3 所示，將恒溫設備設定某一溫度（50～100 ℃）條件下恒溫6 h 以上（采用空氣加熱方式），以保證稠油和稀油的溫度達到恒定溫度值。通過平流泵的流量來控制稠油和稀油的流量，模擬不同的摻稀比，通過壓力和溫度傳感器計量模擬由井底流向井口過程中溫度不斷降低時的管流摩阻，分析實驗測量結果得到不同溫度下的混合體系黏度。

圖3 實驗流程示意圖

實驗測量稠油流量為2 mL/min、不同摻稀比例（V稀油∶V稠油）條件下的混合體系黏度，模擬測量結果見表1。可以看出，隨著摻稀比例的增加，混合體系的黏度不斷減小，但減小幅度逐漸減小。

表1 模擬測量黏度對比

3 井筒摻稀流動模擬

3.1 井筒傳熱規律

3.1.1 井筒熱傳遞數學模型 井筒流動過程中不斷發生熱量損失，溫度降低，稠油黏度迅速增加。確定摻稀井筒的溫度場是計算井筒摻稀摩阻的基礎。井筒和地層間的熱量傳遞依次為油管導熱、油套環空間的對流和輻射以及套管、水泥環、地層之間的導熱。井筒的傳熱過程具體描述為油管到水泥環之間的傳熱和水泥環到地層之間的傳熱，采用下式來描述

推導得到

式中，dq 為單位時間內的總熱損失，kW；dq1為單位時間內油管中心至水泥環外緣的熱損失，kW；dq2為單位時間內水泥環外緣至地層的熱損失，kW；k為總傳熱系數，W/（m2·K）；dz 為井筒微元段長度，m；hc和hr分別為組成環空熱阻的對流傳熱系數和輻射傳熱系數，W/（m2·K）；r1為油管外徑，m；r2為套管內徑，m；r3為套管外徑，m；r4為水泥環外徑，m；λcem為套管和水泥環之間的導熱系數，W/（m·K）；tm為混合流體溫度，K；ts為水泥環外緣溫度，K；λe為地層導熱系數，W/（m·K）；te為初始地層溫度，K；f（t）為無因次地層導熱時間函數，小數；α 為熱擴散率，m2/h；T 為生產時間，h。

3.1.2 井筒摻稀流體循環傳熱 新疆A 區摻稀降黏主要采用開式流體反循環工藝管柱結構，摻稀稀油由油套環空注入井底與稠油混合，經自噴或其他舉升方式流向地面。整個過程中存在環空中較低溫度的稀油和油管中稠油流體的循環傳熱，可以采用能量平衡方程組（6）表示

推導得到

式中，k1為油管的導熱系數，W/（m·℃）；k2為油套環空與地層之間的導熱系數，W/（m·℃）；l 為井筒長度，m；W1為稠油比熱容，J /（kg·℃）；W2為摻稀稀油比熱容，J /（kg·℃）；t 為摻稀稀油溫度，℃；t0為稠油初始溫度，℃；θ 為油管產出流體的溫度，℃；m 為地溫梯度，℃/100 m；C1和C2為由邊界條件確定的系數，小數。

3.2 井筒流動模型

井筒摻稀混合流動過程中管流壓降主要由摩擦損失、勢能變化和動能變化組成。根據動量方程，考慮稠油生產過程中生產油氣比，其兩相流體的壓力降可以表示為

通過推導得到

式中，dp 為某一微元段dh 上的壓力差，MPa；h 為井筒深度，m；vm為氣體和混合流體流速，m/s；ρm為氣體和混合流體密度，kg/m3；f 為流動摩擦因數，由Beggs-Brill 方法求得；β 為井眼傾角，（°）；Gm為混合流體質量流量，kg/s；d 為油管內徑，m；vsg為氣體流速，m/s。

基于以上模型和公式，編寫了沿井筒摩阻變化的求解程序（圖4），并基于該程序開展計算分析。

4 摻稀降黏井筒摩阻實例分析

A 區塊某口井油管下深2 800 m。摻稀稀油地面溫度為20 ℃。該井稠油黏度如表1 所示，其密度為0.97 g/cm3，油氣比為67 m3/m3。其他計算所需基本參數見表2。

表2 計算實例所需數據

圖4 沿井筒摩阻變化的求解程序框圖

采用表2 基礎數據對該區的油井開展模擬，采用三次樣條插值的方式對表1 中的黏度數據進行處理后，采用上述模型分析不同摻稀比條件下的井筒摩阻，得到了井筒內沿程壓力的計算結果（圖5）。

圖5 不同摻稀比條件下井筒沿程壓力變化

圖5 模擬結果表明，摻稀開采過程中，在沿程摩阻的作用下，井筒沿程壓力逐漸下降，并且呈現非線性趨勢，表明在井筒上部壓力下降快，沿程摩阻更大。隨著摻稀比的增加，井筒沿程壓力降低趨勢漸緩，表明井筒舉升摩阻越小，越有利于井筒摻稀降黏舉升。

圖6 對比了不同摻稀比下的單位稀油對摩阻降低的貢獻率。模擬結果表明，隨著摻入稀油量增加，單位稀油對摩阻降低的貢獻越來越小。稠油黏度主要受膠質和瀝青質分子的濃度影響，摻稀油是分散瀝青和膠質分子的過程，隨著摻稀比例的增加，瀝青、膠質分子有效分散。但是隨著摻稀比例的增加，膠質、瀝青質分子之間不斷分散，混合體系黏度迅速下降，但是摻稀比繼續增大過程中，膠質、瀝青質分子的分散對體系黏度影響減小，單位稀油對摩阻降低的貢獻也就較小，在實際摻稀過程中，應該選擇經濟高效的摻稀比。

圖6 單位稀油對摩阻貢獻隨摻稀比例變化

5 結論

（1）根據現場摻稀工藝設計了管流實時黏度測量裝置，能更準確地模擬測量摻稀降黏后的混合體系黏度。

（2）建立了綜合考慮由油管到水泥環的擬穩態及水泥環到地層的非穩態傳熱模型，結合井筒流動，建立了適合描述摻稀井筒溫度壓力分布的模型，并編寫了求解程序。

（3）實例模擬分析結果表明，摻稀能有效降低井筒舉升摩阻，但是隨著摻稀比例的增加，單位稀油對摩阻降低的貢獻減小。

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