車小錕，張盛楠，王 晗

（1. 四川科宏石油天然氣工程有限公司，四川 成都 610000； 2. 長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，陜西 延安，717507）

高含水期稠油降溫集輸回油溫度確定研究

車小錕1，張盛楠1，王 晗2

（1. 四川科宏石油天然氣工程有限公司，四川 成都 610000； 2. 長(zhǎng)慶油田分公司第三采油廠，陜西 延安，717507）

稠油開(kāi)采進(jìn)入高含水期，采出液綜合含水率高達(dá)80%以上，高含水使得采出液管流特性發(fā)生變化，常溫或者降溫集輸成為可能。分析了高含水期稠油油水混合液的物性，研究了高含水期采出液穩(wěn)定原油含水率。分析了井口回油溫度限制因素以及安全回油溫度的確定方法，提出將高含水稠油粘壁溫度與油品凝點(diǎn)之間的范圍作為安全回油溫度的取值范圍。

高含水；稠油；降溫集輸；回油溫度

我國(guó)稠油儲(chǔ)量豐富，開(kāi)采初期原油產(chǎn)量高，含水率低，地面集輸工藝常采用加熱集油流程，如單管加熱、雙管摻熱水、單管摻蒸汽、三管伴熱等高能耗的集輸流程。但隨著油田開(kāi)采步入后期油井產(chǎn)液進(jìn)入高含水階段，原油產(chǎn)量逐年降低和含水率快速上升，以遼河油田某稠油區(qū)塊為例，綜合含水率80%以上，局部井口含水高達(dá)90%以上，若繼續(xù)采用常規(guī)集輸方式，地面系統(tǒng)能耗明顯增大，集油成本上升。因此降溫或者不加熱集油技術(shù)成為各油田的研究的重點(diǎn)[1-3]。

在國(guó)內(nèi)大慶油田率先開(kāi)展不加熱集油技術(shù)的研究，并先后在薩南油田、喇嘛甸油田、喇薩杏油田開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)，取得一些豐富的成果，形成了適合于大慶油田的較系統(tǒng)的低溫集輸與處理技術(shù)，創(chuàng)造顯著的經(jīng)濟(jì)效益。然而在高含水期稠油降溫或者不加熱集輸方面過(guò)于保守，目前國(guó)內(nèi)沒(méi)有很好的低溫集輸成功應(yīng)用的先例。分析原因主要是由于稠油對(duì)溫度較敏感，降溫的幅度與安全運(yùn)行難以準(zhǔn)確把握。為了解決這一矛盾有必要開(kāi)展高含水期稠油降溫集輸回油溫度確定研究[4-6]。

1 高含水期稠油水混合液物性

1.1 油水混合液整體粘度

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)測(cè)試了遼河油田某稠油區(qū)塊，三個(gè)不同的井口油樣（含水80%）的粘溫特性，如圖1所示，由圖可知，高含水期油水混合液整體粘度遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于稠油單相粘度，主要由于高含水期低粘度的水在管道流場(chǎng)中占主導(dǎo)，因此整體的粘度較小。由圖1還可以看出當(dāng)溫度高于60 ℃時(shí)混合液粘度對(duì)溫度敏感，并且呈現(xiàn)出牛頓流體的特性。

1.2 穩(wěn)定原油含水率

高含水稠油混合液在充分?jǐn)_動(dòng)的時(shí)會(huì)形成水包油乳狀液，但是極其不穩(wěn)定，在重力的作用下，游離水往下運(yùn)移，形成上層油包水下層為含油污水的兩相狀態(tài)。現(xiàn)場(chǎng)取樣發(fā)現(xiàn)井口采出液靜置一段時(shí)間后發(fā)生分層，形成明顯的油水界面。在管流中影響管道壓降的主要因素是上層的油包水乳狀液層，因此有必要分析穩(wěn)定時(shí)上層原油含水率。

圖1 含水率80%時(shí)三個(gè)井口油樣的粘溫關(guān)系Fig.1 Viscosity-temperature curve of three wells when the water cut is 80%

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中取三種發(fā)生分層的井口采出液上層油樣100 mL裝入電脫水測(cè)試瓶，在電脫水儀中進(jìn)行電脫30 min，待溫度自然冷卻到室溫時(shí)讀取脫出水的體積，從而計(jì)算得到穩(wěn)定原油含水率，同時(shí)實(shí)驗(yàn)室還測(cè)得了三種脫水原油的轉(zhuǎn)相時(shí)含水率，如表1所示。由表可知，穩(wěn)定原油含水率較轉(zhuǎn)相點(diǎn)的含水率低。

表1 三種油樣轉(zhuǎn)相含水率與原油穩(wěn)定含水率對(duì)比Table 1 Comparison of phase inversion water cut and steady water cut of three different oil

2 井口回油溫度限制因素分析

2.1 粘滯點(diǎn)溫度

周曉紅[7]首次提出稠油粘滯點(diǎn)，認(rèn)為稠油在低溫下受到微小的力也會(huì)產(chǎn)生形變，只是變形的量較小，人的肉眼觀察不到，最終定義粘滯點(diǎn)為稠油流動(dòng)形變等于0.021 mm時(shí)對(duì)應(yīng)的溫度，并指出稠油用粘滯點(diǎn)溫度更能貼切的描述其低溫狀態(tài)下的流動(dòng)特性。然而對(duì)于高含水期管流中的稠油，由于含量很少，因此按照上述定義的方法即使溫度在粘滯點(diǎn)以下稠油本身并失去流動(dòng)性，但是油水混合液整體仍然具有很好的流動(dòng)性，因此這種定義的粘滯點(diǎn)很難描述高含水期稠油水混合液整體的流動(dòng)特性。本文參照宋承毅[8]建立的用于衡量大慶高含水原油體系流動(dòng)性的“凝滯點(diǎn)”的方法，定義高含水稠油體系流動(dòng)性指標(biāo)“粘滯點(diǎn)”，其定義為：在一定條件下，對(duì)于出現(xiàn)游離水的高含水稠油體系，上層油包水型乳狀液相由于粘度大幅升高并使整個(gè)油水兩相體系停止流動(dòng)的最高溫度。

2.2 由臨界井口回壓確定的管道末端溫度

由于稠油粘度對(duì)溫度極其敏感，當(dāng)采出液集輸溫度過(guò)低時(shí)，勢(shì)必會(huì)引起集油管線壓降增大，進(jìn)而使井口回壓升高。井口回壓升高一方面會(huì)導(dǎo)致抽油機(jī)的功率增大，耗電增加，使降溫集輸節(jié)省的耗能費(fèi)用不抵增加的電費(fèi)，同時(shí)過(guò)高的回壓容易致使抽油機(jī)出現(xiàn)超載或脫泵、斷桿等事故。因此對(duì)于任何油田或者區(qū)塊都有根據(jù)實(shí)際情況而制定的臨界井口回壓，在該回壓下能保證抽油機(jī)的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。油田實(shí)際操作中，由油井集油溫度降低引起井口回壓上升至限定幅值的回油溫度來(lái)確定最低集輸管道末端溫度。

2.3 出油管道臨界停輸時(shí)間內(nèi)的凍結(jié)溫度

另外一種限制管道回油溫度的因素是，在限定停輸時(shí)間內(nèi)管道中采出液不會(huì)達(dá)到臨界凍結(jié)狀態(tài)，所需要的最低運(yùn)行溫度。當(dāng)冬季出油管道停輸時(shí)間較長(zhǎng)時(shí)，除管道兩端的地面部分因充滿氣體而不發(fā)生凍結(jié)外，埋地管段和與其處于同一標(biāo)高的跨越管段將有高含水采出液聚積，極易發(fā)生凍結(jié)，尤其是跨越管段，出現(xiàn)凍結(jié)的可能性更大。為確保實(shí)行單管不加熱集油的油井出油管道，在停輸后其液管段不發(fā)生凍結(jié)事故，將出油管道跨越段和埋地段在冬季限定停輸時(shí)間內(nèi)達(dá)到臨界凍結(jié)溫度的停輸起始溫度作為確定最低油井回油溫度的依據(jù)（圖2）。

圖2 粘滯溫度測(cè)量示意圖Fig.2 Schematic diagram of adhered temperature measurement

式中：

K'—總傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)；

D1、D2—管道鋼管內(nèi)徑、外徑，m；

ηw—管道液相含水率，%；

H —管道截面持液率，(m2/ m2)

cw、ρw—水的比熱、密度，J/(kg·℃)、kg/ m3；

co、ρo—油的比熱、密度，J/(kg·℃)、kg/ m3；

cg、ρg—天然氣的比熱、密度，J/(kg·℃)、kg/m3；

cs、ρs—鋼材的比熱、密度，J/(kg·℃)、kg/ m3；

T0—管道周圍環(huán)境溫度，℃；

Tτ—停輸τ時(shí)間后管道內(nèi)介質(zhì)溫度，℃；

TQ—停輸時(shí)管道內(nèi)介質(zhì)溫度，℃；

τ—停輸時(shí)間，h。

按有關(guān)規(guī)定，油田供配電系統(tǒng)冬季故障停電的搶修恢復(fù)時(shí)間不得超過(guò)4 h；在此基礎(chǔ)上，再增加2h，用于夜間停電并恢復(fù)供電后由值班操作人員給油井實(shí)施停輸再啟動(dòng)操作。

2.4 粘壁溫度

高含水期稠油在進(jìn)行常溫或者降溫集輸時(shí)，溫度低于原油的凝點(diǎn)時(shí)懸浮在管流上層的油包水乳狀液會(huì)發(fā)生絮凝并聚集成塊，流動(dòng)過(guò)程中與管壁接觸，當(dāng)管流對(duì)油塊的切應(yīng)力小于管壁對(duì)油塊的附著力時(shí)，會(huì)發(fā)生粘壁現(xiàn)象。隨著粘壁厚度的增加管道有效流通面積減小，流通阻力增大，導(dǎo)致井口回壓過(guò)高。而管道對(duì)油的附著力，取決管流的溫度，溫度越高，油品粘度越低，吸附力越小。油塊開(kāi)始吸附在管道內(nèi)壁時(shí)的溫度，稱為粘壁溫度，因此集輸過(guò)程中，粘壁溫度也是高含水集輸設(shè)計(jì)過(guò)程中需要考慮的一個(gè)重要參數(shù)。

延長(zhǎng)油田西區(qū)采油廠田東恩[9]對(duì)西區(qū)油田高含水期原油粘壁規(guī)律進(jìn)行研究，通過(guò)石蠟杯實(shí)驗(yàn)和室內(nèi)環(huán)道實(shí)驗(yàn)對(duì)不同原油含水率，不同溫度下的高含水采出液粘壁規(guī)律進(jìn)行研究，將實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析擬合得到了粘壁溫度與含水率、剪切應(yīng)力、油品凝點(diǎn)之間的關(guān)系，如下式所示：

式中:

T粘—粘壁溫度，℃；

T凝點(diǎn)—凝點(diǎn)，℃；

φ—綜合含水率（80%～100%）；

τ—平均剪切應(yīng)力，Pa。

3 安全回油溫度的確定

回油溫度是油氣地面集輸工藝設(shè)計(jì)的一個(gè)重要參數(shù)，目前傳統(tǒng)的方法是將保證井口安全回壓前提下的最低管道末端溫度最為回油溫度，但是實(shí)際操作過(guò)程中，由于管內(nèi)多相流動(dòng)的復(fù)雜性，無(wú)法準(zhǔn)確的通過(guò)數(shù)學(xué)模型給出與井口回壓相關(guān)聯(lián)的回油溫度預(yù)測(cè)值。因此現(xiàn)場(chǎng)所確定的回油溫度都是出于一個(gè)比較安全的保守估計(jì)值。眾所周知，在保證管網(wǎng)安全，井口回壓不超過(guò)允許升幅的前提下，回油溫度越低，高含水集輸系統(tǒng)中滿足不加熱或者降溫集輸?shù)挠途當(dāng)?shù)目越多，管網(wǎng)系統(tǒng)耗熱量越少，經(jīng)濟(jì)效益就越好。

上文分析了井口回油溫度限制因素主要有油品的粘滯點(diǎn)溫度、由臨界井口回壓確定的管道末端溫度、出油管道臨界停輸時(shí)間內(nèi)的凍結(jié)溫度以及粘壁溫度。粘滯點(diǎn)溫度體現(xiàn)的是高含水油水混合液發(fā)生穩(wěn)定分層時(shí)的上層油包水乳狀液的流動(dòng)性，而實(shí)際管流中擾動(dòng)較大，形成較穩(wěn)定的分層流幾率很小。由出油管道臨界停輸時(shí)間內(nèi)的溫度剛好下降為凍結(jié)溫度的初始溫度，只能反映特殊區(qū)域，管網(wǎng)局部的溫降特性，如果用該溫度當(dāng)作回油溫度，不能保證整個(gè)管網(wǎng)運(yùn)行的安全性和經(jīng)濟(jì)性。

因此建議確定安全回油溫度的步驟為將油品粘滯點(diǎn)溫度和由出油管道臨界停輸時(shí)間內(nèi)的凍結(jié)溫度所確定的集輸溫度作為參考值，重點(diǎn)測(cè)試高含水采出液管流中的粘壁溫度，將粘壁溫度與油品凝點(diǎn)之間的范圍作為安全回油溫度的取值范圍。具體的取值需要結(jié)合試驗(yàn)觀察所取的回油溫度是否能夠滿足井口回壓的要求。

4 結(jié) 論

高含水期采出液的整體物性發(fā)生變化，集輸條件得到改善，使常溫集輸和降溫集輸成為可能。井口回油溫度限制因素主要有油品的粘滯點(diǎn)溫度、由臨界井口回壓確定的管道末端溫度、出油管道臨界停輸時(shí)間內(nèi)的凍結(jié)溫度以及粘壁溫度。確定回油溫度時(shí)將粘壁溫度與油品凝點(diǎn)之間的范圍作為安全回油溫度的取值范圍。具體的取值需要結(jié)合試驗(yàn)觀察所取的回油溫度是否能夠滿足井口回壓的要求。

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Determination of Oil Return Temperature of Low Temperature Gathering and Transportation of Heavy Crude Oil in High Water Cut Stage

CHE Xiao-kun1，ZHANG Sheng-nan1，WANG Han2
（1 Kehong Petroleum and Natural Gas Engineering Co., Ltd.,Sichuan Chengdu 610000，China；2. Changqing Oilfield Company NO.3 Oil Production Plant, Shaanxi Yan’an 7177507，China）

The water cut of produced heavy oil is over 80% when the oil production enters into high water cut stage. The high water cut of produced oil can change pipe flow characteristics, which makes gathering and transportation at normal temperature or low temperature possible. In this paper, properties of oil and water mixture were analyzed, and the steady water cut was researched. The restriction factors and determination method of oil return temperature were analyzed. The method to get the value of oil return temperature from the range between oil adhered temperature and oil pour point temperature was proposed.

High water cut; Heavy crude oil; Low temperature gathering and transportation; Oil return temperature

TE 832

： A

： 1671-0460（2015）10-2465-03

2015-04-21

車小錕（1983-），四川成都人，工程師，2005年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣儲(chǔ)運(yùn)專業(yè)，研究方向：油氣儲(chǔ)運(yùn)地面建設(shè)相關(guān)技術(shù)工作。E-mail: muxuan1008@gmail.com。

張盛楠（1989-），女，助理工程師，研究方向：油氣儲(chǔ)運(yùn)地面建設(shè)相關(guān)技術(shù)工作。E-mail：zhangruiyue1993@126.com。