油井常溫集輸技術原理與研究

2015-04-13 08:11:58鄭澤旭

江漢石油職工大學學報 2015年5期

鄭澤旭

（中國石化集團江漢油田分公司江漢采油廠，湖北潛江433123）

引言

解決王廣鐘主力區塊冬季伴生氣量無法滿足原油伴熱集輸要求的問題，可采取2種措施：一是改摻涼水，減少伴生氣資源浪費；二是單管常溫集輸，減少伴生氣資源消耗。其中，改摻涼水法節約的伴生氣量較少，雖然能緩解緊急矛盾，但是難以真正解決伴生氣量少的問題，最佳的解決方法是常溫集輸。因此，當務之急是需對王廣鐘主力區塊常溫集輸技術進行研究，以解決伴生氣量逐年減少，油井冬季生產困難的問題。

1 原油常溫集輸技術原理

原油常溫集輸技術是根據原油非牛頓流體流變特性的剪切降粘原理，利用井口液流的自身溫度、壓力對油、氣、水進行不加熱輸送，主要是針對一些低液、低含水、流動性差的疑難井所采用的一種集輸方式。該技術的難點是突破原油物性差的低液、低含水油井的單管常溫集輸問題，并針對這個難點開展對兩種油井低耗伴熱模式的研究。

油井生產管理一般要求井口回壓不大于1.2MPa，井口回壓是決定油井能否進行常溫集輸的關鍵條件。由于井口回壓的大小與原油粘度有關系，而粘度與溫度、含水和含氣有關系，因此，研究粘度與溫度、含水和含氣的關系是進行油井常溫集輸研究的主要內容。

1.1 低含水原油的特征

1.1.1 形態

在油田開發初期，由于原油的含水率低，原油經過原油中的天然的乳化劑乳化以后，一般會形成W／O型乳化液。

1.1.2 粘度

王廣鐘主力油區原油為含蠟量較高的石蠟基原油，凝固點較高，在21℃～30℃（表1）。

表1 王廣鐘主力油區原油物性統計表

此類原油在溫度高于析蠟點溫度時粘度較低，一般在9～67.2mPa·s（王2井區2 924mPa·s，王30井區359mPa·s），且隨溫度的變化不大，屬于牛頓流體，但當溫度降至接近凝固點時，粘度急增，有非牛頓流體的特性，在溫度低于凝固點時，仍是可以流動的，只是粘度劇增，屈服值增加很快。

1.2 高含水原油的特征

1.2.1 形態

油田生產進行到后期，原油含水率逐漸升高，原油中會出現游離水，當原油中含水量進一步增加時，游離水就會形成連續相，從而使油水乳化液由 W／O型變為O／W 型。

1.2.2 粘度

含水原油的粘度在很大程度上取決于原油的含水率。當含水率較小，油水乳化液為 W／O型時，含水率的增加會使連續相（油）中的分散液滴（水）的液相間的表面增大，液滴之間的相互作用增強，在液流中發生液滴的碰撞和相對滑動，以及相間表面能的作用，導致乳化液的粘度急劇升高。但是隨著含水率的繼續增加，乳化液由 W／O型變為O／W 型，水形成連續相后，水的粘度成為乳化液粘度的決定因素，含水原油的粘度將急劇下降。原油粘度開始下降的這一點稱為轉相點。從王56斜－4井在20.6℃ 時含水對原油粘度的影響曲線（圖1）可以看出，轉相點含水為52%，當含水超過70% 以后，原油粘度變化不大，并且小于純油粘度。

圖1 王56斜－4井原油粘度與含水率關系

1.3 高含水原油粘壁溫度確定

高含水原油在凝固點以下也不粘壁，污水能攜帶原油進行集輸，但是當溫度降到一定程度后，原油開始大量粘壁，回壓大幅上升，無法滿足回壓1.2MPa的要求，于是將此時的溫度定義為粘壁溫度。

王廣鐘原油凝固點在21℃～30℃，高含水原油粘壁溫度比凈化原油的凝點低8℃～10℃，因此，確定出單井不加熱集輸的最低溫度界限為20℃。當集輸溫度低于粘壁溫度時，部分凝固的原油就會粘在管壁上，致使集輸管道摩阻增加，阻力增大，井口回壓升高，管道內流動截面積減少甚至會產生堵管現象，這就要求集輸溫度必須高于粘壁溫度。

1.4 江漢油區不同液量高含水原油的臨界距離初步估算值

現場試驗時，因油井管線長度、液量的試驗數量限定，得出的結論較粗泛，具有一定的局限性。為了更進一步地進行推廣應用，初步設定液量、含水、溫度，同時根據回壓（1.2MPa）設定，長度越短，粘度允許上升、溫度允許下降的幅度越大的原則，得到不同液量高含水原油臨界距離的初步估算值。當含水大于80% 時，30t／d的液量所對應的常溫臨界距離為1km，20t／d的液量所對應的常溫臨界距離為0.7km，10t／d的液量所對應的常溫臨界距離為0.1km（表2）。