稠油降粘机理_微生物稠油降粘机理

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稠油的类乳化复合降粘作用机理

向油井注入蒸汽、表面活性剂水溶液、溶剂或油溶性降粘剂使高粘度的稠油粘度降低，可以实现稠油的降粘开采，其中乳化降粘应用最为广泛，降粘效率最高。单一的降粘方式有种种不足，难以获得既经济又理想的降粘效果，越来越多的研究者倾向于采用复合降粘措施。本文首次提出一种特殊的复合降粘技术(complex viscosity—reducing technique)o以具有特定表面活性的乳化剂将油溶性降粘剂配成乳状液，将这种乳状液注入井下，乳状液破乳后油溶性降粘剂与稠油作用，降低稠油粘度，粘度降低的稠油易被乳化，因而可达到很高的降粘效率。复合降粘的作用机理既不同于油溶性降粘机理，又有别于乳化降粘机理，其基本特征是乳化剂加量极少，水外相比例低，油溶性降粘剂加量影响内相粘度，形成的乳状液既非O／W 型，也非W／O型，而是介于二者之间的过渡型，本文称之为类乳液(pseudoemulsion)，在稠油降粘机理中起特殊作用的正是这种体系。1 乳化降粘机理

表面活性剂水溶液与稠油形成的O／W 乳状液的粘度，主要取决于分散介质(即水外相)的粘度，内相的体积分数也有相当大的影响。根据不同实验方法得到的描述乳状液粘度的经验公式很多，其中较常用的有3个。

1．1 Einstein公式

当分散相(油内相)的体积分数≯小于0．02时，乳状液的粘度 与分散介质(水外相)的粘度珈间的关系符合Einstein公式：

1．3 Richardson公式

水包油乳状液的粘度也可用Richardson指数公式：

式中k称为Richardson常数。由于实验的条件性很强，不同研究者研究不同体系得出的k值有很大的差别(表1)。但无论k取何值，式(3)均说明随着内相体积分数的增加，乳状液粘度呈指数增加趋势。

可见，要使稠油(不管它的粘度多么高)乳化后能够降粘，必要条件是乳化后形成O／W 型乳状液，而充分条件是稠油在乳状液中所占的体积分数(或油水体积比)不太大，否则，即使形成O／W 乳状液，它的粘度也会很高。采用乳化降粘技术开采稠油时，稠油与水的体积比一般为70：30～80：20，按Richardson公式计算，叩／叩0约为130～600。2 类乳化复合降粘原理 2．1 乳状液类型

按照Ostwald从纯几何观点提出的相体积理论l3．5 J，大小相同的园球最紧密堆积时，球体体积只能占总体积的74．02％，其余25．98％是空隙。对于乳状液，分散相体积分数大于0．74时，液滴堆积的紧密程度已经超过其最大可能值，必然导致乳状液的破坏或变型。若分散相体积分数在0．26～0．74之间，W／O或O／W 两种类型的乳状液均可形成．／J、于0．26或大于0．74时只能形成一种类型的乳状液。

事实上，真实乳状液的液滴大小是不同的，小液滴可充填在大液滴的空隙之间，使内相体积分数超过0．74。当内相体积分数很高时，分散相可被挤成大小和形状不同的多面体，此时内相体积也可大大超过74％。根据文献报道，比较极端的例子是石蜡油一水乳状液的内相油含量高达99％时仍为O／W 型。

根据Hatschek公式或Richardson公式，乳状液的粘度主要与外相粘度和内相体积分数有关。按复合降粘方案，虽然水外相体积不到20％(一般为10％ ～15％)，但借助于特殊的表面活性剂仍可制备出一种倾向或类似于O 型的乳状液即类乳液，其粘度介于水与稠油之间。若形成的是W／O乳状液，其粘度将高于稠油。2．2 乳化剂加量

形成稳定乳状液的条件之一是有足够量的类型合适的乳化剂。目前，稠油乳化降粘工艺所用乳化剂多为阴离子和非离子型表面活性剂的混合物，加量一般为0．5％ ～1．0％。按本文复合降粘方法要求，特制乳化剂的加人量仅约0．1％，体系粘度较低也较稳定，乳化剂量过多或过少都不能获得好效果，这与单纯的O／W 乳状液降粘机理是不同的。

据分析并检测，如此低的乳化剂加量不足以使体系形成O／W 乳状液，也不可能形成W／O 乳状液，而是形成介于O／W 和W／O 之间的过渡型乳状液(类乳液)。这种类乳液体系稳定性不高，但粘度也不高，正好符合稠油开采的工艺要求。

2．3 相粘度的变化

经典的乳状液理论认为，乳状液的粘度仅与外相的粘度和内相的体积分数有关，而与内相的粘度无关。采用复合降粘方法得到的是非O／W亦非W／O的过渡型乳状液，50℃ 时其粘度虽远低于稠油(降粘率在96％左右)，但却远高于水(50℃时水的粘度为0．55 mPa·S)和O／W 乳状液(若为典型O／W，按R：chardson公式，相同条件下降粘率应为98％)。由此可认为这种类乳液的粘度与内相(即稠油)的粘度有关，这与典型乳状液是不同的。其实，真实的稠油／TJ

7、8]在研究稠油／水乳状液形态时都拍摄到了O／'W／O和W／O／W 甚至更多层复合结构的多相乳滴。这样的体系，其粘度绝不会与内相粘度无关。文献[9]在研究单家寺稠油／水乳状液的粘度时，发现用反演的方法求得的Richardson公式中的。只是一个与乳状液性质有关的参数，而不具有原来的物理意义(外相粘度)。因而可以认为，对于这种过渡型乳状液和具有复合内相结构的乳状液，Richardson公式产生很大偏差的原因是未考虑内相粘度。至于内相粘度如何影响乳状液粘度，由于实验手段有限，未进行深人探讨。2．4 复合降粘稠油体系的微观结构

仔细分析复合降粘工艺的实施过程和结果可以看出，携带有油溶性降粘剂乳化液滴的水溶液在井底与稠油接触后，由于水相体积分数太小、乳化剂加量太少，不能使稠油与水形成O／W 乳状液，而是在井底高温作用下破乳，预乳化在水中的油溶性降粘剂与水相分离并与稠油中一些组分相互作用，使稠油粘度降低。分离出的水成为自由水或游离水，在与稠油一起上升的过程中与稠油形成“水套油心”、“悬浮油”或“水漂油”，局部可能形成O／W 乳状液(因为复合降粘所用乳化剂均为O／W 型乳化剂)。这种体系是一种介于O／W 和W ／O 之间的过渡型乳状液(更倾向于O／W 型乳状液)，其粘度很低(但高于O／W 型乳状液)，可以达到使稠油降粘的目的。

用少量的水或活性水与稠油形成的“水套油”或“悬浮油”这样的核心．环状流(core annular flow)来输送高粘稠油在国内外都有先例[加．11]。文献[10]报道，在委内瑞拉的一条203 mm 试验管线上仅用1％的水通过形成核心．环状流就能输送粘度为1．1×10 mPa·S的稠油的试验结果，发现对每一个油流速度，都存在一个压力梯度较低的最佳含水量，这个最佳值约为8％ ～12％。可见，用少量的水携带油溶性降粘剂通过井下条件的改变形成内相粘度较低的倾向于O／W 型乳状液的核心．环状流低粘体系，是复合降粘工艺的主要降粘机理。类乳化复合降粘作用特性

在某些特定条件下，以稀油作为携带液将油溶性降粘剂带人井下在经济上是合算的。但在多数情况下，以稀油作为携带液并不经济，必须考虑以水为携带液将油溶性降粘剂带人井下实现复合降粘。这种复合降粘方式所用的携带液(水)量仅为15％ ～20％，不足以产生稳定的乳化降粘作用。按照传统的乳化降粘理论 1 l7j，加水量小于30％时就会形成W／O反向乳状液，粘度将大于油相粘度，即会使体系增粘。但在本文的研究条件下并未出现这种情况，反而使体系具有更低的粘度。

以胜利油田乐安区块的稠油为例研究以水为携带液时MSA(一种油溶性降粘剂，化学成分为马来酸酐、苯乙烯、丙烯酸酯三元共聚物，实验室制品)对稠油的复合降粘特性。采用NXS一11A 型旋转粘度计(B转子系统，112 r／min，63．5 SI1)测定的乐安稠油在不同温度下的粘度如下(>表示超出量程)：50℃ 下>17 800 mPa·S，60℃ 下14 288 mPa·S，70℃下5 417．1 mPa·S。以下实验研究中降粘剂MSA和乳化剂加量均为药剂与原油的质量比，以％表示。

3．1 降粘剂加量对降粘效果的影响

从图1可见，降粘剂加量较少时，降粘率随MSA加人量增加而提高，但当加量超过一定量后，降粘剂大分子反而起增粘作用，约在0．05％ 时具有较好的降粘率。这一结果与用油作携带液时的结论是一致的。

3．2 乳化剂加量对降粘效果的影响

单纯的乳化降粘就是将乳化剂溶解到水中制成活性水，将活性水注人井下使之与原油形成O／W型乳状液。从生产经验看，要达到较好的降粘效果，需使用大量的乳化剂(1％ ～5％)，这将大大提高采油成本，而且采出的稠油很难破乳脱水。本文设计仅用微量的特定乳化剂并配合油溶性降粘剂就能达到降粘目的。表2反映复合降粘时乳化剂的使用极限。

当乳化剂加量为0．05％时，稠油无法与水形成乳状液，因而不能降低稠油的粘度。值得注意的是，乳化剂加量为0．1％ 时的降粘效果反而比0．2％时好，这一现象与纯粹的乳化降粘不同，与微乳液降粘也是不同的L1¨，这也显示了本文降粘方法的独特性与可行性。出现此现象的原因可能是降粘剂MSA对稠油的降粘作用发生在先，稠油的粘度已经降低，用微量的乳化剂就能比较容易地与水形成类似O／w 型的类乳液，从而使粘度大幅度降低。根据此实验结果，选用特定乳化剂加量为0．1％。3．3 油水比对降粘效果的影响 根据前人研究及油田现场应用情况[ ,12．13]，采用乳化降粘方法时要形成稳定的O／W 型乳状液，油水体积比必须小于7／3，也就是要有足够量的水。通过多次实验发现，采用复合降粘方法可以大大提高这一比例(即加大油量)，结果见表3所示。

从表3看出，温度较低时，MSA 的降粘效果随油水体积比的增大而降低，这是符合乳化降粘机理的。但是当温度升高时，油水体积比小的乳状液却发生破乳，这是由于这些乳状液含水量较大，在微量乳化剂作用下与稠油形成的O／W 型乳状液极不稳定，或者形成的是水外环，温度升高或时间延长都会导致分散的小油滴重新聚集成团。选用油水体积比为8．5／1．5。

3．4 温度对降粘效果的影响

从降粘剂加入温度对稠油粘度的影响(表4)可以明显看出，加入温度为60℃ 时降粘效果最好。在温度较低时(50℃)降粘剂不能与稠油充分作用，在温度较高时所形成的类乳状液逐渐趋于不稳定，原本分散开的小油滴有聚集趋势，粘度逐渐升高，直至乳状液最终破乳。

3．5 降粘方案的比较

以等量的煤油和水分别将MSA 携带到稠油中，比较其降粘效果(图2)。粘度值系用NXS一11A型旋转粘度计测定(B转子系统，200 r／min，113．5S叫)。MSA加量均为0．05％。以水为携带液时稠油、水体积比为8．5／1．5，乳化剂加量0．1％ ；以煤油为携带液时稠油、煤油体积比为8．5／1．5。从图2可以看出，以水为携带液时MSA 的降粘效果优于以煤油为携带液时的降粘效果。

由以上实验研究结果可见，复合降粘方案在技术上是合理可行的。用该法开采稠油将会改变传统的井筒掺稀油降粘开采方式，从而节约大量稀油资源，降低稠油开采成本，为生产单位带来巨大的经济效益。4 结论

(1)本文提出的复合降粘技术使用特定的乳化剂和油溶性降粘剂，与稠油形成的类乳状液体系具有较低粘度和一定稳定性，该技术可用于稠油化学降粘开采。

(2)在少量表面活性剂水溶液作用下，稠油在井下形成核心一环状流低粘体系是复合降粘工艺的主要降粘机理。

(3)按复合降粘方案，当油水体积比8．5／1．5，水相中特定乳化剂加量0．1％，添加MSA油溶性降粘剂0．05％，在50～60"12时可使胜利乐安稠油降粘率达到97％ 以上。