高含水油田單井降溫集輸試驗*

孔維敏 張士英 邱振東 劉福貴 黃啟玉 張富強

1中國石油大學（北京）機械與儲運工程學院

2河北華北石油港華勘察規(guī)劃設(shè)計有限公司

3中國石油天然氣股份有限公司吉林油田分公司勘察設(shè)計院

我國油田所產(chǎn)原油多為高黏易凝的含蠟原油，一般采用加熱或伴熱集輸工藝[1-2]。當前，國內(nèi)油田相繼進入開采后期，采出液含水率可達80%～95%[3-4]。對于高含水原油而言，加熱集輸工藝輸出的熱量大部分被高熱容的采出水所消耗，造成巨大的能源浪費。現(xiàn)有研究[5-6]表明，高含水原油的安全回油溫度可以低于原油凝點，使高含水油井不加熱集輸工藝的應(yīng)用成為可能。在不加熱集輸工況下，由于溫度遠低于原油析蠟點，蠟組分在原油中的溶解度降低，導致蠟晶析出并相互交聯(lián)形成三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，使原油黏度升高[7-8]。當集油溫度低于原油粘壁溫度時，凝油與管壁界面之間的粘附力將大于采出水對凝油的剪切力，凝油會在管道內(nèi)壁粘附積聚，增加集輸管道摩阻和井口回壓，嚴重時還會造成管道堵塞，影響油田正常生產(chǎn)運行[9]。因此，為了在保證安全的前提下最大幅度地降低集油溫度，實現(xiàn)集輸工藝的優(yōu)化運行，明確高含水原油粘壁規(guī)律、確定安全集輸溫度十分必要。

當前，高含水原油在不加熱集輸工況下的粘壁溫度與粘壁規(guī)律受到了學者的廣泛關(guān)注。呂楊[10]認為粘壁現(xiàn)象是“凝油粘附”與“剪切剝離”共同作用的結(jié)果，高含水原油粘壁溫度受產(chǎn)液量、含水率、流速等因素影響顯著[11]。陳宏健[12]證實了粘壁溫度作為物理量的合理性。吳浩[13]提出可以通過“起始粘壁溫度”判斷高含水原油是否可以不加熱集輸。對高含水原油粘壁特性進行大量的研究表明，油井綜合含水率越高、產(chǎn)液量越大，粘壁溫度越低[14]。關(guān)于高含水原油粘壁特性的研究方法，吳迪[15]、劉保君[16]等使用轉(zhuǎn)輪流動模擬器測試原油粘壁溫度；鄭海敏[17]利用室內(nèi)小型環(huán)道研究高含水原油的粘壁特性；李鴻英[18]通過對傳統(tǒng)冷指裝置進行改進，使原油和蠟分子可以實現(xiàn)持續(xù)更新，并使用此裝置研究高含水原油粘壁特性；張燕[19-20]基于粘附力理論推導了粘壁溫度預(yù)測模型，將粘附力、熱運動力和剪切力納入模型的建立中，將低溫集輸從工程應(yīng)用研究推進到理論研究層面。崔悅[21]通過研究油相組分、水相組分以及復雜流動條件對高含水原油粘壁特性的影響，明確了高含水含蠟原油的粘壁機理。為了更好地研究油田現(xiàn)場管道在不加熱集輸時的粘壁規(guī)律，魯曉醒[22]、檀為建[23]在油田現(xiàn)場安裝可視化管路系統(tǒng)，并開展降溫集輸實驗，證明了在粘壁溫度下集油會出現(xiàn)壓降突增的現(xiàn)象。

目前關(guān)于高含水原油粘壁特性的研究多為室內(nèi)實驗研究，主要聚焦于粘壁溫度、粘壁質(zhì)量影響因素與變化規(guī)律的研究。或是在油田現(xiàn)場開展降溫試驗，由于缺乏理論指導與降溫標準，油田現(xiàn)場往往采取試降溫的方式確定不加熱集輸?shù)臏囟冗吔纭Ｄ芊駥⒍呓Y(jié)合，通過室內(nèi)實驗測定高含水原油粘壁溫度，并以此指導油田現(xiàn)場生產(chǎn)，驗證室內(nèi)實驗的準確性是需要考慮的問題。基于此開展了室內(nèi)模擬罐粘壁實驗確定高含水原油粘壁溫度，以此作為油田現(xiàn)場降溫依據(jù)，取得了加熱爐溫度下降30 ℃的效果；根據(jù)現(xiàn)場運行數(shù)據(jù)計算集油管道沿線粘壁速率分布，證明了模擬罐粘壁實驗的正確性。

1 實驗材料和方法

實驗所用原油為國內(nèi)某油田的典型高含水油井所產(chǎn)原油（表1）。對該油井所取原油進行基礎(chǔ)物性測試（表2）并繪制黏溫曲線（圖1）。

表1 某實驗油井基礎(chǔ)參數(shù)Tab.1 Basic parameters of an experimental oil well

表2 實驗油品物性參數(shù)Tab.2 Physical property parameters of experimental crude oil

圖1 1#原油黏溫曲線Fig.1 Viscosity-temperature curve of 1# crude oil

實驗儀器為自主設(shè)計的帶壓模擬罐裝置（圖2）。該裝置主要由反應(yīng)釜、磁力攪拌機、低溫浴槽及控制箱（含溫度、壓力、調(diào)速數(shù)顯表）等組成。可以通過控制溫度、轉(zhuǎn)速和壓力，模擬實際集輸管線的生產(chǎn)工況。

圖2 帶壓模擬罐粘壁裝置示意圖Fig.2 Schematic diagram of wall sticking device of simulation tank with pressure

測定不同溫度下的高含水原油在溶氣壓力為1 MPa 時的粘壁質(zhì)量，定義粘壁質(zhì)量突然增大的臨界溫度點為粘壁溫度。具體實驗步驟如下：

將井口所取原油脫水、熱處理后，和水按比例加入模擬罐中進行攪拌，使油相和水相混合均勻；高速攪拌模擬地層乳化過程，同時，向罐內(nèi)通入CH4，使罐內(nèi)壓力維持在實驗所需壓力值；隨后降低轉(zhuǎn)速，使模擬罐內(nèi)平均剪切率與實際集油管道內(nèi)平均剪切率相等（二者剪切率分別通過公式（1）、公式（2）進行計算），邊攪拌邊降溫，模擬采出液在管道內(nèi)部流動時的降溫過程；當罐內(nèi)溫度降至測試溫度后保持該溫度進行恒溫攪拌，模擬凝油粘壁過程；對模擬罐內(nèi)壁所粘凝油取樣并稱重；逐步降溫重復以上操作，直至確定粘壁溫度。

式中：為模擬罐平均剪切率，s-1；˙為管道平均剪切率，s-1；μ為黏度，m2/s；N為模擬罐轉(zhuǎn)速，r/min；Q為管道流量，m3/s；D為管道內(nèi)徑，m。

2 實驗結(jié)果分析

2.1 室內(nèi)實驗確定粘壁溫度

對1#原油在1 MPa 條件下進行了不同溫度下的粘壁實驗（圖3）。實驗結(jié)果表明，隨著溫度的降低，原油粘壁質(zhì)量呈上升趨勢：在粘壁溫度之上，粘壁質(zhì)量隨著溫度的降低緩慢增加，到達粘壁溫度時，粘壁質(zhì)量較上一溫度出現(xiàn)陡增。1#原油在實驗條件下的粘壁溫度為25 ℃。

圖3 1#原油在不同測試溫度下的粘壁質(zhì)量（含水率85%）Fig.3 Wall sticking quality of 1# crude oil at different temperatures（with 85% water cut）

溫度降低，蠟組分在原油中的溶解度下降，蠟晶析出并相互交聯(lián)形成三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，導致原油黏度上升，罐壁界面對原油及其乳狀液的粘附力增大，且原油與原油、原油與乳狀液之間的分子間作用力也隨之上升。當原油與罐壁界面的粘附作用大于水流對原油的沖刷剝離作用時，原油就會粘附在模擬罐內(nèi)壁，并不斷聚結(jié)，表現(xiàn)為粘壁厚度增加、粘壁質(zhì)量上升。

2.2 粘壁溫度現(xiàn)場驗證

1#油井的集輸方式是在井口設(shè)置加熱爐，將采出液加熱以后直接輸送至計量間。1#油井井口加熱爐出口溫度為65～68 ℃，夏季的進站油溫為25～26 ℃，冬季的進站油溫為20～22 ℃。該油井冬季的進站油溫遠低于粘壁溫度（25 ℃），導致在冬季經(jīng)常出現(xiàn)堵管現(xiàn)象，需要頻繁進行洗線（洗線周期為4～6 天）。

對該油井2019 年1 月和7 月的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計（圖4），夏季未粘壁時的井口回壓較低，2019年7 月的平均井口回壓為0.81 MPa，運行較為平穩(wěn)，不需要進行洗線作業(yè)；而冬季由于進站油溫遠低于粘壁溫度，導致井口回壓常常維持在較高水平，2019 年1 月的平均井口回壓為1.16 MPa，最高可達1.5 MPa。為了保證集油作業(yè)的安全，2019 年1 月該油井共進行6 次洗線作業(yè)，2 月洗線5 次，對正常生產(chǎn)造成了較為嚴重的影響。其運行情況證明了模擬罐實驗得到的關(guān)于這口油井所產(chǎn)原油粘壁溫度（25 ℃）的正確性。低于該溫度便會出現(xiàn)較為嚴重的凝油粘壁現(xiàn)象，使井口回壓升高，甚至堵塞管道，影響油田礦場集輸作業(yè)的正常運行。

圖4 1#油井2019 年生產(chǎn)數(shù)據(jù)Fig.4 Production data of 1# oil well in 2019

2.3 管道沿線粘壁速率計算

以1#油井2019 年1 月的運行數(shù)據(jù)為例，分析不加熱集油時的粘壁規(guī)律。

根據(jù)管道運行數(shù)據(jù)（表3）與基礎(chǔ)參數(shù)（表4），利用蘇霍夫公式計算該油井集油管道沿線溫度分布。

表3 2019 年1 月管道運行參數(shù)Tab.3 Operation data of the pipeline in January 2019

表4 1#油井集油管道基礎(chǔ)參數(shù)Tab.4 Basic parameters of oil gathering pipeline of 1# oil well

式中：TL為距起點處油溫，℃；T0為沿線地溫，取6 ℃；TR為井口加熱爐溫度，℃；K為管道總傳熱系數(shù)，W/(m2·℃)；D為管道外徑，m；G為質(zhì)量流量，kg/s；G為比熱容，J/(kg·℃)；L為距井口距離，m。

對2019 年1 月10 日和14 日兩次熱洗期間管路的粘壁速率進行分析，根據(jù)管道未粘壁時的壓降反算油水懸浮液黏度（公式4），當溫度高于粘壁溫度5 ℃以上時按照未粘壁進行計算；當?shù)陀诖藴囟葧r，將室內(nèi)模擬罐粘壁實驗得到的粘壁厚度根據(jù)溫度對應(yīng)于實際管道內(nèi)部凝油粘壁厚度，計算管道總壓降使其與實際管道總壓降一致。由管道沿線溫度分布（圖5）可知，該油井集油管道在距井口1 550 m 處開始出現(xiàn)輕微的粘壁現(xiàn)象，在1 900 m 之后集油溫度低于粘壁溫度。

圖5 2019 年1 月管道沿線溫度分布Fig.5 Temperature distribution along the pipeline in January 2019

式中：μ為油水懸浮液黏度，Pa·s；Δp為管道未粘壁時的穩(wěn)定運行壓降，Pa；R0為集油管道半徑，m；Q為實驗條件下油井采出液的體積流量，m3/s；L為集油管道長度，m。

根據(jù)表5 計算1 月11 日集油管道未粘壁時管段前1 550 m 的壓降，則剩余壓降以及粘壁后增長的壓降均來自于后650 m。根據(jù)1 月13 日集油管道后半段壓降，以及模擬罐實驗得到的不同溫度下凝油粘壁厚度的比例，對實際管道在不同溫度段區(qū)間的內(nèi)徑按比例進行計算，得到管道后半段沿線粘壁速率分布情況（圖6）。可以看出，距井口距離越遠，粘壁速率越高。這是因為隨著距井口距離的增加，油溫逐漸下降，溫度越低，原油越容易粘附在管道內(nèi)壁。當溫度高于粘壁溫度時，粘壁速率在0.1～1 mm/d 之間，且隨著溫度的降低，粘壁速率上升比較平穩(wěn)；當溫度降至粘壁溫度時（距井口大約1 900 m 處），粘壁速率較上一溫度出現(xiàn)突增；當集油溫度低于粘壁溫度時，粘壁速率隨著溫度的下降增長較快。現(xiàn)場管道沿線粘壁速率的計算結(jié)果也證明了模擬罐粘壁實驗得到的粘壁溫度（25 ℃）的正確性，該溫度下，凝油粘壁速率會出現(xiàn)陡增。

表5 壓降計算結(jié)果Tab.5 Calculation results of pressure drop 單位：MPa

圖6 管道后半段沿線粘壁速率分布Fig.6 Wall-sticking rate distribution along the latter half of the pipeline

3 現(xiàn)場降溫集輸試驗

2020 年5 月對該油井進行了階梯降溫集輸試驗，根據(jù)室內(nèi)模擬罐粘壁實驗結(jié)果，指導現(xiàn)場集輸管道降溫運行。當集油溫度低于原油粘壁溫度時，凝油會相互聚結(jié)、積聚粘附在管道內(nèi)壁，使管道內(nèi)部流通面積減小，摩阻升高，從而導致井口回壓上升。因此在現(xiàn)場降溫試驗期間，可以通過追蹤記錄進站油溫和井口回壓的變化來判斷集輸管道內(nèi)部是否已出現(xiàn)粘壁現(xiàn)象，以及是否可以實現(xiàn)安全回油。

該油井的集油方式是在井口設(shè)置加熱爐，對采出液統(tǒng)一加熱后直接輸送至計量間。因此采取降低井口加熱爐溫度的方式進行不加熱集油試驗，只要保證原油進入計量間的溫度（進站油溫）高于粘壁溫度即可保證安全回油。進行降溫試驗前該油井的井口加熱爐溫度為70 ℃，降溫期間井口加熱爐溫度逐漸降低至40 ℃，進站油溫穩(wěn)定在25 ℃左右，井口回壓亦穩(wěn)定在0.8～0.9 MPa 范圍內(nèi)（圖7）。該油井在降溫集輸期間運行比較平穩(wěn)，說明降溫集輸是可行的。

圖7 降溫集油期間管道運行數(shù)據(jù)Fig.7 Operation data of oil pipeline during lowering temperature gathering and transportation

4 結(jié)論

基于開源節(jié)流降本增效的發(fā)展理念，以及研究高含水原油粘壁規(guī)律的現(xiàn)實意義，使用自主設(shè)計的一套帶壓模擬罐裝置對國內(nèi)某油田的典型高含水油井原油進行室內(nèi)粘壁實驗，測定其粘壁溫度，并依據(jù)實驗結(jié)果指導現(xiàn)場降溫集油，得出以下結(jié)論：

（1）高含水原油在凝點以下集輸是可行的，具有較大的節(jié)能降耗空間；回油溫度高于粘壁溫度可以保證集油作業(yè)安全平穩(wěn)運行。

（2）在粘壁溫度之上，粘壁速率較小，達到粘壁溫度后，粘壁速率出現(xiàn)陡增，隨著溫度繼續(xù)降低，粘壁速率近似呈指數(shù)形式增長。

（3）根據(jù)模擬罐粘壁實驗結(jié)果，指導現(xiàn)場進行單井降溫集油試驗，取得了井口加熱爐溫度下降30℃的效果，證明了使用模擬罐裝置測試粘壁溫度對油田現(xiàn)場不加熱集輸工藝的實施具有指導性意義。