南阳油田赵5井原油掺水不加热集输技术研究.doc

摘 要我国绝大部分油田所产原油为高含蜡、高凝点、高粘度的“三高”原油，为使其有较好的流动性，大都采用加热流程，以确保油气集输及处理过程的正常进行。由于在集输流程能耗中约占 9097都是热能消耗，如果在集输过程中采用不加热掺水集输流程，将产生可观的经济效益。本文通过对南阳油田赵5井原油不加热集输技术的研究，建立了不加热掺水集输工艺的常温输送数学模型。对掺水原油进行了室内流变性实验，研究其剪切应力与剪切速率、粘度与温度、含水率之间的关系，测量了掺水原油的流变曲线，绘制了粘温曲线，拟合了流变方程及粘温方程，并回归了粘度与含水率及温度的综合关系。通过编程计算和结果分析，得出掺水量和掺水管线压降、回油温度和井口回压之间的关系，从而得出赵5井最佳掺水量范围。对系统集输能耗进行了分析，建立了系统能耗分析数学模型。建立停掺水数值模拟数学模型，利用FLUENT软件对集油管停掺水时间进行了数值模拟，从而可预测最大停掺水时间。通过模拟可知，原油的凝点越低，其停掺水时间越长，反之停掺水时间越短。含水率越高，其停掺水时间越短，反之停掺水时间越长。环境温度越低，达到粘壁及凝结的时间就越短。含水率造成的温降时差在高温季节较大，在低温季节较小。关键词： 不加热集输；流变性；数值模拟；FLUENT79AbstractMost of crude oil which produced in China with high wax, high pour point and high viscosity. To make sure it has good liquidity, mostly oilfield use the heating process to ensure that oil and gas gathering and processing run regularly. Because heat energy consumption is about 90 97% of energy consumption, if used in the process of gathering mixed without heating, it will generate considerable economic benefits. Based on the NO.5 well in Nanyang Oilfield gathering without heating oil technology research, we establish a room temperature transport Gathering Process model of the process of gathering mixed without heating. We proceed the neat crude oil rheology experiments and study the shear stress and shear rate, viscosity and temperature, viscosity and moisture content relationship between the flows of crude oil mixed with water. We establish the rheological curve and the viscosity-temperature curve, and the rheological equation and the viscosity-temperature equation is fitted, so we can deduct the integrated relationship of the viscosity and moisture content and temperature. By programming the calculation and analysis of results we can obtain the relationship between water volume and water mixing pipeline pressure drop, and the relationship between the oil temperature and wellhead back pressure, thus we can obtain the best water content range of NO.5 well. By Gathering and transportation of energy consumption of the system analysis, we build the mathematical model of the system energy consumption. We establish the mathematical model of stopping mixing water condition and use FLUENT software to make numerical simulation on the time of stopping mixing water condition of gathering line which can predict the maximum time to stop mixing water. Through the simulation we can see that the lower the pour point of crude oil, the longer it stops with water, on the contrary the shorter the time. The higher water content, the shorter the time it stops with water, on the contrary the longer the time. The lower the ambient temperature, the shorter the time to stick the wall and coagulate. Temperature drop caused by moisture in the hot season is large, and in the cold season is small.Key words：without heating gathering; rheology; numerical simulation; FLUENT 目 录第1章 绪论11.1 研究目的和意义11.2 国内外技术现状11.3 研究的主要内容21.3.1 技术内容21.3.2 技术方法和路线2第2章 管流温度与压力分布数学模型42.1 赵5井基础数据42.2 管内流体温度分布数学模型42.3 管内流体压力分布研究92.3.1 管线沿程压降计算102.3.2 压力校核12第3章 掺水原油流变性的实验研究133.1 研究的目的、目标及方法133.1.1 研究目的133.1.2 研究目标及方法133.2 掺水原油流变性的实验研究133.2.1 油样配备133.2.2 实验仪器143.2.3 实验影响因素分析143.2.4 含水原油基本流型及流变方程153.3 实验数据及数据处理173.3.1 流变曲线、粘温曲线拟合及流变方程确立173.3.2 粘度与含水率、温度的综合关系293.4 掺水原油流变性影响因素及影响机理303.4.1 原油组分的影响303.4.2 温度的影响313.4.3 含水率的影响313.4.4 剪切速率的影响313.5 结论及建议323.5.1 结论323.5.2 建议32第4章 最优掺水量与系统能耗334.1 回油温度和压降的计算程序框图334.2 运算结果及分析344.2.1 赵5井运算结果344.2.2 结果分析364.3 最优掺水量的确定384.4 集输系统能耗分析384.4.1 系统能量交换分析384.4.2 系统能耗数学模型的建立404.4.3 系统能耗影响因素分析414.4.4 系统节能降耗建议42第5章 集输管停掺水温降数值模拟435.1 管内油品传热问题435.2 数学模型及软件介绍435.2.1 停掺水温降问题的数学模型435.2.2 数值模拟软件介绍485.3 数值模型建立485.3.1 研究对象485.3.2 土壤求解区域的简化495.3.3 网格模型505.3.4 计算模型525.3.5 求解器及运算环境535.3.6 材料定义535.3.7 边界设置545.3.8 求解控制参数设定545.3.9 流场迭代求解555.4 集输管停掺水温降过程的计算结果与分析555.4.1 初始稳态温度场555.4.2 非稳态计算565.4.3 停掺水温降计算结果575.5 结论61第6章 结论63致 谢64参考文献65攻读硕士学位期间发表的论文及科研成果69西南石油大学硕士研究生学位论文第1章 绪论1.1 研究目的和意义对于高粘度、高含蜡、高凝点的“三高”原油，为保证集输流程的正常进行，大多数油田都采用加热的方法。油气集输流程包括集油、脱水、稳定和储运四个阶段。其中约占集输系统总能耗的6080为集油部分能耗，而热能消耗又占集油能耗的9097。因此，采用不加热集输流程，可以大大降低生产成本1。由于油田开发的逐渐深入，目前我国陆上油田主要采用注水方式。部分油田进入特高含水采油期，综合含水超过90%，总体上我国已经到了含水率超过75%的高含水期。随着含水率的不断提高，集输过程中的加热能耗也由于采出液总量的增加而不断增加。水、电、气等能源因为油井综合含水的增加而日益紧缺的局面已经严重地制约了油田的生产，因此，必须解决节能降耗的问题。不加热集输是油田集输流程的一个新的工艺。与传统工艺相比，它可以有效的节约投资成本、降低生产能耗，是油田集输系统节能降耗的重要措施。从上个世纪70年代以来，我国许多油田陆续开展了自然不加热集输、通球辅助、掺常温水辅助、化学辅助等不加热集输工艺的研究并进行了实际的生产应用。1.2 国内外技术现状为降低原油集输的自耗气量，合理利用油田气资源，给石油化工工业提供更多的原料气，从20世纪70年代到80年代，胜利、中原、辽河、长庆、扶余、华北、江苏、河南、大庆等油田相继开展了油气水混输不加热输送工艺的试验研究。迄今，已成功研究了自然不加热集输输送及化学辅助、通球辅助、掺常温水辅助等若干不加热集输工艺技术，并在生产中大面积推广应用，获得了显著的经济效益。不加热输送技术已从初级阶段逐步发展到基本成熟的阶段。虽然，我国许多油田在不加热集输工艺研究方面取得了大量成果，但这一技术的发展仍未完结，不加热输送的基础理论仍不尽完善；对于影响不加热集输的若干因素，人们尚存在不同的看法和争议24。国外在原油生产系统节能降耗方面开展了大量的研究工作，主要采用添加化学剂的方法，实现油井的不加热集油，如美国、加拿大、墨西哥等国。从国内外的情况看，解决原油集输处理系统节能降耗技术完善配套的问题，追求节气效益的最大化是原油生产系统节能降耗的技术发展趋势5。目前国内外在不加热集输工艺上主要采用以下9种集输技术68：1. 单管自然不加热集油：对掺水管线停掺扫线，仅仅依靠开采时的本身的压力和温度，通过集油管线将原油输送出去。一般用于原油性质好、油温较高、原油高含水生产时期的油田。2. 双管不加热集油：将掺水管线改为集油管线，并对计量间和井口做相应的改造，从而达到主、副管同时输送原油的目的。3. 双管掺热水不加热集油：适合中转站所辖的电泵井或高产液井较多及含有部分低产液井的情况。要求油井综合含水率较高，日掺水量必须充足。4. 添加化学剂不加热集油：在集输过程中添加改进原油流动性能，促进油水转相的化学药剂，降低阻力、粘度和井口回压。5. 单管通球辅助不加热集油：依靠辅助通球清蜡，实现单管不加热集油。6. “一站两制”不加热集油：针对原常规掺常温水不加热集油的中转站系统中新投产的一批低产液、低含水油井进行的技术改造。对于老井，计量间仍采用常规掺常温水不加热集油方式，而对于新投产的低产液、低含水油井则掺入经加热炉加热的高温水。7. “三不”复合试验不加热集油：在中转站进行不加热、不热洗、部分井不掺水的“三不”复合试验，同时采取井下清防蜡“四配套”（磁短节、强磁防蜡器、啮合式尼龙刮蜡片、点滴加药）措施，使油井不热洗。8. 单管环状不加热集油：将一座计量阀组间的几口井用一条集油管线串联成一个环状的集油方式，环的一端由计量阀组间提供掺水，另一端则把油井生产的油气水集输到计量阀组间的集油汇管中。9. 单管环状及放射状（电热辅助）不加热集油：将一座计量阀组间的几口井用一条集油管线串联成一个环状，并在井口安装电加热器的集油方式。单管放射状（电热辅助）不加热集油方式是在一座计量间的高产液井采用单管不加热集油方式，而低产液井停止掺水，并在井口安装电加热器进行电热辅助的集油方式。1.3 研究的主要内容1.3.1 技术内容1、建立不加热掺水集输工艺的常温输送数学模型。2、进行流变性实验，确定粘度和含水率、温度之间的综合关系。3、提供优化掺水流程有关参数：掺水量、掺水温度。4、预测最大容许停掺水时间。1.3.2 技术方法和路线1、进行现场资料调研，分析原油不加热集输和掺水集输工艺流程；2、利用旋转粘度计，在不同含水率下对产出液进行流变测量，确定粘温关系；3、针对不加热掺水管线，通过热力计算和水力计算，确定南阳油田赵5井的最佳掺水量和掺水温度，以达到节能降耗的目的；4、以原油常温输送、传热学技术为指导，综合油、气、水集输过程中的动态运行资料，对油井产出液在集输中的温降、压降进行分析，并计算其能耗；5、根据实际允许最大回压，建立埋地管线温降的数学模型，从而预测最大容许停掺水时间。第2章 管流温度与压力分布数学模型2.1 赵5井基础数据表2-1 原油物性参数表地层原油物性饱和压力（MPa）3.494.91体积系数1.151.51粘度（mPas）0.334.29气油比（m3/t）17643.2脱气原油物性相对密度0.7560.8856粘度（mPas）16.833.1凝固点（）38.641.5含蜡量（%）35.636.1含胶量（%）11.917.2水型NaHCO3总矿化度(104mg/l)20638356氯离子(104mg/l)635057764表2-2 管道相关参数表保温层材料黄夹克保温层厚度40mm管线中心埋深1.2m埋深处平均地温12表2-3 赵5井基本参数表管长(km)日产液(t/d)日产水(t/d)日产油(t/d)含水率(%)出油温度()回油温度()1.5695.30.84.515.132372.2 管内流体温度分布数学模型管内流体流动时因为要不断和管外介质进行热交换，所以温度会逐渐降低。管线通常是处于热力不稳定状态的。因为流体损失的热量和沿程温度分布受到管道散热情况、输量、环境状况、流体温度等许多因素影响，而这些因素是随时间的变化而变化的。工程上对管线进行温降计算时通常把正常工况定义为热力、水力稳定状况。在本文所研究的掺热水集输流程中，掺水管道和集油管道为埋地并行敷设，两管单独保温，两管之间的间距不等，最远的间距为几十公分。因此，在本研究中暂不考虑两管之间的相互影响。1. 物理模型a）b）图2-1 物理模型示意图2. 数学模型为了简化计算作如下假设：管网工况稳定，管道处于热力稳定状态；管道保温层结构稳定；径向温差较小，可以忽略不计，只认为它只在管道轴向方向存在温差；伴热管与集油管间的相互影响忽略不计；只存在轴向速度，并且同一截面上的速度相等;输送介质为不可压缩性流体。3. 模型的导出设管外介质温度为，微元段上的管内介质温度为，流量为，水力坡降为，流体经过段后温度变化为，以管内介质流动起点为坐标原点，以流动方向为坐标正方向。则管内介质在微元段上的热平衡关系如下9： （2-1）式中 重力加速度（m/s2）；管内输送介质的质量流量（kg/s）；水力坡降（m/m）；管道总传热系数（W/（m2）；管外环境温度（）；管道外直径（m）；管线平均温度下管内输送介质的比热容，J/(kgK)，原油的比热容一般在18802100 J/(kgK)之间，南阳原油取2100 J/(kgK)；水的比热容约为4180 J/(kgK)。输送原油乳化液时，可以采用质量加权的方法计算混合液的比热容，即： （2-2）式中 、分别为油和水的质量流量（kg/s）； 、分别为油和水的比热容（J/（kgK）。式（2-1）左端第一项为单位时间微元段管内流体摩擦损失转化的热量，左端第二项为单位时间微元段流体向管外介质的散热量，右端为微元段管内流体热量的变化。考虑到本文所研究的管线长度不长、管径不大，摩擦热对沿程温度分布的影响不大，故忽略摩擦热的作用。由此，式（2-1）简化为： （2-3）上式一般给出定解条件： （2-4） （2-5）式中 管段起点的流体温度（）； 距离起点L处的流体温度（）。假设管长L的管道的总传热系数K为常数，对式（2-3）积分，可得沿程温降公式，即苏霍夫公式： （2-6）式（2-3）、（2-6）就是管线沿程温度分布的数学模型。4. 模型的求解根据上述研究思路，利用计算机编程计算出“单井计量站”的掺水管线与集油管线的沿程温度分布。5. 掺水点混合液温度的计算在掺水点处，油水混合后的混合液温度t21的确定方法：假设油井产液量为，原油含水率为，则在忽略油水混合时的散热损失的前提下，根据能量守恒定律，冷流体吸收的热量等于热流体放出的热量，即： （2-7）式中 热污水与原油混合后的温度（）；掺水点处热污水的温度（）；原油的井口出油温度（）；热污水的质量流量（kg/s）；油井产液的质量流量（kg/s）；其他符号意义同上。由式（2-7）可得t21的计算式为： （2-8）6. 传热系数K的确定对于加保温层的输液管道，管道总传热系数K可按下式计算： （2-9）式中 油流至管内壁的放热系数（W/（m2）； 管外壁至周围土壤的放热系数（W/（m2）； 管路各相应层的导热系数（W/（m）；所选基准传热面的直径（m）；管道第i层的直径（m）；管道第i+1层的直径（m）；管道最外层的直径（m）；管道的内径（m）。其中，与流体的性质和流动状态有关。可用与放热准数Nu、自然对数准数Gr和流体物理性质准数Pr之间的数学关系式10来表示。对层流流动（Re2000，且）时有： （2-10）式中 Pr流动的普朗特准数，其表达式为： （2-11）Re雷诺数，其表达式为： （2-12）Gr自然对流准数，其表达式为： （2-13）对紊流（Re10000，且Pr2500）时有： （2-14）过渡区（2000Re10000）时，放热现象通常会增强，这里提供一个参考公式： （2-15）土壤的传热和土壤对大气的放热是造成埋地管道热量散失的最主要的因素。因此当流动为紊流流动时，不保温的埋地热输管道的总传热系数K近似等于。在本研究的计算中，依据河南油田所处的地理环境及气候条件以及油田设计院有关工程师的意见，在本次研究中所有管道的总传热系数K值按油气集输设计规范GB50350-2005中埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温集输油管道总传热系数K选用表中所给数据选取，见表2-4。表2-4 埋地硬质聚氨酯泡沫塑料保温集输油管道总传热系数K管道公称直径（mm）稍湿中等湿度潮湿水田及地下水中保温厚度30（mm）501.581.672.102.51651.471.581.882.36801.361.471.782.201001.261.361.672.041501.151.211.521.84保温厚度40（mm）501.361.411.782.14651.261.311.621.98801.151.211.521.881001.041.101.411.731500.950.991.261.58在赵凹井区的集输系统中，管线保温层厚度为40mm，掺水管线为483.5，集油管线为764，土壤潮湿程度按中等湿度选取。因此掺水管线的传热系数取1.41，集油管线的传热系数取1.31。但实际管线由于投产已达十几年甚至二十几年以上，有些管段保温层已经破损，有些已经外露，因此实际传热系数跟理论上选取的传热系数相差较大，因此有必要对掺水管段和集油管段的传热系数根据实际情况进行计算。其计算思路如下： 输入掺水管基本参数：管外径d1、管线长度L、管外环境温度t0、热水管出口温度t1、热水到达进口处温度t11、掺水量Q1、水的比容c1、密度1、粘度1、壁厚bih1； 输入集油管基本参数：管外径d2、集油管长度L、油的比容C2、密度2、集油管壁厚bih2、回油温度TL；输入井口基本参数：油井产液量Q2、井口出油温度T2、原油含水率；计算热水和原油混合的初始温度T；计算热水和原油混合后的平均比容c；给掺水管传热系数一个初始值k1;代入舒霍夫公式得热水到达井口温度的计算值tj；若满足,则输出掺水管传热系数k1；反之则返回循环给k1一个增量进行迭代，直至满足此关系式，退出循环；给集油管传热系数一个初始值k2;代入舒霍夫公式得回油温度的计算值tj； 若,则输出集油管传热系数k2；反之则返回循环给k2一个增量进行迭代，直至满足此关系式，退出循环；计算结束，在界面文本框中输出计算结果k1,k2.2.3 管内流体压力分布研究实际流体在流动过程中，其总能量沿流动方向逐渐减小。由于流体本身具有粘性，流动时有内摩擦力产生；流道边界不可能完全光滑，也要产生摩擦力；同时流动过程中还会有流道的形状、流动方向的变化与其它障碍，这些都会使流体在流动过程中受到阻力。流体流动需要克服这些阻力，从而使一部分能量转化为不能做功的热能而损失掉，使流体总能量沿流程逐渐减小。这种由流动阻力所引起的能量损失称为阻力损失。流体流动阻力有两种形式：一种是粘性流体流动时，由于流体层间内摩擦力及流体与流道壁面的摩擦阻力产生的沿程阻力；另一种是由于流体因局部障碍（如阀门、弯头、扩散管等）引起液流显著变形以及液体质点间的相互碰撞而产生的局部阻力。造成管流压力变化的主要原因就是由于流体在流动过程中的流动阻力损失。因此，研究管内流体沿程压力分布就必须弄清沿程流动阻力损失。2.3.1 管线沿程压降计算由于井口产液含气量较低，可将集油管内流体的流动视为两相流流动，则集输系统的掺水管线和集油管线的均可视为输液管线11。则管线的沿程阻力损失可采用达西公式计算： （2-16）式中 管道长度（m）；管道内径（m）；重力加速度（m/s2）；管输介质平均流速（m/s）；水力摩阻系数，水力学理论分析和大量实验表明，是雷诺数Re与管壁的相对粗糙度的函数12，即： （2-17）雷诺数Re由下式计算： （2-18）雷诺数的大小表征流体在管道内的流动状态，不同流动状态下的摩阻系数的值，可由表2-5中所给出的公式计算。表2-5 不同流动状态的摩阻系数计算公式流态类别雷诺数范围计算公式层 流紊流水力光滑区当时，混合摩擦区阻力平方区管壁的相对粗糙度由式（2-19）计算： （2-19） 式中 管壁内的绝对粗糙度（），由表2-6查得。表2-6 各种管道的绝对粗糙度管子类别绝对粗糙度（mm）管子类别绝对粗糙度（mm）新精制无缝钢管0.040.15新铸铁管0.250.42通用输油钢管0.140.15普通铸铁管0.500.85普通钢管0.19生锈铸铁管1.001.50涂沥青钢管0.120.21结水垢铸铁管1.503.00普通镀锌钢管0.39光滑水泥管0.300.80旧钢管0.500.60粗糙水泥管1.002.00通过对各流态公式的总结归纳，可综合为一个公式，即列宾宗公式： （2-20）由于从现场采集到的油井产液量数据均为质量流量，为了方便计算，将式（2-20）变为式（2-21）。 （2-21）式中 管输介质的质量流量（kg/s）；待定系数（s2/m）；待定系数，无量纲；管线平均温度下输送介质的粘度（Pas），不同温度下水的粘度由表2-7中所给值选取，而不同温度下的原油粘度由粘温关系式（2-22）确定13： （2-22）式中 原油含水率；T管线的平均温度（），可由式（2-23）计算： （2-23）tz管线终点的介质温度（）；A、B、C、D由油品的流变性试验确定。表2-7 列宾宗公式中系数和指数的取值流 态(s2/m)层流4.151紊流水力光滑区0.02460.25紊流混合摩擦区0.0802A0.123紊流阻力平方区0.08260表2-7中，A值和分别由式（2-24）和（2-25）计算： （2-24） （2-25）站场的局部阻力损失按沿程阻力损失的5计算。由此可得到沿程总的摩阻损失为： （2-26）由于本文所研究的原油含蜡量较高（脱气原油含蜡量在35以上），因此在沿程摩阻损失计算中应考虑到蜡在管壁上的沉积对其所造成的影响。蜡在管壁上的沉积使得液流的过流面积减小，流动阻力增大14。关于蜡在管壁的沉积规律本文暂不研究，为简化计算将原油管线中蜡沉积的厚度初步定为5mm，则式（2-26）修正为： （2-27）由此可得管线沿程压降为： （2-28）根据式（2-28），代入相关数据可分别计算出掺水管线和集油管线的沿程压降。2.3.2 压力校核在管网系统压力分布研究中，还应考虑到两个关键点的压力值，必须对这两个点进行压力校核，以保证原油集输过程的顺利进行。1. 计量站进站压力校核为了使油水混合物能够顺利输送到计量站，应确保其到达计量站时的进站压力不小于0，即： （2-29）式中 与第口油井相连接的管线，下同。2. 单井掺水压力校核在掺水点处，如果掺水管线的压力小于井口回压，则掺水管线中的热水不能进入油管，而油流在回压的作用下倒流入掺水管线，引起操作事故。因此为保证掺水过程顺利进行，应使掺水管线在各井口掺水点处的压力值不小于相应的井口回压，即： （2-30）第3章 掺水原油流变性的实验研究3.1 研究的目的、目标及方法3.1.1 研究目的油和水的混合物在一定的条件下会呈现乳化或悬浮状。由于油水混合物流动的流变性十分复杂，因此由其形成的乳状液流变性更加复杂。随着条件的改变，乳状液能够表现出牛顿流体或非牛顿流体的特性。另一个值得注意的现象是相转变。在相转变过程中，分散相和连续相互相转变，这使得油水分散体系变得更加复杂15。影响油水混合物流变特性的主要因素是温度和含水率，因此，研究原油在不同温度、不同含水率下的流变规律显得非常重要。3.1.2 研究目标及方法本研究利用流变学测试技术和方法，研究南阳油田赵5井掺水原油的流变性，主要研究目标如下：（1）通过对南阳油田赵5井原油进行室内掺水原油流变性测量，由测量的实验数据绘制出原油在不同含水率、不同温度下的流变曲线，并确定流变方程；（2）通过实验测得不同含水率、不同温度下的表观粘度值，绘制赵5井掺水原油的粘温曲线，并确定其粘温方程；（3）绘制掺水原油在温度和掺水量共同作用下的粘温曲线，并拟合粘度与含水率、温度的回归方程；（4）根据掺水原油的粘温曲线，讨论含水率、温度及剪切速率对原油流变性的影响。3.2 掺水原油流变性的实验研究3.2.1 油样配备根据井口含水率情况，配置不同含水率。用天平称取适量井口原油油样到磨口瓶中，根据所需配制的含水率，称取适量污水掺入原油中，并将配制的油样搅拌均匀，作为测试的基础油样。不同含水率所称油样重量及所需掺水量如表3-1所示。表3-1 赵5井不同含水率所取油样重量及掺水量井口含水率（%）15.1配制含水率（%）40608090油样重量（g）10010010050掺水量（g）41.5112.5324.5374.53.2.2 实验仪器粘度是流体的重要物理性质之一，是食品业、聚合涂层业、石油工业及其他工业的一个重要的标准特征。测量流体的粘度和流动性在工业生产和基础学科研究中具有十分重要的意义。目前测量流体粘度的方法主要有毛细管法、旋转法、振动法及落球法等。其中，旋转法是一中比较常用的方法，被广泛地应用于测量牛顿流体和非牛顿流体的粘度及流变特性中16。HAAKE RS600高端流变仪可以进行所有类型的旋转和震荡模式测量。它是完全模块化的，用不同的温度控制和（特殊的）测量系统以及（扩展主机基本指标的）选项（如高剪切、微扭矩、法向力等）可以快速转化到不同的测试要求。3.2.3 实验影响因素分析3.2.3.1 测量误差分析在用同轴圆筒旋转流变仪进行实际测量时，有许多实验条件与假定的理想条件不符，从而产生测量误差17。1. 紊流流动不论是同轴圆筒、锥板、细管等哪一种传统的粘度计，其测量原理都是基于流体的层流。如圆筒的旋转角速度较小，则能满足这一条件。但当旋转角速度旋转到超过某一界限时，就会出现紊流。就同轴圆筒系统而言，外筒旋转与内筒旋转的场合，其层流转化为紊流的临界雷诺数是不同的。内圆筒旋转时，内侧流体因受离心力的作用，易产生径向流动，因而易产生紊流；外筒旋转时，由于向心力的作用而使流动稳定。对于同轴圆筒结构，要避免紊流往往是比较容易的，但端面紊流也要引起重视。当转速较高时，惯性力将引起端面紊流。2. 端部影响外圆筒做成筒形的容器，内圆筒同轴地安装在外圆筒里，在内外筒间隙中加入实验液体。内圆筒旋转产生的粘性力矩不仅由圆筒侧面产生，也由上下两个端面产生，其中底面部分的影响最大。这种内筒上下端面产生额外附加粘性力矩的现象称端部效应。影响端部效应的因素较多，如内筒的浸没深度、内外筒底部间的距离、内筒直径、内外筒间隙、液体的粘度、端面紊流、流体的非牛顿性质等。3. 壁面滑移对于连续相为低粘液体的多相分散体系（例如水包油乳状液），由于连续相的低粘度，剪切作用下在仪器流动空间的固体壁面（例如圆筒壁、管壁）处的梯度远大于试样体相，使试样就像从壁面上滑过去一样18。壁面滑移对流变测量结果影响的表现是，所使用的测量流动空间特征几何尺寸越小，所测得的粘度越低。3.2.3.2 其他影响因素1. 油样处理处理后的油样，存放时间不宜过长。否则，随着时间的推移油样自身会发生物理化学作用而老化，使得实验误差增加。2. 摩擦剪切热在剪切速度很高的时候，因为原油导热性能差，所以剪切能会转变为摩擦热。因此油样的温度上升，摩擦热难以迅速传递到圆筒外壁，使得油样的粘度降低。一般情况下温度每增加10粘度就会降低10%。这样的话就会造成测得的粘度数据降低或无效，因此必须控制剪切时间。3. 人为因素在操作仪器时，如果转子与同轴筒偏心，测量数据会产生误差。因此，在整个流变测量过程中，为保证实验数据准确和防止对流变仪造成破坏必须严格按照RS600流变仪的使用规范进行操作。3.2.4 含水原油基本流型及流变方程原油是一个复杂体系，在不同的温度下，原油中各分子所处状态不同，引起原油相态的变化，也就表现出不同的流变行为。1. 牛顿流体流体的流变曲线是一条通过坐标原点的直线。其流动符合牛顿内摩擦定律：只要施加微小的切应力就能够让流体流动，并且剪切应力和剪切速率是正比关系。粘度在层流区域里为常量，即不随剪切应力或剪切速率变化。其流变方程为： （3-1）式中 剪切应力（Pa）；动力粘度（Pas）；剪切速率（s-1）。2. 假塑型流体流体受微小的外力作用就会开始流动。但剪切速率和剪切应力是非线性关系，随着前者的增加，后者的增加率下降。一般我们用幂律方程来描述此类流体的流变性，其形式是： (0n1） （3-5）表观粘度为： （3-6）由于假塑型与胀流型流体的流变方程形式相同，因此我们统称为“幂律”流体。但是这两种流体的特性是完全相反的。4. 屈服-假塑性流体流体在外力较小时不会流动，当外力大于某一个值后流体才会开始流动。流动发生后，剪切速率和剪切应力成非线性关系。具有这种特性的流体我们称为屈服-假塑性流体。其流变方程为：（0） （3-7）式中 动切应力（Pa）。5. 宾汉姆流体此类流体需要有一定的外力作用才能开始流动。只有当外力大于促使应力后，剪切速率和剪切应力才是线性关系。宾汉姆流体的流变方程为： （3-8）式中 屈服应力（Pa）；Bingham粘度（Pas）。3.3 实验数据及数据处理在此次实验研究中，运用Microsoft Excel 软件对实验所测得的、值进行数据拟合。所采用的流变方程和相关数据的拟合程度，通过相关系数R进行判别。R的值越接近1，说明变量之间的密切程度越高。相关系数R的公式为： (3-9)式中 剪切应力理论计算值（Pa）；剪切应力实测平均值（Pa）；不同剪切速度下的剪切应力实测值（Pa）；实测数据数。通过拟合流变曲线和判定流变方程，可以知道原油在某一温度下的基本流型。根据这些基本实验数据，我们可以进一步研究掺水原油流变性的影响因素。这些对指导原油的管输方案的研究具有重要意义。3.3.1 流变曲线、粘温曲线拟合及流变方程确立3.3.1.1 赵5井（井口油样）实验数据处理1. 流变曲线拟合根据表3-2中列出的实验数据作赵5井(井口油样)试样的流变曲线，见图3-1。表3-2 赵5井（井口油样）流变性实验数据（剪切应力）(s-1)(Pa)T() 354045504019.4510.864.63.145022.212.25.5493.8436024.8513.536.4914.5397027.7814.827.4075.228029.9916.148.3075.899032.8417.389.216.55310034.8818.610.17.202图3-1 赵5井（井口油样）试样的流变曲线从图3-1中可以看出，在各温度下，试样剪切应力随剪切速率增大而增大，其流型及流变方程需对各温度下流变曲线进行数据拟合来确定。温度越低剪切应力值越大，在35时，试样剪切应力明显比在其他温度下的剪切应力大。而在45、50时，剪切应力值变化不大。由此说明，在同一剪切速率下，试样的剪切应力随温度升高而降低。2. 流变方程确定根据赵5井（井口油样）试样流变性实验数据，得到试样在各测试温度下的流变方程，见图3-2。图3-2 赵5井（井口油样）试样在各温度下的流变曲线结论：在35时，试样为假塑型流体，其流变方程为：在40时，试样为假塑型流体，其流变方程为：在45时，试样为假