李鵬亮*

（中國石油天然氣股份有限公司華北油田分公司第三采油廠）

0 引言

隨著油田的深入開發(fā)，我國大部分油田已進入高含水期，其中大慶、大港、華北、江漢、遼河等油田已進入特高含水期。當油田進入高含水期后，原油的流變性以及相態(tài)都會發(fā)生較大變化，油水兩相流從“油包水”型轉(zhuǎn)化為“水包油”型，原油的流動性大幅改善[1]。經(jīng)研究表明，高含水原油可以在低于凝點以下進行輸送，常溫集輸可以有效降低集油能耗，但集輸溫度低于其粘壁溫度時，會發(fā)生原油在壁面粘附積聚的情況，影響油田實際生產(chǎn)運行。因此粘壁溫度可作為常溫集輸?shù)臏囟冉缦蓿糜诤饬扛吆途丶數(shù)目尚行?。劉曉燕等[2]對大慶喇嘛甸油田的原油進行了研究，定義了在一定氣油比、混合流速、氣相折算速度的前提下，原油可在低于凝點以下2 ℃進行常溫輸送；田東恩[3]通過石蠟杯和室內(nèi)環(huán)道試驗對西區(qū)油田的集輸邊界條件進行了研究，對粘壁厚度與溫度、含水率的關(guān)系進行了總結(jié)，并擬合了粘壁溫度計算公式；ZHENG H M等[4]也通過室內(nèi)試驗得到了不同因素對常溫集輸?shù)挠绊?。以上的試驗均是在室?nèi)完成，沒有考慮內(nèi)壁粗糙度、管道傾角等現(xiàn)場實際因素，與實際生產(chǎn)條件相差過大，得到的規(guī)律并不能直接用于實際生產(chǎn)。為了研究高含水油井在實際工況條件下的流動狀態(tài)，需通過現(xiàn)場試驗，對高含水原油常溫集輸?shù)倪吔鐥l件進行界定和研究，為原油實現(xiàn)常溫集輸提供堅實數(shù)據(jù)基礎(chǔ)。

1 試驗方法

1.1 基礎(chǔ)參數(shù)及油品物性

在華北油田二連區(qū)塊選取了3口典型油井進行試驗，這3口油井地處同一區(qū)塊，該區(qū)塊的原油含蠟量在14%左右，析蠟點在50 ℃左右，油品物性基本一致。3口油井的產(chǎn)液量和綜合含水率見表1。

表1 3口典型油井的基礎(chǔ)參數(shù)

對采出液進行脫水后，參照 GB/T 1884—2000《原油和液體石油產(chǎn)品密度試驗室測定法》對密度進行了測試，測試結(jié)果見圖 1。采用 MCR101原油流變儀對黏度進行測試，測試結(jié)果見圖 2。測試結(jié)果表明溫度低于40 ℃以后，原油黏度斜率變大，說明在低溫條件下原油的流動性變差。

圖1 哈7-7井原油密度-溫度曲線

圖2 哈7-7井原油黏度-溫度曲線

1.2 試驗裝置及步驟

在現(xiàn)場安裝管路試驗裝置，研究高含水油井在實際工況條件下的流動狀態(tài)?，F(xiàn)場試驗裝置工藝流程見圖3。

圖3 現(xiàn)場試驗裝置工藝流程圖

試驗裝置由質(zhì)量流量計、壓力傳感器、溫度傳感器、壓力表、安全閥和透明玻璃管等組成，整個裝置的材質(zhì)除玻璃管外均為20號鋼，單層保溫，內(nèi)徑50 mm，最大承壓設(shè)定為滿足規(guī)范要求的油井回壓2.0 MPa。

試驗步驟如下：

（1）試驗開始前，將現(xiàn)場試驗裝置安裝在計量間或閥組間中對應的油井集油管路上，與主管路形成測試旁通。保持主管路閘閥打開，同時保持一定開度緩慢打開試驗管路的入口和出口閥門，觀察裝置的各個部位是否存在泄漏問題，并確認無泄漏。待裝置流量穩(wěn)定后關(guān)閉主管路閘閥，將入口和出口閥門完全打開，使油井采出液只流經(jīng)試驗旁通。

（2）待管路流量穩(wěn)定后，關(guān)停該油井對應的伴熱水管道閥門，開始進行降溫試驗。在透明觀察管正面放置高速運動攝像機拍攝降溫過程中不同時段的油水兩相流流動狀態(tài)，同時記錄同時段溫度、壓力傳感器和質(zhì)量流量計的相關(guān)數(shù)據(jù)，并在中控室讀取該時刻井口溫度、壓力的監(jiān)控數(shù)據(jù)。由于試驗管路較短，采用井口壓力和壓力傳感器的差值作為沿程壓降數(shù)據(jù)。

（3）在降溫試驗后期，當溫度傳感器顯示數(shù)值接近原油凝點時，增大測試頻率，記錄的內(nèi)容與（2）保持一致。試驗過程與油井生產(chǎn)同步進行，因此在溫降的過程中，要尤其注意井口壓力，當井口壓力超過2.0 MPa時，立刻停止降溫試驗，打開伴熱水管道，以確保油井的正常生產(chǎn)。

（4）當透明觀察管中出現(xiàn)原油粘壁滿管時，立刻停止降溫試驗，打開伴熱水管道。當觀察管內(nèi)的原油被沖開后，打開主管路閘閥，同時緩慢關(guān)閉試驗裝置入口和出口閥門，待試驗管路中的油水混合物排凈后進行下一口油井測試。

2 試驗結(jié)果分析

2.1 降溫試驗中油水兩相流流動狀態(tài)

通過透明觀察管發(fā)現(xiàn)3口油井在降溫過程的油水兩相流流動狀態(tài)基本一致。以哈7-7油井為例，在降溫初期，油水之間分層界面不明顯，水層中含有大量的細小油滴顆粒（圖4（a））。在降溫中期，油水分層變得更加明顯，水層中的小油滴在范德華力的作用下不斷聚并形成大油滴，大油滴繼續(xù)不斷形成條狀油塊并進入上部油層中（圖4（b））。隨著油層的不斷加厚，上管壁附近的油層開始停止流動（圖4（c））。在某一時刻管道內(nèi)充滿原油，形成滿管現(xiàn)象，但下管壁的原油仍然存在流動性，隨后下管壁的原油被后面的水層沖開（圖4（d））。最后，在降溫末期，原油再次充滿整個管道，水層無法再次沖開原油，原油流動困難（圖4（e））。

圖4 降溫過程中不同時段的油水兩相流流動狀態(tài)

當溫度降低到一定程度后，高含水原油會析出蠟晶形成具有一定力學強度的凝膠原油，從而出現(xiàn)原油粘壁現(xiàn)象[5]。經(jīng)研究表明，影響常溫集輸原油粘壁的關(guān)鍵因素是溫度，且通常粘壁溫度低于原油凝點，因此在試驗中找到原油粘壁時的溫度對于原油能否進行常溫集輸尤為重要。

2.2 粘壁溫度確定

通過對降溫過程中壓力及溫度數(shù)據(jù)的記錄，得到了從井口到試驗裝置玻璃管處的壓降值，壓降與溫度變化的關(guān)系如圖5所示。

圖5 試驗油井壓降-溫度變化圖

以哈7-7井壓降-溫度變化為例，根據(jù)觀察到的現(xiàn)象對高含水原油壓降隨溫度變化的規(guī)律進行分析歸納，整個壓降變化過程主要分為四個階段。

第一個階段為壓降平穩(wěn)上升段（28～24 ℃）。該階段油水兩相主要呈分層流動，原油以小液滴的形式分散在水層中。原油黏度和水流剪切共同影響著壓降數(shù)據(jù)的變化，相較之下原油黏度為主導因素。隨著溫度的降低，原油黏度增大，導致壓降數(shù)據(jù)緩慢上升。

第二個階段為壓降迅速上升段（24～23.1 ℃）。隨著溫度的降低，小油滴不斷聚并形成大量條狀油塊。當水流的剪切力無法克服油層與管道內(nèi)壁的附著力時，開始出現(xiàn)原油粘壁現(xiàn)象，此階段原油黏度成為影響壓降數(shù)據(jù)的絕對主導因素。在該階段初始時刻，上管壁油層與內(nèi)壁之間的阻力突增，壓降斜率增大，隨后上管壁油層逐漸停止流動，上層與下層原油之間的層間阻力加大，導致下層原油的流動速度低于水流。因此在這一段時間內(nèi)出現(xiàn)原油滿管現(xiàn)象，壓降數(shù)據(jù)在原油滿管時達到峰值。

第三個階段為壓降下降段（23.1～22.3 ℃）。壓降數(shù)據(jù)達到峰值后，隨著溫度的降低，原油后部流速較快的水流沖開了下層的積聚原油。通過玻璃管可視化觀察發(fā)現(xiàn)管內(nèi)流體主要為水，此時因水流剪切作用造成壓降減小的量可以抵消因溫度降低引起原油黏度增大造成的壓降增大的量。

第四個階段為壓降二次上升段（22.3～21.8 ℃）。此階段中管內(nèi)會再次出現(xiàn)與壓降峰值處相似的現(xiàn)象，被水流沖開的油層會再次變厚，原油流動困難，最后充滿管道。此時管內(nèi)阻力急劇增大，壓降呈現(xiàn)迅速上升狀態(tài)。

結(jié)合觀察到的油水兩相流流動狀態(tài)，發(fā)現(xiàn)開始出現(xiàn)油層增厚時的溫度與壓降曲線中第二個階段開始時對應的溫度相同，均為24.0 ℃；隨著溫度的降低，當管內(nèi)油層迅速增厚并充滿整個管道時，壓降數(shù)據(jù)達到峰值，此時溫度為23.1 ℃，在此分別把這兩個特征溫度點定義為高含水原油的粘壁下限溫度與粘壁上限溫度。

總結(jié)試驗結(jié)果，得到3口油井的粘壁特征溫度，具體見表 2。對比發(fā)現(xiàn)粘壁下限溫度均低于凝點1～2 ℃左右，粘壁上限溫度均低于原油凝點2～3 ℃左右，其中哈7-9井和哈8-112井的產(chǎn)液量基本一致，但哈7-9井的綜合含水更高，粘壁溫度更低；哈7-9井和哈7-7井的綜合含水率基本一致，但哈7-7井的產(chǎn)液量更大，粘壁溫度更低。因此推斷，產(chǎn)液量越大、含水率越高，粘壁溫度越低；產(chǎn)液量越小、含水率越低，粘壁溫度越接近原油凝點。

表2 試驗油井粘壁特征溫度表

將試驗結(jié)果與實際工況相結(jié)合，在滿足實際生產(chǎn)的安全保證和經(jīng)濟效益的前提下，把常溫集輸?shù)倪吔鐥l件界定為生產(chǎn)中的控制條件，即常溫集輸?shù)倪M站溫度必須高于粘壁下限溫度。取粘壁上限溫度作為油井緊急治理的節(jié)點溫度，對集輸溫度從壓降下降到再次上升出現(xiàn)管道凝油擁堵情況的時間（即第三階段和第四階段）進行分析研究，得到壓降-時間的變化曲線，見圖6。

圖6 哈7-7井壓降-時間變化圖

將壓降的第三個階段和第四個階段對應的時間定義為緊急治理時間，3口典型油井的緊急治理時間如表3所示?？梢钥闯觯途a(chǎn)液量越大、含水率越高，其緊急治理的時間越長，產(chǎn)液量高于10 t/d的油井其緊急治理時間可在7 h以上；而油井產(chǎn)液量較低、含水率較低的油井其集輸界限溫度更高，原油粘壁流動狀態(tài)惡化的速度更快，緊急治理的時間更短，一般低于5 h。

表3 油井緊急治理時間試驗

2.3 集油管道高差的影響

在該區(qū)塊進行試驗研究時，發(fā)現(xiàn)3口油井的集油管道并不是嚴格的水平管道，存在一定的高差。高差的存在會對常溫集輸?shù)臏囟冉缦蕻a(chǎn)生影響，因此在二連區(qū)塊利用 GPS（全球定位系統(tǒng)）對試驗油井及計量間的高程進行了測量，估算了集油管道的高差值以及傾角，具體測量計算結(jié)果如表4所示（管道上傾為正值，下傾為負值）。

表4 試驗油井的高差及傾角

由表中數(shù)據(jù)可以看出試驗油井的集油管道傾角都很小，最大只有3.38°，其對應的正弦值更小。由于管道很長而傾角很小，因此其對試驗結(jié)果基本沒有影響，可忽略其對粘壁特征溫度的影響。

3 結(jié)束語

（1）通過現(xiàn)場試驗，說明在油田現(xiàn)場可以通過高含水原油降溫過程中溫度與壓降之間的變化曲線來確定粘壁溫度，整個壓降變化的過程可分為四個階段。對比觀察到的油水兩相流流動狀態(tài)，將壓降曲線中第二個階段開始時對應的溫度定義為高含水原油的粘壁下限溫度，將壓降數(shù)據(jù)達到峰值對應的溫度定義為粘壁上限溫度。

（2）對比3口油井的粘壁特征溫度，發(fā)現(xiàn)粘壁下限溫度均低于凝點1～2 ℃左右，粘壁上限溫度均低于原油凝點2～3 ℃左右，且產(chǎn)液量越大、含水率越高，粘壁溫度越低。

（3）將粘壁下限溫度作為常溫集輸?shù)倪吔鐪囟龋闯丶數(shù)倪M站溫度應高于粘壁下限溫度，并根據(jù)現(xiàn)場實際工況保留一定的安全余量，將粘壁上限溫度作為油井緊急治理的節(jié)點溫度，試驗表明油井產(chǎn)液量越大、含水率越高，其緊急治理的時間越長。