多元热流体热采稠油乳状液的形成及稳定性研究

王少华， 孙永涛， 王梦莹， 刘海涛， 金邵平， 潘定成， 林梅钦

(1.中海油服油田生产研究院稠油技术所，天津 300450； 2.中国石油大学提高采收率研究院，北京 102249)

多元热流体热采稠油乳状液的形成及稳定性研究

王少华1， 孙永涛1， 王梦莹2， 刘海涛1， 金邵平2， 潘定成2， 林梅钦2

(1.中海油服油田生产研究院稠油技术所，天津 300450； 2.中国石油大学提高采收率研究院，北京 102249)

利用PVT装置模拟高温高压下热采稠油乳状液的形成过程，并通过RS600流变仪及光学显微镜，测定了渤海脱水原油与模拟水在不同条件下所形成的原油乳状液的黏度及微观特性，考察了影响热采稠油乳状液稳定性的因素。结果表明，随实验温度、搅拌速率以及防膨剂浓度的增加，稠油与模拟水乳化所形成的原油乳状液黏度增加，水滴数量增加、粒径减小，所形成的原油乳状液稳定性增强，而多元热流体的加入使得原油乳状液黏度降低，但水相颗粒以更小的粒径分布得更均匀。这主要与温度增加及多元热流体的作用有关，稠油黏度降低，再加上剪切速率增加及稠油中的天然乳化剂共同作用，使得稠油容易与模拟水乳化，形成稳定的W/O型乳状液。

稠油； 多元热流体； 乳状液； 热采

中国海洋石油总公司已发现的原油地质储量中，超过70%的储量为稠油。海上稠油受油藏埋藏深、海上平台空间限制，需选择适合海上稠油的开采方式。稠油的开采方式以热采为主[1]，目前海上稠油的开采方式主要包括水驱开采、稠油热采、适度出砂冷采及聚合物驱开采等[2]。而渤海油田主要采用稠油热采中的多元热流体热力采油方式进行开采。这种开采方式主要是利用航天火箭发动机的燃烧喷射原理，向高压燃烧室内注入柴油(原油或天然气)，同时注入空气，将燃烧产物CO2、N2及水蒸气等组成的多元热流体，注入油藏进行吞吐采油[3]。这种开采方式通过降黏、膨胀驱替等起到增产采油的作用[4]。多元热流体热力采油在提高采收率的同时，由于稠油组成复杂，其中含有较高含量的胶质、沥青质等界面活性组分，这些胶质、沥青质易吸附在油水界面上，形成稳定的界面膜，加上稠油体相黏度大，阻碍水滴的聚并，从而造成多元热流体热采所形成的原油乳状液较稳定[5-9]。同时，在原油和地层水同时由油管流向地面，并输送向储油罐的过程中，原油和地层水也可能因为流过喷油嘴、阀门等地方，经过剧烈的机械剪切而形成原油乳状液[10]。但是目前对多元热流体热采稠油乳状液的形成过程及稳定机理研究较少。为此，笔者通过高温高压可视相态釜模拟并考察了不同温度、搅拌速率、添加剂浓度和多元热流体等因素对稠油乳状液稳定性的影响，探讨了多元热流体稠油热采过程中原油乳状液的形成及稳定原因。

1 实验部分

1.1试剂与仪器

实验所用原油为渤海原油，黏度(50℃)1 122.53 mPa·s(50 ℃)，密度0.948 0 g/cm3。正戊烷、氯化钠、氯化钾、氯化钙、硫酸钠、硫酸镁、碳酸氢钠、碳酸钠均为分析纯。实验中所用的模拟水离子组成如表1所示。

表1 渤海油田模拟水离子组成Table 1 The component of Bohai oilfield stimulation water mg/L

高温高压可视相态釜(PVT装置)；RS600流变仪；DMA45密度仪；DHG-9070A型电热鼓风干燥箱；奥林巴斯BX41光学显微镜。

1.2稠油高温乳化方法

将35 g稠油及15 g模拟水(含各种添加剂与N2、CO2)，即油相与水相质量比为7∶3，放入高温高压可视相态釜(PVT装置)中。设定一定的转速和时间(20 min)，在不同温度下使其乳化形成W/O型乳状液。然后降温取稠油与多元热流体乳化后的样品，测定其稳定性、黏度及乳化状态。

1.3模拟原油乳状液稳定性测定

将PVT装置中所形成的原油乳状液置于具塞试管中，放入52 ℃电热干燥箱中恒温，通过观察不同时间下，具塞试管内析出水量的多少及清晰程度判断模拟原油乳状液的稳定性。并根据t时刻水相的体积Vt，计算出t时刻的分水率Vt/V0×100%，其中V0是加入的水相体积即总的水相体积。

1.4模拟原油乳状液黏度测定

将PVT装置中所形成的原油乳状液置于RS600流变仪的圆筒中，选用型号为PP20的转子，在50 ℃条件下恒温10 min，然后测定其黏度值。

1.5模拟原油乳状液微观形态观测

将PVT装置中所形成的原油乳状液静置24 h后，置于光学显微镜下放大1 000倍在室温下进行观测，得到模拟原油乳状液的微观形态。

2 结果与讨论

2.1温度对原油乳状液稳定性影响

通常温度升高原油的黏度降低，而蒸汽驱过程中的高温使得稠油黏度大幅度降低，从而有利于油水混合形成乳状液。表2是在搅拌速率为150 r/min，不同温度下，通过PVT可视装置模拟得到的原油乳状液，于52 ℃地层温度条件下静置48 h后的分水率。由表2中数据可以看出，55 ℃条件下得到的原油乳状液分水率达到100%，此时油水基本不发生乳化。随温度升高，原油乳状液的分水率降低，180 ℃温度下稠油与水乳化后所形成的原油乳状液的分水率为23.3%，远低于55 ℃时稠油乳化所形成的原油乳状液的分水率。这表明在高温下稠油与水更容易乳化形成较稳定的原油乳状液，即高温促进了稠油与水发生乳化。

表2 温度对原油乳状液分水率的影响Table 2 Influence of temperature on the waterseparation of crude oil emulsion

稠油与水乳化后所形成的原油乳状液的黏度也会发生明显变化。表3是在搅拌速率为150 r/min，不同温度下，通过PVT可视装置模拟得到的原油乳状液在50 ℃下所测得的黏度值。由表3中数据可以看出，随着搅拌过程中温度的增加，稠油与模拟水乳化所形成的原油乳状液的黏度明显增加，55 ℃条件下得到的原油乳状液黏度远低于其他条件下的原油乳状液黏度，可能是因为该温度下并未得到稳定的原油乳状液，而温度升高后，稠油黏度大幅度降低，容易与水混合形成较稳定的原油乳状液。

表3 温度对原油乳状液黏度影响Table 3 Influence of temperature on the viscosity of oil emulsion

为了验证低温条件下是否得到了原油乳状液，将取出的模拟原油乳状液置于光学显微镜下放大1 000倍进行观察，结果如图1所示。由图1可以看出，分散相颗粒为白色球状颗粒，而分散介质呈棕黄色或红棕色连续相，因此不同温度下得到的原油乳状液为W/O型乳状液。55 ℃所得到的原油乳状液微观图中，分散相颗粒很少，而随温度增加，分散相颗粒增加，150 ℃及180 ℃条件下形成的原油乳状液则有粒径较大的分散相颗粒出现。因此，55 ℃条件下没有形成稳定的原油乳状液，而高温下(≥100 ℃)能得到较稳定的W/O型原油乳状液。

图1 不同温度得到原油乳状液微观图(×1 000)

Fig.1Microcosmicfiguresofoilemulsionpreparedatdifferenttemperatures(×1 000)

高温条件下(≥100 ℃)稠油与水乳化形成稳定的W/O型原油乳状液主要是因为高温对原油黏度的影响。本实验中所用脱水原油为稠油，与水乳化时油水质量比为7∶3，稠油的黏度非常大，随着模拟过程中温度的增加，稠油的黏度逐渐降低，与水的黏度差逐渐减小，使油水两相更容易混合均匀，从而发生稳定的乳化。在温度增加的过程中，稠油中界面活性组分胶质、沥青质也处于分子分散状态，逐渐扩散吸附至油水界面，更易形成稳定的界面膜，从而增加原油乳状液的稳定性。因此，模拟过程中温度的增加会造成W/O型原油乳状液稳定性的增加。

2.2搅拌速率对原油乳状液稳定性影响

模拟形成原油乳状液的过程中，搅拌速率的增加会造成剪切作用增强，使得分散相颗粒粒径减小，更均匀的分布在连续相中，从而增加所形成的原油乳状液的稳定性。表4是在150 ℃下，通过不同速率搅拌，经PVT可视装置模拟得到的原油乳状液，于52 ℃地层温度条件下静置48 h后的分水率。由表4中数据可明显看出，搅拌速率为50 r/min的试管内析水量达到15 mL，分水率达到100%，几乎析出全部水量，而搅拌速率为150 r/min的试管内分水率只有20%，250 r/min的搅拌速率所形成的乳状液的分水率只有13%。即相同温度下随着搅拌速率的增加，原油乳状液的分水率减少，所形成的W/O型乳状液的稳定性增强。

表4 搅拌速率对原油乳状液分水率的影响Table 4 Influence of stirring velocity on the waterseparation of crude oil emulsion

表5是在150 ℃温度下，经过不同搅拌速率的作用，通过PVT可视装置模拟得到的原油乳状液在50 ℃下的黏度值。由表5中数据可以看出，在相同温度下，搅拌速率越大，形成的原油乳状液的黏度越大，搅拌速率达到250 r/min时，稠油与水乳化所形成的原油乳状液的黏度能达到4 267.10 mPa·s，远大于搅拌速率为50 r/min时油水乳化所形成的原油乳状液的黏度值。

表5 搅拌速率对原油乳状液黏度影响(50 ℃)Table 5 Influence of stirring velocity on theviscosity of oil emulsion(50 ℃)

图2是PVT装置中所形成的原油乳状液置于光学显微镜下放大1 000倍的微观形态。由图2可以看出，在搅拌速率为50、150、250 r/min条件下得到的原油乳状液均为W/O型乳状液。相同温度下，随搅拌速率的增加，稠油与水乳化所形成的原油乳状液中分散相颗粒密度增加。搅拌速率为50 r/min条件下的原油乳状液分散相颗粒较少，而搅拌速率为150、250 r/min条件下得到的原油乳状液分散相颗粒明显增多。这进一步说明随搅拌速率增加，稠油与水乳化所形成的原油乳状液稳定性增强。

图2 不同搅拌速率得到原油乳状液微观图(×1 000)

Fig.2Microcosmicfiguresofoilemulsionpreparedatdifferentstirringvelocities(×1 000)

上述实验结果表明,在150 ℃高温下，固定温度及含水率(30%)不变，当搅拌速率为50 r/min的条件下，稠油与水乳化所形成的原油乳状液稳定性弱，很快析出水，且分水率达到100%，当搅拌速率超过100 r/min后，形成的原油乳状液稳定性增加。搅拌速率增加，油水更容易发生乳化，此时作为分散相的水相的颗粒粒径减小，更加均匀的分布在原油中，水相颗粒增加，其比表面积增加，乳状液体系总能量增加，阻碍了水相颗粒的絮凝聚并，因此形成稳定的原油乳状液[11]。

2.3防膨剂对原油乳状液稳定性影响

季铵盐阳离子聚合物作为防膨剂，其主要作用是抑制稠油热采过程中矿物蒙脱石的膨胀，在热采驱替过程中是否对原油乳状液的形成产生影响直接关系到采出液的稳定与处理。表6是在150 ℃下，加入不同质量分数的防膨剂，通过PVT可视装置模拟得到的原油乳状液在50 ℃下的黏度值。由表6数据可以看出，在相同模拟温度条件下，随着防膨剂质量分数的增加，形成的原油乳状液黏度随之增加。防膨剂质量分数为0.1%形成的原油乳状液黏度为3 653.04 mPa·s，较脱水原油的黏度(1 122.53 mPa·s)有很大程度的增加，而防膨剂质量分数为0.5%时所形成的原油乳状液黏度为4 093.12 mPa·s，大于不含防膨剂时油水乳化所形成的原油乳状液的黏度。这表明防膨剂会促进稠油与水乳化形成更稳定的原油乳状液。

表6 防膨剂质量分数对原油乳状液黏度影响Table 6 Influence of mass fraction of anti-swelling agent on the viscosity of oil emulsion

图3是PVT装置中不同质量分数防膨剂所形成的原油乳状液置于1 000倍光学显微镜下观察到的微观形态。由图3可以看出，加入质量分数0.5%、1.0%、5.0%及10.0%的防膨剂得到的原油乳状液均为W/O型乳状液。随加入防膨剂质量分数增加，形成的原油乳状液中分散相的密度逐渐增加。防膨剂质量分数从0.5%增加到10.0%的过程中，分散相中粒径较大的水相颗粒逐渐减少，形成颗粒粒径较小，分布均匀的原油乳状液。因此，高质量分数防膨剂的加入，使得原油乳状液的稳定性逐渐增强。

图3 不同防膨剂质量分数下原油乳状液微观图(×1 000)

Fig.3Microcosmicfiguresofoilemulsionpreparedindifferentmassfractionoftheanti-swellingagent(×1 000)

上述实验结果表明，多元热流体热采过程所添加的防膨剂对稠油乳状液的形成起促进作用。这主要由于该防膨剂为季铵盐阳离子聚合物，主要目的是防止黏土颗粒膨胀。该防膨剂能增加原油乳状液稳定性，可能是因为季铵盐阳离子聚合物具有较高的相对分子质量，当其部分分布在水相颗粒表面后(油水界面处)，形成了机械强度较高的界面膜，对界面膜排液产生了阻碍作用，阻碍了水相颗粒的聚并，从而使原油与含防膨剂模拟水所形成的W/O乳状液稳定性增加。因此，季铵盐阳离子聚合物防膨剂的加入有效地增强了原油乳状液的稳定性，对采出液油水分离产生不利的影响。

2.4多元热流体对原油乳状液稳定性影响

表7是在180 ℃下，分别采用水蒸汽及多元热流体(含CO2、N2和水蒸气混合)与稠油乳化，通过PVT可视装置模拟得到的原油乳状液在50 ℃下的黏度值。由表7中数据可以明显看出，在180 ℃下稠油与模拟水模拟得到的原油乳状液黏度远高于脱水原油黏度(1 122.53 mPa·s)，形成了较为稳定的原油乳状液。稠油与180 ℃多元热流体混合乳化所形成的原油乳状液黏度低于180 ℃水蒸气混合得到的原油乳状液黏度，这是因为多元热流体中含有CO2、N2，气体的存在使得原油乳状液黏度降低。

表7 多元热流体对原油乳状液黏度影响Table 7 Influence of multiple thermal fluid on theviscosity of oil emulsion

图4是水蒸气及多元热流体与稠油混合乳化后，经PVT可视装置模拟所得原油乳状液置于1 000倍光学显微镜下观察到水滴的微观形态。从图4可以看出，180 ℃下稠油与水蒸气混合或稠油与多元热流体混合得到的原油乳状液均为W/O型乳状液。形成乳状液过程中，加入CO2、N2混合得到的原油乳状液的水相颗粒较与水蒸气混合得到的原油乳状液水相颗粒密度增加，粒径减小。这表明稠油与多元热流体混合乳化后所形成的原油乳状液稳定性更强，即多元热流体热采稠油过程可能形成更稳定的W/O型乳状液，从而影响采出液的油水分离。

多元热流体驱替过程中，加入的CO2、N2会使得稠油黏度降低，饱和N2会使得稠油黏度降低13%～20%，饱和CO2则使稠油黏度降低40%～60%[12]。气体溶于稠油中，降低其黏度，且使得稠油体积膨胀，因此形成的原油乳状液黏度会有所降低。形成原油乳状液的过程中，由于稠油黏度降低，更易于与水混合，因此水相更易分散于稠油中，形成粒径较小、密度大的水相颗粒，导致原油乳状液稳定性增强。

图4 多元热流体对原油乳状液微观影响(×1 000)

Fig.4Microcosmicfiguresofoilemulsionpreparedbymultiplethermalfluid(×1 000)

2.5多元热流体热采稠油乳化机理

上述实验结果表明，多元热流体热采稠油过程，稠油与水乳化形成稳定的W/O型乳状液。这主要由于一方面注入的多元热流体温度高，加上混合气体CO2、N2的作用，使得稠油黏度大幅度降低，稠油黏度降低后容易与水混合，油水混合后经过近井地带时，受到孔隙高剪切作用，油水容易发生乳化形成W/O型乳状液。另一方面，在高温作用下，稠油中的界面活性组分沥青质与胶质处于分子分散状态，较容易扩散并吸附至油水界面处，同时添加的防膨剂季铵盐阳离子聚合物也会扩散并吸附至油水界面处，形成较强的界面膜，使得界面膜刚性增大，对界面膜排液产生了阻碍作用，阻碍了水珠间的聚并，从而使稠油与水乳化所形成的W/O乳状液稳定性增加。

3 结论

(1) 温度越高，剪切作用越强，稠油与水乳化所形成的原油乳状液稳定性越强。

(2) 防膨剂的加入能明显增加原油乳状液的黏度，形成稳定的原油乳状液。这与具有大分子质量的季铵盐阳离子聚合物的防膨剂，增强油水界面膜有关。

(3) 多元热流体的加入会降低原油乳状液黏度，但使得原油乳状液稳定性增强。这主要与多元热流体中CO2、N2降低稠油黏度有关。

[1] 郝晶, 王为民, 李思宁, 等. 稠油开采技术的发展[J]. 当代化工, 2013, 42(10): 1434-1436. Hao Jing, Wang Weimin, Li Sining, et al. Development of the heavy oil exploiting technology[J]. Contemporary Chemical Industry, 2013, 42(10): 1434-1436.

[2] 李亮. 海上稠油常用开采方式综述[J]. 内蒙古石油化工, 2012, 14: 46-47. Li Liang. Review of common exploiting methods of offshore heavy oil[J]. Inner Mongolia Petrochemical Industry, 2012, 14: 46-47.

[3] 孙玉豹, 孙永涛, 林涛. 渤海油田多元热流体吞吐自喷期生产控制[J]. 石油化工应用, 2012, 31(5): 10-12. Sun Yubao, Sun Yongtao, Lin Tao. Production control of Bohai oilfield in flow period of multiple thermal fluids huff and puff[J]. Petrochemical Industry Application, 2012, 31(5): 10-12.

[4] 惠会娟, 李大勇, 张春丽. 鲁克沁东区稠油超临界蒸汽吞吐评价[J]. 辽宁化工, 2013, 42(9): 1112-1114. Xi Huijuan, Li Dayong, Zhang Chunli. Evaluation on supercritical steam stimulation of Eastern Lukeqin heavy oil wells[J]. Liaoning Chemical Industry, 2013, 42(9): 1112-1114.

[5] 文萍, 崔敏, 李传, 等. 稠油及其组分结构参数和红外光谱的考察[J]. 石油化工高等学校学报, 2013, 26(4): 11-15. Wen Ping, Cui Min, Li Chuan, et al. Research on average structure parameter and infrared spectrum analysis in venezuela heavy oil and its sub-fractions[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2013, 26(4): 11-15.

[6] Li M Y, Xu M J, Ma Y, et al. Interfacial film properties of asphaltenes and resins[J]. Fuel,2002, 81:1847-1853.

[7] Li Mingyuan, Guo Jixiang, Lin Meiqin. Studies on properties of interfacial active fractions from crude and their effect on stability of crude emulsions[J]. Journal of Dispersion Science and Technology, 2006, 27: 677-687.

[8] Christophe D, David A, Anne S Q. Stability of water/crude oil emulsions based on interfacial dilatational rheology[J]. Journal of Colloid and Interface Science,2006, 297(2): 785-791.

[9] McLean J D, Kilpatrick P K. Effects of asphaltene solvency on stability of water-in-crude-oil emulsions[J]. J. Colloid Int. Sci.,1997, 189: 242-253.

[10] 李明远, 吴肇亮. 石油乳状液[M]. 北京：科学出版社, 2009.

[11] 孙春柳, 康万利, 刘卫东, 等. 影响原油乳状液稳定性的因素研究[J]. 石油天然气学报, 2010, 32(2): 134-137. Sun Chunliu, Kang Wanli, Liu Weidong, et al. Study on factors of stability of oil emulsion[J]. Journal of Oil and Gas Technology, 2010, 32(2): 134-137.

[12] 林涛, 孙永涛, 马增华, 等. 多元热流体中热-气降黏作用初步探讨[J]. 海洋石油, 2012, 32(3): 74-76. Lin Tao, Sun Yongtao, Ma Zenghua, et al. A preliminary discussion on oil viscosity reduction by heat-gas activity in multiple thermal fluids[J]. Offshore Oil, 2012, 32(3): 74-76.

(编辑 闫玉玲)

Formation and Stability of Heavy Oil Emulsion of Thermal Recovery

Wang Shaohua1， Sun Yongtao1， Wang Mengying2， Liu Haitao1， Jin Shaoping2， Pan Dingcheng2， Lin Meiqin2

(1.HeavyOilTech.Institue,ProductionOptimzationR&DInstitue,COSL,Tianjin300450,China; 2.EnhancedOilRecoveryResearchInstitute,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249，China)

Formation of the heavy oil emulsion of thermal recovery was simulated by the PVT equipment. Viscosities and microscopic properties of crude oil emulsion made by Bohai dehydrated crude oil and simulating water were investigated with a rheometer RS600 and Olympus microscope BX41. Meanwhile, the effects of simulated conditions on the stability of emulsion were also studied in this thesis. The results indicate that viscosities of crude oil emulsions and densities of water particles increase with higher temperature, higher stirring velocity and more anti-swelling agents. However, smaller water particle size and lower viscosity of crude oil emulsions are obtained mainly because of the effect of multiple thermal fluid. The results show that the stability of W/O crude oil emulsion are increased with the increasing of temperature and stirring velocity, effecting of multiple thermal fluidand natural emulsifier in crude oil.

Heavy oil; Multiple thermal fluid; Emulsion;Thermal recovery

1006-396X(2014)04-0066-07

2014-01-22

：2014-02-23

国家重大科技专项资助项目(2011ZX05057-005-001)。

王少华(1987-)，男，工程师，从事海上稠油热采技术研究；E-mail:wangshh16@cosl.com.cn。

林梅钦(1965-)，男，硕士，副教授，从事提高石油采收率技术研究；E-mail: linmq@cup.edu.cn。

TE345; O648.2+3

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.04.015