田建儒，崔大海

中國石油大港油田分公司第三采油廠 (河北 滄州 061723)

摻水降溫減量集輸技術(shù)研究

田建儒，崔大海

中國石油大港油田分公司第三采油廠 (河北 滄州 061723)

根據(jù)油水流動的黏度、剪切速率的實驗室測定結(jié)果，分析了原油溫度和含水對輸送油水混合物壓降的影響，得出包含稠度系數(shù)和流變指數(shù)的油水壓降的計算公式。通過推導(dǎo)求出摻水壓降最大的相關(guān)條件，經(jīng)實踐檢驗吻合程度較高。

摻水降溫;集輸技術(shù);黏度;溫度

在油田開發(fā)初期，油井含水較低，產(chǎn)液溫度一般為37～40℃，隨含水上升，部分油井產(chǎn)液增加一倍，因水的比熱遠大于油的比熱，產(chǎn)液溫度隨之升高，含水每上升10%，產(chǎn)液溫度上升1.5～2℃。當(dāng)井口含水80%～90%時，產(chǎn)液溫度上升3～4℃。這為降低摻水量、降摻水溫度提供了初步保證。但這些條件還不夠全面，仍需要研究含水原油的流變規(guī)律。

1 含水原油的流變規(guī)律研究

1.1 含水、溫度與黏度的關(guān)系

表1 官104外輸原油含水、溫度與黏度的關(guān)系數(shù)據(jù)表

將50℃時含水和對應(yīng)黏度繪成曲線如圖1。

圖1 含水與黏度的關(guān)系曲線

從表1和圖1看出65℃是拐點，也叫作轉(zhuǎn)相點。低于該點，表現(xiàn)出油包水;高于此點，表現(xiàn)出水包油或水漂油。低于此溫度，黏度隨含水上升，高于此溫度黏度急劇降低(原因是有水從原油中“解放”出來)。

從表1看出在沒有游離水出現(xiàn)時，溫度每升高10℃，原油黏度下降近一半。但當(dāng)游離水出現(xiàn)時，黏度隨溫度變化很小;此時油水混合液黏度可用公式(1)表示(當(dāng)剪切速率較低時可以忽略):

其中：ηm為油水混合液黏度，mPa·s;ηw為水的黏度，mPa·s;fw油水混合液中水所占的體積分數(shù)，%;ηo為在該溫度下原油黏度，mPa·s;fo為油水混合液中原油所占的體積分數(shù)，%。

另一實驗發(fā)現(xiàn)原油中出現(xiàn)游離水后，其黏度隨溫度變化很小。乳化降黏所形成的水包油乳狀液也表現(xiàn)出這一特征。以官992井為例，該井1997年9月原油(凝固點22℃)黏度評價實驗結(jié)果顯示溫度每升高10℃，原油黏度下降近一半，見表2。

表2 黏溫曲線數(shù)據(jù)表

當(dāng)油水比為3:7，降黏劑0.3%時形成水包油乳狀液黏度與溫度關(guān)系見表3。

表3 黏溫曲線數(shù)據(jù)表

1.2 剪切速率

剪切速率、含水與原油黏度的關(guān)系通過實驗獲得。用黏度計測得女三站外輸原油(含水67%，凝固點34℃)數(shù)據(jù)見表4。含水67%，凝固點34℃的測量數(shù)據(jù)見表5。

表4 剪切速率、含水與原油黏度關(guān)系表

表5 剪切速率、含水與原油黏度關(guān)系表

根據(jù)以上試驗結(jié)果，可準確判定:高含水原油的黏度是溫度、含水率、剪切速率的函數(shù)。

用表4、表5數(shù)據(jù)擬合方式表示

其中：τ為剪切應(yīng)力，pa;μP表觀黏度，mPa·s;γ為剪切速率，s-1;K為稠度系數(shù)，和含水率、溫度有關(guān);n為流變指數(shù)，和含水率、溫度有關(guān);fw為含水率，%;t為溫度，℃。

1.3 高含水原油在管線流動時的狀態(tài)分析

以油水兩相流為例，流速低時，水在下部流，油在上部流動，近界面處有乳化現(xiàn)象。流速增加，水部分混入原來的上部油中，界面處乳化增加。以上2種狀態(tài)，油水混合物黏度用表示。流速增加，水完全混入原油中，表現(xiàn)出水包油乳狀液體，油水混合物黏度很低。

其中:R，L為管線半徑，長度，m;K=0.12，n= 0.88;q為流量，m3/s;P1，P2為回油管線起末端壓力，Pa;K，n-見表6。

計算管線壓降可用公式(8)或(9)。

舉例:回油管線，管徑D=83.3mm，長度L=500m，日產(chǎn)液(輸送液量)40m3，回油溫度(1/3起點溫度+ 2/3終點溫度)，50℃，綜合含水82%，計算管線壓降。

q=40/(24×3 600)=0.000 46(m3/s)，根據(jù)含水82%，溫度50℃查表6得:K=0.034，n=0.92。

ΔP=0.048MPa

當(dāng)含水50%，溫度50℃時查表6得:K=0.041，n=0.89。

ΔP=0.052MPa

從計算結(jié)果看，含水50%和80%在輸送溫度50℃時管線壓降差別不大。

當(dāng)溫度為40℃，含水50%時，K=0.063，n=0.86，ΔP=0.038MPa;含水70%時，K=0.12，n=0.88，ΔP=0.054 MPa;含水82%時，K=0.10，n=0.82，ΔP=0.038MPa。

從計算結(jié)果看，含水50%和82%在輸送溫度50℃時管線壓降差別很大;含水70%和82%時管線壓降差別較大，總體講:含水對壓降影響不明顯。因此控制綜合含水在70%。

實例:官2-15井(官西7站)地層日產(chǎn)液39.8m3，地層含水53.3%，日摻水11.2m3(綜合日產(chǎn)液50m3，綜合含水78.6%)，日產(chǎn)原油6.1t，井距300m，回油溫度32℃，冬季最低時28℃。

原油物性:黏度102.4mPa·s;含膠瀝青20.42%;含蠟25.5%。計算結(jié)果見表7。

由表7數(shù)據(jù)可以看出，回油溫度40℃，比回油溫度36℃的管線增長一倍 ，但壓差卻比 36℃的管線低，說明回油溫度對壓差影響比管線長度要顯著的多;含水對壓差影響比溫度要顯著。

2 實施效果

綜合上述分析，高含水原油黏度是含水、剪切速率、溫度的函數(shù);原油轉(zhuǎn)相點在65.5%附近。低于此轉(zhuǎn)相點時，原油黏度(不含游離水)隨含水增加而升高，隨溫度升高，此轉(zhuǎn)相點稍有降低。高于此轉(zhuǎn)相點時，原油內(nèi)包含的水分會破乳出來，此時高含水原油黏度隨剪切速率增加而降低，隨含水增加而降低，但降低幅度較小，隨溫度升高而降低。

現(xiàn)場操作有2條:一是控制地面輸送時綜合含水70%;二是控制回油溫度高于原油凝固點2℃(以前5～8℃)。

將各井產(chǎn)液量、綜合含水、回油溫度、摻水溫度、井距、摻水壓力、站回壓、凝固點，代入上述油水造成的壓損公式計算對比如下表8。

王10站計算結(jié)果與“實際壓差”對比見表9。

計算結(jié)果是摻水壓力、站回壓壓差的10倍，原因是該公式僅計算了油水造成的壓差別，沒有計算天然氣造成的壓差(現(xiàn)場天然氣沒有計量)。

表6 不同溫度、含水率、剪切速率下高含水原油流變參數(shù)K，n

表 7井距、含水，回油溫度，壓差關(guān)系數(shù)據(jù)表

表8 油水壓差計算表

表9 油水壓差計算值與實際值對比表

其中:ΔPg為天然氣造成的壓差，MPa;ηg為天然氣黏度，8×10-5Pa·s;ρ為天然氣密度，650Kg/m3;q為天然氣流量，(井口回壓，溫度下);r為回油管線半徑，0.031 25m。

經(jīng)五工區(qū)實施后原王6站回油溫度由以前的45℃明顯下降到39℃，生產(chǎn)正常、回壓穩(wěn)定，打破了以往的常溫輸油固有思維。五工區(qū)摻水量比同期對比下降24.5%，整體系統(tǒng)摻水溫度下降5℃。

3 結(jié)論

1)該計算壓損公式適合于含氣較少的管線。

2)高于油包水的轉(zhuǎn)相點時，原油內(nèi)包含的水分會破乳出來，此時高含水原油黏度隨剪切速率增加而降低，隨含水增加而降低，但降低幅度較小，隨溫度升高而降低。

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The effect of temperature on the pressure drop in the transportation of oil-watermixture is analyzed according to the experimental results of the viscosity and shearing rate of oil-water mixture，and a formula for calculating the pressure drop in which consistency coefficientand rheogoly index are included is obtained.The conditions of producingmaximum pressure drop are derived，and they are correct by practice test.

temperature-reducing by addingwater;gathering-transportation technology;viscosity;temperature

立崗

2014-12-25

田建儒(1968-)，男，高級工程師，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)管理工作。