大慶油田工程建設公司

特高含水原油凝滯點及其變化規(guī)律研究

宋承毅大慶油田工程建設公司

與凝固點相比，凝滯點更能正確地反映特高含水原油體系的流動特征，而且具有工程實際意義。生產(chǎn)現(xiàn)場的測試數(shù)據(jù)表明，在存在擾動的情況下，如介質(zhì)流經(jīng)水平敷設的管道兩端的立管處時，或處于氣液多相管流狀態(tài)時，特高含水原油中油相的含水率有可能達到轉(zhuǎn)相點的數(shù)值，因此，將轉(zhuǎn)相點含水率作為試樣的油相初始含水率。大慶喇薩杏油田特高含水原油的凝滯點比純原油的凝固點低，其降幅隨著含水率的升高而增大，當含水率為90%時，其凝滯點比純原油的凝固點低3℃；當含水率為95%時，比純原油的凝固點低4.5～5.5℃。凝滯點僅僅反映特高含水原油體系在測試狀態(tài)下呈現(xiàn)出整體滯留的形態(tài)，并不表征其整體凝固。

特高含水原油；凝固點；凝滯點；測試；含水率

1 體系的凝固特點

對于凝固點接近室溫的高凝原油，以水相為主體的特高含水原油在一定溫度下，盡管油相已經(jīng)發(fā)生了凝固，而水相卻具有良好的整體流動性，只是在測試條件下，在上部已凝固的油相封堵了試管的端口，阻止了水相向外流動而已。如果在試管的底部設置孔口，那么水相就會整體從孔口流出去，而只把油相留在試管中。從這一點上看，轉(zhuǎn)相前的中低含水原油與轉(zhuǎn)相后的特高含水原油有著很大的區(qū)別。轉(zhuǎn)相前的中低含水原油，在一定溫度下，當油相發(fā)生凝固而水相并未凝固時，水相以分散小水滴的形式被束縛在凝油之中，不具有整體流動性，無論從試管的端口和底部都不能夠流出試管，表現(xiàn)為整體凝固。所以，特高含水原油的整體流動性已經(jīng)不適用凝固點來表征。故不宜用嚴格的國標法測定的原油凝固點來處理此類原油管道的停輸再啟動問題。

2 凝滯點定義的建立

關于原油凝固點，其概念為原油失去流動性的最高溫度，它是評價原油流動性能的一個條件性指標，這個參數(shù)的測量過程有國家標準可循，其中，被測原油必須為均一介質(zhì)。不含水的凈化原油是均一介質(zhì)，含水的油包水型原油乳狀液也是一種特殊情形的均一介質(zhì)。在這樣的介質(zhì)條件下，針對凝固點高于水的冰點的原油或油包水型原油乳狀液測出的凝固點，對不同類型的原油具有同等可比性，并可用于生產(chǎn)實際。當原油的凝固點低于水的冰點時，因水相以冰粒的形態(tài)分散于油連續(xù)相之中，這樣的測試方法對油包水型原油乳狀液就不能適用。

當含水原油為油水兩相體系時，它就不再是均一介質(zhì)，而是由油包水型乳狀液和游離水構(gòu)成的油水兩相體系。當按照原油凝固點的標準測試方法進行測試時，如圖1（b）所示，所得到的凝固點數(shù)值，不能真實地反映該體系的流動特性，因未凝固的游離水占據(jù)了試管的一部分體積，如圖1（a）所示，引起由油相所占據(jù)的液面的變形作用力發(fā)生變化。引起液面變形的作用力是試管中液體在重力作用下產(chǎn)生的剪切力，由于水的密度大于油包水型乳狀液的密度，而且水的流動性好于油包水型乳狀液，當試管傾斜時，在試管液面下部的游離水對試管液面處的油包水型乳狀液所產(chǎn)生的剪切應力要大于油包水型乳狀液本身，從而使測得的油水兩相體系的凝固點的數(shù)值小于凈化原油或油包水型乳狀液。再者，在油包水型乳狀液相凝固了的狀態(tài)下，游離水相仍處于可整體自由流動的狀態(tài)，采用凝固點一詞來表征這樣的油水兩相體系的流動特性明顯不符合工程實際。

為此，本文采用凝滯點作為測定特高含水原油流動性的一個指標，其定義為：在一定條件下，對于出現(xiàn)游離水的高含水原油體系，由其油包水型乳狀液相發(fā)生凝固、游離水相未凝固而使整個油水兩相體系停止流動的最高溫度?；谶@一定義，在凝滯點的溫度下，油水兩相體系只是條件性地失去了流動性而不是發(fā)生整體凝固。由此可見，特高含水原油的凝滯點一般將低于原油的凝固點。與凝固點相比，凝滯點更能正確地反映特高含水原油體系的流動特征，而且具有工程實際意義。

圖1 凝滯點與凝固點測試狀態(tài)比較

3 凝滯點的工程意義

凝滯點概念的建立，有助于加深對含有游離水的油水兩相體系流動特性的理解。原油凝固點和油水兩相體系凝滯點都是用來表征介質(zhì)輸送管道停輸以后再次啟動的易難程度的參數(shù)，但是，對于同一物性的油相介質(zhì)，當凝固點與凝滯點相等時，并不等于與之對應的兩類介質(zhì)輸送管道停輸后再啟動的易難程度一樣，明顯地，由于存在游離水相，以凝滯點表征的介質(zhì)輸送管道的停輸再啟動更容易。

一方面，以凝滯點表征的特高含水原油中的水相占有絕對多的份額，有利于管道停輸再啟動。大慶油田含水原油的轉(zhuǎn)相點含水率一般為70%，含水率為80%時，其油相的最大含水率為70%，油相在油水兩相體系中占據(jù)的質(zhì)量百分比為66.7%，而游離水占據(jù)的質(zhì)量百分比為33.3%。雖然，當含水率由70%上升到80%時，含水原油的含水率僅增加了10個百分點，但其中游離水所占有的份額卻從0猛增到33.3%，使其流動性能得到大幅度改善；而當含水率為90%時，其油相的最大含水率仍為70%，油相在油水兩相體系中占據(jù)的重量百分比則為33.3%，游離水占據(jù)的重量百分比為66.7%，顯然，其流動性能比含水率為80%的油水兩相體系更好。特高含水原油體系中大量游離水的存在，使得即使在原油凝固點的溫度下，管道也很容易實現(xiàn)再啟動，而若以整體凝固的概念去預測管道的停輸再啟動壓降，就將導致嚴重偏離生產(chǎn)實際的結(jié)果。

另一方面，以凝滯點表征的特高含水原油體系中的油相含水率普遍低于轉(zhuǎn)相點，由此引起的油相體積減小、黏度降低，有利于管道停輸再啟動。由于特高含水原油的整體含水率已經(jīng)超過油水乳狀液轉(zhuǎn)相點，所以，只有在充分紊流混合的管輸流動狀態(tài)下，其油相的含水率才有可能等于轉(zhuǎn)相點的含水率，而當油水兩相呈現(xiàn)油水分層管輸流動型態(tài)時，其油相的含水率將低于轉(zhuǎn)相點。因在轉(zhuǎn)相點處含水原油的黏度達到了峰值，當含水率低于其轉(zhuǎn)相點時，含水原油的黏度將下降。對于平原地區(qū)油田水平敷設的含水原油輸送管道，在油水分層流動型態(tài)下，其截面上將出現(xiàn)一個油水界面，油相中的水滴會在重力作用下通過油水界面逐漸沉降到水相之中，從而使油相中的水不斷脫出，含水率不斷降低，同時伴隨其體積的減小。在實際工程中，油相的含水率和體積不會這樣一直降下去，管道沿線起伏地形段和立管段的存在，會產(chǎn)生油水混合流型，使脫出來的游離水再重新進入到油相之中。所以，在一條實際工程中的含水原油輸送管道，從管道起點到終點的各個截面上，將普遍存在油相含水率不一致的狀況，但是，處于水平管段的油相含水率和體積一定比處于轉(zhuǎn)相點含水率的油相的體積和黏度低得多，這將使管道停輸后，滯留在管道中的油相體積更小、粘度更低，有利于降低啟動壓降。

4 凝滯點測試方法的建立

為了具有通用性和可比性，凝滯點測試與凝固點測試所使用的儀器和操作步驟基本一致，考慮到特高含水原油的特點，需對試樣的配制采取特殊的步驟。

生產(chǎn)現(xiàn)場的測試數(shù)據(jù)表明，在存在擾動的情況下，如介質(zhì)流經(jīng)水平敷設的管道兩端的立管處時，或處于氣液多相管流狀態(tài)時，特高含水原油中油相的含水率有可能達到轉(zhuǎn)相點的數(shù)值，因此，將轉(zhuǎn)相點含水率作為試樣的油相初始含水率。

特高含水原油進行凝滯點測試與純原油或油包水型乳狀液凝固點測試的最大不同是：后者不需要對從現(xiàn)場取回來的油樣進行重新配制即可直接進行測試，而當在生產(chǎn)現(xiàn)場的取樣點將試樣排放至取樣桶時，特高含水原油試樣就已經(jīng)發(fā)生了油水分離，改變了其在管道中的原始狀態(tài)。所以，在凝滯點測試過程中，需要使試樣恢復到其原始狀態(tài)。為此，建立了如下的試樣配制操作步驟：①在取樣桶中提取上部的油相試樣，化驗其含水率；②根據(jù)油相含水率，向油相試樣中加水，使其綜合含水率達到50%；③將含水率達到50%的中間油相試樣放入膠體磨，進行充分乳化；④按需要測試特高含水原油體系含水率，確定裝入試管的游離水重量和油相試樣重量；⑤先將從取樣桶下部取出的水相試樣裝入試管，再將油相試樣裝入試管；⑥將裝好特高含水原油試樣的試管置入恒溫水浴中，按原油凝固點的測試步驟對試樣進行凝滯點測試；⑦每改變一次測試溫度，更換一個試樣。

在上述步驟②中，之所以將油相試樣的含水率設定為50%，主要基于大慶喇薩杏油田含水原油的轉(zhuǎn)相點含水率普遍在60%～70%之間，若將油相試樣的含水率設在此范圍，有可能使由膠體磨配出的中間試樣出現(xiàn)游離水，難以從中提取用于裝入試管的等含水率試樣。而將油相試樣的含水率設定為50%時，由膠體磨配出的中間試樣就不會出現(xiàn)游離水，可方便地從中提取裝入試管的等含水率試樣，而且此含水率靠近轉(zhuǎn)相點含水率，對凝滯點測試條件的真實性影響較小。

在上述步驟⑦中，之所以要求“每改變一次測試溫度，更換一個試樣”，主要考慮：將試管放入水浴后，水浴建立試樣溫度需要恒溫時間，在這段時間內(nèi)，特高含水原油試樣將在試管中出現(xiàn)油水分離現(xiàn)象，使油相的含水率比初始試樣降低。如果改變溫度后，仍然使用原來的試樣，在下一個恒溫時間段內(nèi)，油相含水率還將進一步降低，使本次測試條件與前一次相比發(fā)生改變，造成人為測試誤差。

此外，需要充分考慮測試時間的影響，這也是凝滯點測試與凝固點測試不同的一個特點。由于油水靜置分離的影響，當測試者的操作時間不同時，對同一試樣將測出不同的凝滯點數(shù)值。因此，鑒于操作時間對測試結(jié)果有影響的這一特殊問題，要求測試者在恒溫時間到達時，立即對試管進行測試操作。

雖然在測試過程中，試樣的恒溫時間和由此引起的油水靜置分離效應是無法改變的，但對測試結(jié)果使用價值的影響并不大。油田含水原油生產(chǎn)管道的計劃停輸時間比凝滯點的測試時間要長多得，特高含水原油在管道中的油水分離率要高于測試試樣的油水分離率，管道再啟動時的油相含水率要低于測試試樣，這樣，將使室內(nèi)凝滯點測試值略偏保守，可確保其使用的安全可靠性。

5 凝滯點測試結(jié)果與分析

應用本文建立的凝滯點測試方法，對喇薩杏油田的特高含水原油進行了凝滯點測試，試樣的含水率為85%～95%，破乳劑加入量為0～30mg/L，測試結(jié)果見圖2～圖4。

圖2 喇嘛甸油田特高含水原油凝滯點測試數(shù)據(jù)曲線

圖3 薩北油田特高含水原油凝滯點測試數(shù)據(jù)曲線

圖4杏北油田特高含水原油凝滯點測試數(shù)據(jù)曲線

圖2 ～圖4表明，在含水率為85%～95%、破乳劑加入量為0～30mg/L的條件下，特高含水原油體系的凝滯點隨含水率和加藥量的增加呈下降趨勢。在不加藥的情況下，當含水為85%時，喇薩杏油田特高含水原油體系的凝滯點為31～33℃，僅比純原油的凝點低1～2℃。當含水率上升到90%時，體系的凝滯點為30～31℃，比純原油的凝點低3℃左右；當含水率上升到95%時，體系的凝滯點為28.5℃，比純原油的凝點低4.5～5.5℃，發(fā)生了明顯的變化。當破乳劑加入量由0增加到30mg/L時，體系的凝滯點僅下降1.5℃，破乳劑對特高含水原油體系的凝滯點影響較小。

在裝入同樣重量試樣的情況下，試樣的含水率越高，其油相占據(jù)的體積就越小，而水相占據(jù)的體積就越大，油相在試管端口處形成的凝油層的厚度就越薄，抵抗剪切變形的能力就越弱，水相在試管傾斜測試狀態(tài)下對凝油層的剪切作用力就越大，使其發(fā)生凝滯的最高溫度就越低。

對試樣加入破乳劑后，進入油相中的破乳劑將促進其脫水，使油相的含水率和黏度降低，體積減小，抵抗剪切變形的能力減弱，破乳劑的這一作用隨其加藥量的增大而增強，但由于凝滯點的測試溫度較低，減弱了破乳劑的作用效果，因而出現(xiàn)了破乳劑對凝滯點影響不明顯的測試結(jié)果。

可以看出，當原油含水率達到特高含水之后，其油水兩相體系的凝滯點明顯低于原油的凝固點，特高含水原油體系的低溫流動性呈變好趨勢。

6 結(jié)論

（1）建立了特高含水原油凝滯點的概念與測試方法，以此來區(qū)別于原油凝固點的概念與測試方法，用于處理特高含水原油管道的停輸再啟動問題。與在凝固點下純原油和含水原油發(fā)生條件性整體凝固完全不同，在凝滯點下，只是油相發(fā)生了凝固，而其中以聚集態(tài)存在的水相依然保持良好的整體流動性。

（2）大慶喇薩杏油田特高含水原油的凝滯點比純原油的凝固點低，其降幅隨著含水率的升高而增大，當含水率為90%時，其凝滯點比純原油的凝固點低3℃；當含水率為95%時，比純原油的凝固點低4.5～5.5℃。

（3）在同樣溫度數(shù)值的凝固點和凝滯點下，占較大體積比的凝聚態(tài)水相的存在，使處于凝滯點的特高含水原油管道要比處于凝固點的純原油或含水油管道的停輸再啟動容易得多。

（0459）5902931、songchengyi@petrochina.com.cn

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.11.009

宋承毅：工學博士，教授級高級工程師，1982年畢業(yè)于華東石油學院油氣儲運專業(yè)，現(xiàn)任大慶油田工程建設有限公司總工程師、中國石油天然氣集團公司高級技術(shù)專家。