采出液黏度對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 機械科學與工程學院，黑龍江 大慶 163318； 2. 東北石油大學 黑龍江省石油石化多相介質處理及污染防治重點實驗室，黑龍江 大慶 163318 )

0 引言

為實現穩產，中國大部分油田繼一次、二次采油技術后，實施三次采油技術[1-4]。三次采油技術主要為聚合物驅油、由堿—聚合物構成的二元驅油，以及由堿—表面活性劑—聚合物構成的三元復合驅油[5]。其中三元復合驅油技術效果較為明顯，相對于水驅油技術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，同時也增加地面水處理的壓力[10-11]，尤其是三元復合驅采出液組分相對復雜，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能夠實現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[14-16]。同井注采技術的核心為井下油水分離，作為一種軸入導流式旋流分離器，井下油水分離器可在軸向進液的情況下實現井下油水的高效分離，需要滿足處理不同性質采出液且具有較高的分離效率[17]。趙傳偉等[18]運用響應面法對井下兩級串聯旋流器結構進行優化，進行最優結構分離效率的模擬及驗證。王羕[19]采用數值模擬方法，對井下兩級串聯旋流器過渡段進行設計及優選，確定適用于井下油水分離的兩級串聯旋流器的最佳過渡形式。宋鴿[20]對井下旋流器環空通道進行數值模擬分析，設計兩級旋流器油相匯聚時壓力損失較小的流道布置方案。

目前，有關采出液黏度對井下旋流器的流場特性及分離性能影響的研究鮮有報道。以同井注采技術中的井下油水分離器為研究對象，筆者采用數值模擬與實驗結合的方法，分析采出液黏度變化對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預分離介質黏度的適用范圍，以及同井注采工藝的推廣應用提供指導。

1 數值模擬

1.1 物理模型

同井注采技術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入螺旋流道，在螺旋流道的作用下液流逐漸由軸向運動變為切向旋轉運動，經導流錐穩流后進入分離腔，油相向軸心運移并由溢流管排出，水相沿邊壁向底部流動并由底流管排出。

圖1 井下旋流分離器結構 Fig.1 Structure diagram of downhole hydrocyclone

1.2 網格劃分

利用Gambit軟件建立幾何模型并完成網格劃分。為確保計算精度，流體域模型整體采用六面體網格劃分，對螺旋流道進行局部網格加密處理。在數值模擬過程中，為排除網格數量對模擬結果產生的影響，對模型進行網格獨立性檢驗。對網格數分別為0.936 70×105、1.652 00×105、2.848 80×105、3.562 60×105、4.367 58×105的流體域模型進行數值模擬分析，以分離效率為評價指標完成網格獨立性檢驗。隨網格數的增加，分離效率逐漸升高，當網格數增加到2.848 80×105時，分離效率基本不隨網格數的增加而升高。為保障計算精度和節約計算成本，選用網格數為2.848 80×105的模型進行數值模擬分析。網格劃分見圖2，網格檢測結果顯示有效率為100%。

圖2 流體域網格劃分示意Fig.2 Meshing of hydrocyclone

1.3 邊界條件

模擬介質為油水兩相混合液，連續相介質為水，密度為998.2 kg/m3；離散相介質為油，密度為889.0 kg/m3。入口邊界條件為速度入口(Velocity)，根據同井注采技術中井下油水分離工況要求，設計旋流器處理量為4.0 m3/h，即旋流器入口速度為0.41 m/s。出口邊界條件設置為自由出口(Outflow)，油相體積分數為2%，溢流分流比為20%，油水兩相流模擬計算采用多相流混合模型(Mixture)。選用壓力基準算法隱式求解器穩態求解，湍流計算模型為雷諾應力方程模型，Simplec算法用于速度壓力耦合，邊壁為無滑移邊界條件。動量、湍動能和湍流耗散率為二階迎風離散格式，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，分析旋流器內流場特性及分離性能變化規律。

2 結果分析

2.1 可靠性驗證

為了對數值模擬結果進行可靠性驗證，加工井下旋流器樣機并開展實驗，實驗裝置及工藝見圖3，分別選取溢流口油相體積分數及底流口壓降作為評價旋流器性能的關鍵參數。實驗過程調節計量泵控制油相體積分數為2.0%，調節溢流口及底流口管道閥門控制溢流分流比為20%，通過調節入口閥門改變入口進液量。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數測量，通過讀取不同入口進液量條件下入口及底流口的壓力表讀數，獲取旋流器底流口壓降。

圖3 旋流器實驗裝置及工藝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時的溢流口油相質量流率與數值模擬結果見圖4。由圖4可以看出，在研究黏度范圍內，隨入口速度的逐漸增大，旋流器溢流口油相濃度逐漸升高，數值模擬結果與實驗測試結果吻合較好。

不同入口速度條件下底流口壓降分布與數值模擬結果見圖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液量的方式提高旋流器的分離效率使旋流器內壓力損失持續增大，過大的壓力損失不利于現場生產工藝的連續運行。數值模擬結果與實驗結果擬合良好。

圖4 旋流器入口速度對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的密度差實現徑向沉降。選取圖1截面S位置，分析不同黏度介質下旋流器速度場分布，得到混合液黏度變化對速度場的影響規律。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時達到最大而后速度降低，可以看到準自由渦與強制渦的分界區域。最大切向速度隨黏度的增加而逐漸降低，位置未發生明顯改變。同時，在軸心位置、準自由渦與強制渦的交界區域切向速度受黏度變化影響較大。因為在準自由渦與強制渦的交界區域，切向速度變化趨勢發生明顯改變，由逐漸升高轉變為逐漸降低，在介質黏度較高時，黏性阻力較大，需要更高的旋動能完成渦區過渡，使交界區域速度降低。在徑向半徑不大于5 mm、處于旋流器軸心區域即富油相聚集區，切向速度隨黏度的增大而逐漸減小。因為軸心區域為強制渦中心區域，液流的旋轉主要依靠自由渦的液相旋轉帶動而做旋轉運動，黏度越大所需能耗越多，致使切向旋轉速度逐漸降低。

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，液流向旋流器底流口方向運動；在徑向半徑不大于5 mm時，液流向溢流口方向運動，可以看到零軸向速度包絡面處于徑向半徑為5 mm位置。由邊壁向軸心方向，在軸向速度逐漸降低過程中，黏度變化基本不對軸向速度產生影響，當軸向速度逐漸趨近于0 m/s并向相反方向運動時，軸向速度隨黏度增大而逐漸降低。因為在液流軸向運動方向發生轉變的過程中，黏度較大的液體黏滯阻力較大，導致該區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，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，徑向速度逐漸降低，在軸心位置呈現局部升高現象。因為在軸心位置液流徑向運動發生對沖時產生反向運動，導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。基于PBM模型，模擬介質黏度對旋流器內油滴粒徑分布的影響。在其他參數相同的情況下，不同黏度時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，旋流器內離散相油滴在螺旋流道內發生聚結，同時大粒徑油滴分布于軸心油核區域，在小錐段區域的軸心位置出現粒徑分布最大值，沿旋流器軸向向下至底流管內油滴粒徑逐漸減小，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，在旋流器內軸心油核區域油滴粒徑最大，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，進而增強乳化的可能性，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 黏度對分離性能的影響

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

為了對比溢流口油相體積分數分布，不同油滴黏度條件下旋流器溢流口油相體積分數分布曲線見圖12。由圖12可以看出，當混合液黏度為1.03 mPa·s時，軸心位置油相體積分數最高；當混合液黏度為7.91mPa·s時，溢流口油相體積分數最低。說明采出液黏度影響井下旋流器內的油相分布，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數分布云圖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。當黏度為1.03～4.67 mPa·s時，井下旋流器分離效率超過90.0%。當黏度超過4.67 mPa·s時，旋流器分離效率降低到90.0%以下。當黏度達到7.91 mPa·s時，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，同時增大油滴的剪切應力，油滴粒徑分布降低甚至產生乳化，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數分布Fig.12 Distribution of oil phase volume fraction at overflow outlet under different viscosity

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

3 結論

(1)在1.03～7.91 mPa·s黏度范圍內，在最大切向速度分布區域(徑向半徑為20 mm)及軸心區域(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。在運動方向發生改變區域即零軸向速度點外側部分區域，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面及準自由渦與準強制渦的分界位置。

(2)井下旋流器溢流口油相體積分數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。當黏度不大于4.67 mPa·s時，旋流分離器分離效率在90.0%以上；當黏度在4.67～7.91 mPa·s時，旋流分離效率為80.2%～90.0%。