溶氣稠油分散體系降黏特性研究進展

韓建偉， 呂宇玲,2， 陳舒炯， 孟德文， 江 鳴

(1.中國石油大學(華東) 儲運與建筑工程學院，山東 青島 266580；2.山東省油氣儲運安全省級重點實驗室，山東 青島 266580)

溶氣稠油分散體系降黏特性研究進展

韓建偉1， 呂宇玲1,2， 陳舒炯1， 孟德文1， 江 鳴1

(1.中國石油大學(華東) 儲運與建筑工程學院，山東 青島 266580；2.山東省油氣儲運安全省級重點實驗室，山東 青島 266580)

稠油黏度高，管輸難度大，溶氣后其黏度大幅降低，研究溶氣稠油分散體系的降黏特性對管道實際運行具有重要指導意義。綜述稠油溶氣的降黏機理、黏度模型和影響因素，發現稀釋作用、膠團破壞作用、溶脹作用、分子力作用、微氣泡作用可降低體系黏度；黏度模型主要為Shu、Abivin等建立的相關模型，提出模型所存在的缺陷；油氣性質、溫度、壓力、溶氣量、微氣泡特性等因素對體系黏度產生不同程度的影響，提出溶氣稠油的研究與發展方向。

溶氣稠油； 黏度； 分散體系； 微氣泡

國內采用氣體驅油方法的油田越來越多，大慶、中原、吉林、江蘇、勝利等地已先后進行了先導實驗并且在現場進行試驗，實現了利用氣體驅油的方法。在油藏高溫、高壓的環境中，氣體極易溶于稠油并改變稠油的流動性能[1-2]。稠油采出液在集輸管道流動過程中，壓力不斷降低，稠油中的溶解氣析出，并以微氣泡的形式存在于稠油中，形成溶氣稠油分散體系。稠油溶氣后黏度大幅降低，其降黏效果不僅與氣體組分、溫度、壓力、溶氣量等因素有關[3]，一定程度上還依賴于微氣泡形態、粒徑分布等[4]。目前國內外對稠油溶氣降黏特性及微氣泡分布特性的研究比較薄弱，深入研究溶氣降黏特性及微氣泡分布特性，可從微觀層次及多相流體力學角度揭示稠油溶氣的降黏機理，更準確地描述溶氣稠油分散體系的流動特性，建立反映實際管流特性的黏度模型，對工程實踐具有重要指導意義。

1 稠油溶氣的降黏機理

稠油溶氣后黏度下降，究其原因是稀釋作用、膠團破壞作用、溶脹作用、分子力作用、微氣泡作用共同影響的結果。

1.1 溶氣的稀釋作用

在高溫高壓環境中，CO2極易溶于稠油。J. H. Saboorian等[5]研究出在溫度為90 ℃，壓力為7.65 MPa的環境下，CO2在稠油中達到飽和狀態的溶解量高達914 mol/m3。大量的CO2完全溶解到稠油中，降低了體系的密度，對稠油具有很強的稀釋作用，大大降低了稠油的黏度，從而提高了采收率與輸送效率[6-10]。

1.2 膠團的破壞作用

根據膠體化學原理，稠油中的瀝青質作為膠核，吸附了大量的膠質形成溶劑化層，周圍附有溶劑化層的膠核成為體積分數較大的膠團。由于膠團所占空間大，膠團間更容易發生相互作用，產生較大的內摩擦力，宏觀表現為稠油黏度較大。CO2溶于稠油后，由于對膠核具有更強的親和力，可頂替原有的溶劑化層，分割剝離瀝青質表面的膠質，以小分子狀態吸附在瀝青質膠核周圍。被頂替的膠質重新進入連續相，成為自由溶劑分子，CO2形成的吸附層較薄，使膠核裸露，降低了分散相的體積分數，各膠團間相互作用大大減弱，內摩擦力減小，表現為稠油黏度降低。同時，CO2對稠油內的輕組分具有抽提作用，重組分析出形成混相驅，從而降低體系黏度[10-12]。

1.3 稠油的溶脹作用

加拿大Manorville油田及美國賓夕法尼亞州Bradford油田進行稠油溶氣實驗，發現稠油內溶入CO2后，體積膨脹28%～50%，可以有效地減小稠油流動過程中的毛管阻力和沿程阻力，同時增加了稠油的內動能，提高了稠油的流動性能。稠油體積的膨脹亦有利于增加其彈性能量，有利于稠油在集輸管道內的流動，有助于降低輸送難度，提高輸送效率[13-16]。

1.4 分子間力的作用

當CO2溶入稠油后，產生羧化作用，以小分子狀態分散于稠油中，使稠油組分之間距離增大，分子間力降低，分子間力減少量遠高于CO2與組分之間產生的范德華引力，因此稠油組分分子間力仍表現為下降趨勢，不易發生相互作用，流體內摩擦力降低，客觀表現為黏度降低[17-19]。

1.5 微氣泡的降黏作用

溶氣原油中的溶解氣釋放為微氣泡，并被束縛在稠油中。P. Abivin等[20]認為在剪切速率較低時，微氣泡為圓球狀，會增加分散體系黏度。在剪切速率較高時，微氣泡被拉長，在其流動方向上黏度降低，而在流動的法線方向上黏度增高，減緩微氣泡上升速度，使細長氣泡長時間分散于稠油，有助于改善體系流動性。

綜上所述，氣體對稠油黏度的影響機理與稠油內部結構存在密切關系。低溫環境下，膠團的溶劑化效應程度較高，膠團間相互作用強烈，此時，稀釋作用、溶脹作用、膠團破壞作用及分子力作用是影響稠油黏度的主要因素。在高溫狀況下，膠團的布朗運動更加激烈，分散相膠粒間的相互作用減弱，膠核吸附的溶劑化層減薄，溶劑化程度降低，稀釋作用、氣泡作用和分子力作用對體系黏度的影響程度超過膠團作用，成為主導因素。

2 混相體系黏度模型

國內外學者對溶氣稠油單相/混相體系的研究集中于溶解度等物理性質[21-22]，相關黏度模型研究較少。

2.1 CO2-稠油混相黏度模型

1984年，W. R. Shu[23]指出，對于CO2-稠油混相體系，當二者黏度比介于103～106時， Lederer方程可很好地預測體系黏度[23]，即：

式中，μ為黏度，下標o、s、m分別代表稠油、CO2及CO2-稠油混合體系，Xs、Xo為相關系數，如式(2)、(3)所示。

式中，V為體積分數，α是數據擬合得到的經驗常數。

F. T. H Chung等[24]將(1)應用于Miller和Jones實驗中的四種稠油，發現其黏度計算值與實測值吻合良好，平均絕對誤差為3.5%。R. Hu等[25]得到的黏度變化規律與式(1)模型也具有很好的吻合性。

2.2 回歸黏度模型

1993年，D. B. Bennion等[26]基于實驗數據提出溶氣稠油回歸黏度模型，即：

lg10[lg10(μo)]=A1+A2·T0+A3·p+

式中，A1—A6為回歸經驗常數；μo為溶氣稠油黏度，mPa·s；p為壓力，MPa；T0為溫度，K;API°為15.56 ℃、101.325 kPa條件下儲罐中油品的API°，如式(5)所示。

式中，ρo為原油的相對密度。

2.3 溶氣原油分散體系黏度模型

2008年，P. Abivin等[27]基于Eyring理論，考慮溶氣量的影響建立了溶氣原油黏度模型，即：

式中，ηo為溶氣后油相黏度，Pa·s；ηDO為脫氣原油黏度，Pa·s；K為經驗常數；no為溶氣量，mol。

為了表現氣泡對黏度的影響，假設氣泡為剛性球體，采用經典的Einstein硬球模型，即：

式中，φ為氣體量分數；ηo為溶氣稠油黏度；ηLO為CO2-稠油分散體系黏度。

2.4 EF黏度預測模型

2009年，H. W. Yarranton等[28]針對牛頓流體，基于Hidebrand提出的模型，綜合考慮氣液兩相的密度和黏度，提出EF黏度預測模型，即：

式中，c1、c2為調節參數；β與流體黏度、密度有關。EF模型將混相體系看做單一流體，H. Motahhari等[29]提出了這種單一流體參數的相關計算法則。

黏度實測值與計算值的平均相對誤差小于20%，但該模型未考慮溶氣量的影響。

綜上所述，四種模型均考慮了溫度、壓力因素?；貧w黏度模型在此基礎上還考慮了API°的影響； CO2-稠油混相黏度模型主要考慮氣液兩相的黏度，其預測誤差較小，但僅適用于高黏度比混合體系；EF模型不僅考慮了氣液兩相的黏度，還將氣液兩相的密度引入模型，但其預測誤差相對較大。上述模型均未考慮溶氣量、氣泡等因素，且具有一定局限性，而P. Abivin等[27]將溶氣量、氣泡引入模型，但其將氣泡視為剛性球體，與實際狀況不符，且僅從宏觀狀態進行分析，未考慮管流剪切速率、氣泡形態、粒徑分布對體系黏度的作用。

3 黏度的影響因素

3.1 油氣性質的影響

不同性質的氣體，對稠油黏度具有不同程度的影響。韓布興等[30]發現CO2、CH4、N2等均可作為溶解氣，相同條件下降黏效果為：CO2>CH4>N2。潘竟軍等[31]測定了甲烷、乙烷及物質的量比為1∶1的甲烷、乙烷混合氣對新疆風城超黏稠油的黏度影響，結果發現相對分子質量大的氣體具有更好的降黏效果。F. Kaneko等[32]則將烷烴分類，評價了輕質氣(CH4)與重質氣(C2、C3、C4)對日本北海道Yufutsu油田稠油的降黏效果，發現重質氣的降黏效果優于輕質氣。

稠油自身的物理性質對降黏效果也存在一定影響。S. G. Saygh等[33]考察了不同溫度、壓力范圍內Lindbergh地區的稠油溶CO2后的物理特性，發現CO2對重烴組分的降黏效果大大優于輕烴組分。D. B. Bennion等[26]將稠油的密度定量化，發現稠油的API°對CO2的降黏效果有一定影響。在同一溫度壓力條件下，稠油API°越大，CO2-稠油混合體系的黏度越低。

因此，溶解氣體相對分子質量越大，密度越大，黏度降低越明顯，而CO2的降黏效果最為突出。氣體對稠油中的重烴組分降黏效果較強，稠油密度越大，黏度越高，溶氣后體系黏度降低幅度越大。

3.2 溫度、壓力的影響

體系的溫度、壓力對稠油溶氣的降黏效果也具有一定影響。F. F. H. Chung等[24]發現,隨著CO2的不斷溶解，黏度明顯下降，但是體系達到飽和壓力并繼續升高時，黏度反而變大。R. Hu等[25]得到了類似的結論，油氣體系初始狀態處于L-V區(油相-CO2氣相)，隨著壓力升高，CO2溶解度增大，黏度顯著降低。當體系壓力接近飽和壓力時，由于CO2對輕烴的萃取作用，致使體系進入L-L-V區(油相-CO2與輕烴混合相-CO2氣相)，黏度不再降低，反而升高。隨著壓力的繼續升高，體系逐漸進入L-L區(油相-CO2與輕烴混合相)，黏度繼續升高。呂佳祥[34]利用KH-PVT裝置發現高壓低溫可增加天然氣在稠油中的溶解度，并引起稠油黏度減小。因此，高壓低溫條件有利于混相體系黏度的降低，而在飽和壓力附近，黏度大幅度下降后繼續上升。

3.3 溶氣量的影響

溶氣稠油黏度降低幅度與溶氣量大小有關。C. Or等[35]指出，在壓力低于5.5 MPa時，CO2的溶解度隨壓力呈線性增長，但隨溫度的升高而降低。由于CO2對稠油的溶脹作用，稠油體系流動性能得到很大改善。因此，在低溫狀態下，CO2的高溶解度對于稠油冷采與輸送具有很大的研究價值。A. Bazyleva等[36]利用高壓流變儀，測定了經甲烷飽和前后的美國阿拉斯加北坡Ugnu稠油的黏度變化。當稠油中甲烷含量為0時，其黏度隨壓力緩慢線性增大，終態黏度大約為始態黏度的2倍。相反，在相同壓力范圍內，溶有甲烷氣體的稠油的黏度急劇下降，至終態時，黏度下降了40倍。因此，低溫高壓有助于氣體的溶解，由于溶脹作用，稠油黏度有效降低。

3.4 微氣泡的影響

近年來，對微氣泡的研究從宏觀流變性逐漸深入至微觀形態，從力學形變角度揭示微氣泡與流體的相互作用，探究其降黏機理。P. Abivin等[37]指出溶氣稠油黏度在很大程度上依賴于氣泡形態，并由此引入Ca數來預測氣泡的形狀，Cacr為氣泡球形與非球形的臨界Ca數,其圖像如圖1所示。由圖1可知，在低剪切速率下，CaCacr，氣泡變形被拉長，且隨著剪切速率的上升，其表觀黏度下降。A. C. Rust等[38]發現，Ca數約為0.7時，氣泡開始變形伸長。因此，氣泡的形態對溶氣稠油的表觀黏度具有一定影響。

圖1 微氣泡形狀顯微圖像

Fig.1Micrographofmicrobubbleshape

P. Abivin等[37]把氣泡變形與表觀黏度相關聯，而 C. P. Or等[39]主要研究了氣泡粒徑、數量及分布對溶氣稠油黏度的影響。結果表明，氣泡聚集合并會導致稠油黏度升高。圖2為微氣泡粒徑顯微圖像。

圖2 微氣泡粒徑顯微圖像

Fig.2Micrographofmicrobubbleparticlesize

由圖2可知，在無剪切條件下，氣泡粒徑較大，約200 μm，其概率分布接近于Gaussian分布規律。通過對其施加一定的剪切力，氣泡粒徑尺寸分布轉移至小尺寸約5 μm，然而稠油黏度持續降低至初始狀態下黏度的80%。這是大氣泡消失造成的，而大氣泡消失是界面張力和接觸角的影響。大氣泡不穩定并且對原油僅有腫脹作用，微氣泡更加穩定耐久，同時可有效降低黏度，提高稠油的流動性能，因此微氣泡更值得研究。

目前，微氣泡在稠油中的作用機理研究較少，而對于油氣水多相分散體系，微氣泡與微液滴的相互作用關系及降黏效果的研究更是鮮有報道。P. Abivin等[37]利用Einstein模型驗證了體系黏度與溶解在水中的氣體無關，認為微氣泡-微水滴-溶氣稠油雙分散體系中球形水滴導致稠油黏度增大，同時促使氣泡變形，而變形的氣泡又促使體系黏度降低，兩者相互作用，共同影響稠油的黏度。對于細長水滴，可促進體系黏度降低，但不會影響氣泡的變化。因此，混相分散體系的流變性十分復雜，而微氣泡-微水滴-溶氣原油雙分散體系更為特殊。

綜上所述，重質氣體、高黏稠油、低溫高壓、高溶氣量、細長型小粒徑微氣泡均有助于微氣泡-溶氣原油分散體系黏度的降低，而溫度、壓力條件的影響更為突出，微氣泡形態、粒徑分布及微水滴的影響更值得研究。

4 結論

(1) 原油溶氣降黏的作用機理與稠油結構密切相關，低溫條件下，溶氣稀釋作用、溶脹作用、膠團破壞作用和分子力作用成為降黏的主導因素，高溫條件下，稀釋作用、分子力作用和微氣泡作用成為影響稠油黏度的主要因素。

(2) 溶氣稠油分散體系黏度預測模型較少，主要有CO2-稠油混相黏度模型、回歸黏度模型、溶氣稠油分散體系黏度模型和EF黏度預測模型等，多數未考慮溶氣量、氣泡粒徑及分布的影響。

(3) 重質氣體、高黏稠油、低溫高壓、高溶氣量、細長型微氣泡均有助于微氣泡-溶氣原油分散體系黏度的降低，而溫度、壓力對其黏度的影響較為突出。

(4) 微氣泡、微水滴與稠油內的組分相互作用，一定條件下有助于體系黏度降低。研究微氣泡、微水滴的形態、粒徑分布及相互作用等，對深入理解其降黏機理及建立黏度模型具有重要意義，成為今后的研究方向。

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Research Progress of Viscosity-Reducing Properties of Dispersion System of Heavy Oil with Dissolved Gas

Han Jianwei1， Lyu Yuling1,2， Chen Shujiong1， Meng Dewen1， Jiang Ming1

(1.CollegeofPipelineandCivilEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina)，QingdaoShandong266580，China;2.MainLaboratoryofOilandGasStorageandTransportationSafetyofShandongProvince，QingdaoShandong266580，China)

The viscosity of heavy oil is high, the pipeline transportation is difficult, and the viscosity decreases greatly after dissolved gas. Thus researching viscosity-reducing properties of dispersion system of heavy oil with dissolved gas is of great significance to the actual pipeline operation. The viscosity-reducing mechanisms, viscosity models and influence factors of heavy oil with dissolved gas are summarized. The research indicates that dilution micelle damage, swelling, molecular force and micro-bubbles effect can reduce the viscosity of dispersion system. Viscosity models are mainly established by Shu, Abivin and so on, and the defects in the model are presented. The property of oil and gas, temperature, pressure, the amount of dissolved gas and micro-bubbles have different effects on the system's viscosity, and the direction of the heavy oil with dissolved gas is proposed.

Heavy oil with dissolved gas; Viscosity; Dispersion system; Micro-bubbles

2017-02-25

2017-03-04

國家自然科學基金項目資助(51674281)。

韓建偉(1991-)，男，碩士研究生，從事多相管流及油氣田集輸技術研究；E-mail：hjwcy1104@163.com。

呂宇玲(1971-)，女，博士，教授，博士生導師，從事多相管流及油氣田集輸技術研究；E-mail：lyl8391811@163.com。

TE832

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.06.011

(編輯 王戩麗)