采出液黏度對(duì)井下旋流器分離性能影響

蔣明虎, 邢 雷, 張 勇

( 1. 東北石油大學(xué) 機(jī)械科學(xué)與工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318； 2. 東北石油大學(xué) 黑龍江省石油石化多相介質(zhì)處理及污染防治重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318 )

0 引言

為實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)，中國大部分油田繼一次、二次采油技術(shù)后，實(shí)施三次采油技術(shù)[1-4]。三次采油技術(shù)主要為聚合物驅(qū)油、由堿—聚合物構(gòu)成的二元驅(qū)油，以及由堿—表面活性劑—聚合物構(gòu)成的三元復(fù)合驅(qū)油[5]。其中三元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)效果較為明顯，相對(duì)于水驅(qū)油技術(shù)可以提高原油采收率20%以上[6-9]。隨采出液含水率的升高，油田開采成本日益增加，同時(shí)也增加地面水處理的壓力[10-11]，尤其是三元復(fù)合驅(qū)采出液組分相對(duì)復(fù)雜，在一定程度上增加地面油水分離及污水處理成本[12-13]。井下油水分離及同井注采技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)油水分離并將水相回注至地下水層，大幅降低地面污水處理及采出液分離的成本，使高含水井重新投入生產(chǎn)[14-16]。同井注采技術(shù)的核心為井下油水分離，作為一種軸入導(dǎo)流式旋流分離器，井下油水分離器可在軸向進(jìn)液的情況下實(shí)現(xiàn)井下油水的高效分離，需要滿足處理不同性質(zhì)采出液且具有較高的分離效率[17]。趙傳偉等[18]運(yùn)用響應(yīng)面法對(duì)井下兩級(jí)串聯(lián)旋流器結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化，進(jìn)行最優(yōu)結(jié)構(gòu)分離效率的模擬及驗(yàn)證。王羕[19]采用數(shù)值模擬方法，對(duì)井下兩級(jí)串聯(lián)旋流器過渡段進(jìn)行設(shè)計(jì)及優(yōu)選，確定適用于井下油水分離的兩級(jí)串聯(lián)旋流器的最佳過渡形式。宋鴿[20]對(duì)井下旋流器環(huán)空通道進(jìn)行數(shù)值模擬分析，設(shè)計(jì)兩級(jí)旋流器油相匯聚時(shí)壓力損失較小的流道布置方案。

目前，有關(guān)采出液黏度對(duì)井下旋流器的流場特性及分離性能影響的研究鮮有報(bào)道。以同井注采技術(shù)中的井下油水分離器為研究對(duì)象，筆者采用數(shù)值模擬與實(shí)驗(yàn)結(jié)合的方法，分析采出液黏度變化對(duì)井下油水分離器流場特性及分離性能的影響，為界定井下油水分離器對(duì)預(yù)分離介質(zhì)黏度的適用范圍，以及同井注采工藝的推廣應(yīng)用提供指導(dǎo)。

1 數(shù)值模擬

1.1 物理模型

同井注采技術(shù)中的井下旋流器流體域模型見圖1，主要由入口段、螺旋流道、溢流管、導(dǎo)流錐段、大錐段、小錐段及尾管段組成。其中入口直徑D=60 mm，入口腔長度L1=30 mm，溢流口直徑Du=12 mm，大錐段長度L2=50 mm，小錐段長度L3=535 mm，尾管段長度L4=500 mm，底流口直徑Dd=14 mm，大錐角α=20°，小錐角θ=5°，旋流器總長度L=1 165 mm，截面S為模擬流場分析截面。其分離原理為油水混合液由入口沿軸向進(jìn)入螺旋流道，在螺旋流道的作用下液流逐漸由軸向運(yùn)動(dòng)變?yōu)榍邢蛐D(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)，經(jīng)導(dǎo)流錐穩(wěn)流后進(jìn)入分離腔，油相向軸心運(yùn)移并由溢流管排出，水相沿邊壁向底部流動(dòng)并由底流管排出。

圖1 井下旋流分離器結(jié)構(gòu) Fig.1 Structure diagram of downhole hydrocyclone

1.2 網(wǎng)格劃分

利用Gambit軟件建立幾何模型并完成網(wǎng)格劃分。為確保計(jì)算精度，流體域模型整體采用六面體網(wǎng)格劃分，對(duì)螺旋流道進(jìn)行局部網(wǎng)格加密處理。在數(shù)值模擬過程中，為排除網(wǎng)格數(shù)量對(duì)模擬結(jié)果產(chǎn)生的影響，對(duì)模型進(jìn)行網(wǎng)格獨(dú)立性檢驗(yàn)。對(duì)網(wǎng)格數(shù)分別為0.936 70×105、1.652 00×105、2.848 80×105、3.562 60×105、4.367 58×105的流體域模型進(jìn)行數(shù)值模擬分析，以分離效率為評(píng)價(jià)指標(biāo)完成網(wǎng)格獨(dú)立性檢驗(yàn)。隨網(wǎng)格數(shù)的增加，分離效率逐漸升高，當(dāng)網(wǎng)格數(shù)增加到2.848 80×105時(shí)，分離效率基本不隨網(wǎng)格數(shù)的增加而升高。為保障計(jì)算精度和節(jié)約計(jì)算成本，選用網(wǎng)格數(shù)為2.848 80×105的模型進(jìn)行數(shù)值模擬分析。網(wǎng)格劃分見圖2，網(wǎng)格檢測結(jié)果顯示有效率為100%。

圖2 流體域網(wǎng)格劃分示意Fig.2 Meshing of hydrocyclone

1.3 邊界條件

模擬介質(zhì)為油水兩相混合液，連續(xù)相介質(zhì)為水，密度為998.2 kg/m3；離散相介質(zhì)為油，密度為889.0 kg/m3。入口邊界條件為速度入口(Velocity)，根據(jù)同井注采技術(shù)中井下油水分離工況要求，設(shè)計(jì)旋流器處理量為4.0 m3/h，即旋流器入口速度為0.41 m/s。出口邊界條件設(shè)置為自由出口(Outflow)，油相體積分?jǐn)?shù)為2%，溢流分流比為20%，油水兩相流模擬計(jì)算采用多相流混合模型(Mixture)。選用壓力基準(zhǔn)算法隱式求解器穩(wěn)態(tài)求解，湍流計(jì)算模型為雷諾應(yīng)力方程模型，Simplec算法用于速度壓力耦合，邊壁為無滑移邊界條件。動(dòng)量、湍動(dòng)能和湍流耗散率為二階迎風(fēng)離散格式，收斂精度為10-6，壁面為不可滲漏，無滑移邊界條件。運(yùn)用馬爾文流變儀，測定油田采出液黏度為3.92 mPa·s，討論黏度變化范圍為1.03～7.91 mPa·s，分析旋流器內(nèi)流場特性及分離性能變化規(guī)律。

2 結(jié)果分析

2.1 可靠性驗(yàn)證

為了對(duì)數(shù)值模擬結(jié)果進(jìn)行可靠性驗(yàn)證，加工井下旋流器樣機(jī)并開展實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)裝置及工藝見圖3，分別選取溢流口油相體積分?jǐn)?shù)及底流口壓降作為評(píng)價(jià)旋流器性能的關(guān)鍵參數(shù)。實(shí)驗(yàn)過程調(diào)節(jié)計(jì)量泵控制油相體積分?jǐn)?shù)為2.0%，調(diào)節(jié)溢流口及底流口管道閥門控制溢流分流比為20%，通過調(diào)節(jié)入口閥門改變?nèi)肟谶M(jìn)液量。利用含油分析儀完成溢流口不同流量條件下采出液的含油體積分?jǐn)?shù)測量，通過讀取不同入口進(jìn)液量條件下入口及底流口的壓力表讀數(shù)，獲取旋流器底流口壓降。

圖3 旋流器實(shí)驗(yàn)裝置及工藝Fig.3 Experimental device and process of hydrocyclone

入口速度分別為0.30、0.60、0.90、1.20、1.50 m/s時(shí)的溢流口油相質(zhì)量流率與數(shù)值模擬結(jié)果見圖4。由圖4可以看出，在研究黏度范圍內(nèi)，隨入口速度的逐漸增大，旋流器溢流口油相濃度逐漸升高，數(shù)值模擬結(jié)果與實(shí)驗(yàn)測試結(jié)果吻合較好。

不同入口速度條件下底流口壓降分布與數(shù)值模擬結(jié)果見圖5。由圖5可以看出，隨入口速度的逐漸增大，底流口壓降逐漸升高，說明通過增大入口進(jìn)液量的方式提高旋流器的分離效率使旋流器內(nèi)壓力損失持續(xù)增大，過大的壓力損失不利于現(xiàn)場生產(chǎn)工藝的連續(xù)運(yùn)行。數(shù)值模擬結(jié)果與實(shí)驗(yàn)結(jié)果擬合良好。

圖4 旋流器入口速度對(duì)溢流口油相分布的影響Fig.4 Influence of hydrocyclone inlet velocity on oil distribution of overflow

圖5 旋流器入口速度對(duì)底流口壓降的影響Fig.5 Influence of hydrocyclone inlet velocity on pressure drop of underflow

2.2 黏度對(duì)速度場影響

在離心力作用下，旋流器主要依靠油水兩相介質(zhì)的密度差實(shí)現(xiàn)徑向沉降。選取圖1截面S位置，分析不同黏度介質(zhì)下旋流器速度場分布，得到混合液黏度變化對(duì)速度場的影響規(guī)律。S截面位置的切向速度、軸向速度、徑向速度隨黏度變化規(guī)律見圖6-8。

由圖6可以看出，旋流器S截面切向速度沿徑向位置呈對(duì)稱分布，由邊壁到軸心位置，切向速度先增大后減小，在徑向半徑為20 mm時(shí)達(dá)到最大而后速度降低，可以看到準(zhǔn)自由渦與強(qiáng)制渦的分界區(qū)域。最大切向速度隨黏度的增加而逐漸降低，位置未發(fā)生明顯改變。同時(shí)，在軸心位置、準(zhǔn)自由渦與強(qiáng)制渦的交界區(qū)域切向速度受黏度變化影響較大。因?yàn)樵跍?zhǔn)自由渦與強(qiáng)制渦的交界區(qū)域，切向速度變化趨勢發(fā)生明顯改變，由逐漸升高轉(zhuǎn)變?yōu)橹饾u降低，在介質(zhì)黏度較高時(shí)，黏性阻力較大，需要更高的旋動(dòng)能完成渦區(qū)過渡，使交界區(qū)域速度降低。在徑向半徑不大于5 mm、處于旋流器軸心區(qū)域即富油相聚集區(qū)，切向速度隨黏度的增大而逐漸減小。因?yàn)檩S心區(qū)域?yàn)閺?qiáng)制渦中心區(qū)域，液流的旋轉(zhuǎn)主要依靠自由渦的液相旋轉(zhuǎn)帶動(dòng)而做旋轉(zhuǎn)運(yùn)動(dòng)，黏度越大所需能耗越多，致使切向旋轉(zhuǎn)速度逐漸降低。

圖6 不同黏度條件下旋流器切向速度分布Fig.6 Tangential velocity comparison in hydrocyclone under different viscosity conditions

由圖7可以看出，旋流器S截面軸向速度在徑向上呈對(duì)稱分布，由邊壁向軸心方向，軸向速度先增大后減小到0 m/s、然后反方向增大；在徑向半徑不小于5 mm時(shí)，液流向旋流器底流口方向運(yùn)動(dòng)；在徑向半徑不大于5 mm時(shí)，液流向溢流口方向運(yùn)動(dòng)，可以看到零軸向速度包絡(luò)面處于徑向半徑為5 mm位置。由邊壁向軸心方向，在軸向速度逐漸降低過程中，黏度變化基本不對(duì)軸向速度產(chǎn)生影響，當(dāng)軸向速度逐漸趨近于0 m/s并向相反方向運(yùn)動(dòng)時(shí)，軸向速度隨黏度增大而逐漸降低。因?yàn)樵谝毫鬏S向運(yùn)動(dòng)方向發(fā)生轉(zhuǎn)變的過程中，黏度較大的液體黏滯阻力較大，導(dǎo)致該區(qū)域軸向速度有所降低。

由圖8可以看出，旋流分離器S截面徑向速度呈非對(duì)稱分布，且徑向速度變化幅度較小。在徑向半徑不小于20 mm時(shí)，由邊壁向軸心方向，徑向速度逐漸增加；在徑向半徑不大于20 mm時(shí)，徑向速度逐漸降低，在軸心位置呈現(xiàn)局部升高現(xiàn)象。因?yàn)樵谳S心位置液流徑向運(yùn)動(dòng)發(fā)生對(duì)沖時(shí)產(chǎn)生反向運(yùn)動(dòng)，導(dǎo)致徑向速度反向略有升高。

圖7 不同黏度條件下旋流器軸向速度分布Fig.7 Axial velocity comparison in hydrocyclone under different viscosity conditions

圖8 不同黏度條件下旋流器徑向速度分布Fig.8 Radial velocity comparison in hydrocyclone under different viscosity conditions

2.3 黏度對(duì)油滴粒度分布影響

離散相油滴粒度分布是影響旋流器分離性能的重要因素?；赑BM模型，模擬介質(zhì)黏度對(duì)旋流器內(nèi)油滴粒徑分布的影響。在其他參數(shù)相同的情況下，不同黏度時(shí)油滴粒徑分布影響云圖見圖9，S截面油滴粒徑分布曲線見圖10。

由圖9可以看出，旋流器內(nèi)離散相油滴在螺旋流道內(nèi)發(fā)生聚結(jié)，同時(shí)大粒徑油滴分布于軸心油核區(qū)域，在小錐段區(qū)域的軸心位置出現(xiàn)粒徑分布最大值，沿旋流器軸向向下至底流管內(nèi)油滴粒徑逐漸減小，且隨黏度的逐漸增大，粒徑分布最大值逐漸降低。

由圖10可以看出，在旋流器內(nèi)軸心油核區(qū)域油滴粒徑最大，在近壁處油滴粒徑較小。隨黏度的增加，旋流器內(nèi)離散相油滴粒子受剪切力作用逐漸提高，油滴破碎概率逐漸增大，粒徑逐漸降低，進(jìn)而增強(qiáng)乳化的可能性，分離效率明顯降低。

圖9 旋流器油滴粒徑分布云圖Fig.9 Distribution of oil droplet size in hydrocyclone

圖10 旋流器S截面位置油滴粒徑分布曲線Fig.10 Distribution curve of oil droplet size of the cross-section S

2.4 黏度對(duì)分離性能的影響

在數(shù)值模擬過程中，在入口速度、分流比及含油濃度等其他參數(shù)相同時(shí)，旋流器溢流口截面油相體積分?jǐn)?shù)分布云圖見圖11。由圖11可以看出，隨混合液體積分?jǐn)?shù)的逐漸增大，溢流口油相聚集于軸心位置，當(dāng)黏度為1.03 mPa·s時(shí)，軸心油相聚集最為明顯。隨混合液黏度的逐漸增大，體積分?jǐn)?shù)分布最大值逐漸減小。

為了對(duì)比溢流口油相體積分?jǐn)?shù)分布，不同油滴黏度條件下旋流器溢流口油相體積分?jǐn)?shù)分布曲線見圖12。由圖12可以看出，當(dāng)混合液黏度為1.03 mPa·s時(shí)，軸心位置油相體積分?jǐn)?shù)最高；當(dāng)混合液黏度為7.91mPa·s時(shí)，溢流口油相體積分?jǐn)?shù)最低。說明采出液黏度影響井下旋流器內(nèi)的油相分布，降低油相的溢流口排出量，從而影響旋流器整體的分離效率。

圖11 旋流器溢流口截面油相體積分?jǐn)?shù)分布云圖Fig.11 Cloud diagram of oil phase volume fraction distribution at overflow outlet

井下旋流器分離效率隨黏度變化曲線見圖13。由圖13可以看出，隨混合液黏度逐漸增大，旋流器分離效率呈明顯的下降趨勢。當(dāng)黏度為1.03～4.67 mPa·s時(shí)，井下旋流器分離效率超過90.0%。當(dāng)黏度超過4.67 mPa·s時(shí)，旋流器分離效率降低到90.0%以下。當(dāng)黏度達(dá)到7.91 mPa·s時(shí)，旋流器分離效率為80.2%。說明隨黏度逐漸增大，旋流分離器分離所需切向速度降低，同時(shí)增大油滴的剪切應(yīng)力，油滴粒徑分布降低甚至產(chǎn)生乳化，增大油水分離難度，致使分離效率降低。

圖12 不同黏度條件下旋流器溢流口油相體積分?jǐn)?shù)分布Fig.12 Distribution of oil phase volume fraction at overflow outlet under different viscosity

圖13 黏度對(duì)旋流器分離效率的影響Fig.13 Effect of viscosity on hydrocyclone separation efficiency

3 結(jié)論

(1)在1.03～7.91 mPa·s黏度范圍內(nèi)，在最大切向速度分布區(qū)域(徑向半徑為20 mm)及軸心區(qū)域(徑向半徑不大于5 mm)，井下旋流器徑向上的切向速度隨黏度增大而逐漸降低，其他位置基本不受黏度變化影響。在運(yùn)動(dòng)方向發(fā)生改變區(qū)域即零軸向速度點(diǎn)外側(cè)部分區(qū)域，軸向速度隨黏度增大而逐漸降低。徑向速度變化幅度最小，受黏度影響較小。黏度變化基本不改變零軸向速度包絡(luò)面及準(zhǔn)自由渦與準(zhǔn)強(qiáng)制渦的分界位置。

(2)井下旋流器溢流口油相體積分?jǐn)?shù)隨黏度增大而逐漸下降；油滴粒徑隨黏度增大而逐漸降低，黏度越高粒徑分布越小。

(3)隨黏度增大，井下旋流器分離效率逐漸降低。當(dāng)黏度不大于4.67 mPa·s時(shí)，旋流分離器分離效率在90.0%以上；當(dāng)黏度在4.67～7.91 mPa·s時(shí)，旋流分離效率為80.2%～90.0%。