王渭江,王 青,劉 坤,陳 麗,王春潔,楊青霄

1.中國石油天然氣股份有限公司華北油田分公司,河北任丘 062252

2.河北華北石油通信有限公司,河北任丘 062550

3.河北華北石油工程建設(shè)有限公司,河北任丘 062252

隨著油田開發(fā)的不斷深入，我國大部分油田已進(jìn)入高含水或特高含水期，高含水原油與低含水原油相比，其相分布情況、水力熱力特性、流動狀態(tài)、壁面潤濕條件等均有所改善，更易實(shí)現(xiàn)常溫或低溫集輸[1-2]。目前已有的水平管油水兩相流型研究均在凝點(diǎn)以上進(jìn)行[3-5]，而高凝高含水原油進(jìn)行低溫輸送，其溫度常在凝點(diǎn)以下，因此需進(jìn)行凝點(diǎn)以下的原油集輸壓降和流型研究。檀為建等[6]、魯曉醒等[7]、楊曉東等[8]均采用現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)手段研究了高含水原油凝點(diǎn)以下的低溫集輸特性，并定義了黏壁溫度作為低溫集輸?shù)倪吔鐥l件，指導(dǎo)了實(shí)驗(yàn)油井的現(xiàn)場生產(chǎn)，但仍存在幾方面的問題，一是所選油井的產(chǎn)液量和井口溫度較高，容易實(shí)現(xiàn)低溫集輸，實(shí)驗(yàn)結(jié)果不具備普適性；二是壓降監(jiān)測結(jié)果均為短期，未進(jìn)行長期對比，且季節(jié)不同導(dǎo)致地溫不同，也會對低溫集輸產(chǎn)生影響；三是未對影響?zhàn)け跍囟鹊囊蛩剡M(jìn)行分析，只能依靠現(xiàn)場的單一實(shí)驗(yàn)總結(jié)粘壁溫度范圍，形成的研究成果無法大面積推廣。綜上所述，以現(xiàn)場可視化管路監(jiān)測結(jié)果為依據(jù)，對高凝高含水原油的低溫集輸可行性進(jìn)行研究，并根據(jù)研究結(jié)果回歸黏壁溫度計(jì)算模型，研究結(jié)果可為大面積實(shí)現(xiàn)集輸工藝的簡化優(yōu)化以及制定不加熱集輸方案提供理論依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)參數(shù)

華北油田經(jīng)過三年的區(qū)域功能整合、工藝流程改造，已取消了大部分三管伴熱井，但仍有大量區(qū)塊采用雙管摻水工藝，即閥組與單井的集輸方式為一去（摻水管道）一回（集油管道），單井集油管道與主管道形成枝狀結(jié)構(gòu)，見圖1。本次實(shí)驗(yàn)的起末點(diǎn)為井口到主管道連接點(diǎn)的集油管道。

選取6口油井進(jìn)行低溫集輸實(shí)驗(yàn)，基礎(chǔ)生產(chǎn)參數(shù)見表1。其中產(chǎn)液量取自功圖量油；含水率（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）根據(jù)GB∕T 8929—2006采用蒸餾法測定，取樣按照GB∕T 4765—2015規(guī)定執(zhí)行；動力黏度（溫度50℃，剪切速率16s-1）根據(jù)SY∕T 0520—2008測定；密度（溫度20℃）根據(jù)GB∕T 1884—2000測定；蠟含量、膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量根據(jù)SY∕T7550—2004測定；析蠟點(diǎn)根據(jù)SY∕T 0522—2008采用黏度法測定；凝點(diǎn)根據(jù)SY∕T 0541—2009測定。產(chǎn)液量涵蓋0～30 t∕d的范圍，包括低、中、高產(chǎn)油井；含水率均在84%以上，屬于高含水油井；凝點(diǎn)均在36℃以上，參照華北地區(qū)氣溫，夏季地溫15～20℃，冬季地溫1～2℃，屬于高凝點(diǎn)油井。6#油井根據(jù)生產(chǎn)需求控制油嘴開度，其冬季產(chǎn)液量較夏季有所降低。綜上所述，所選取的油井具有一定的典型性和代表性。

表1 實(shí)驗(yàn)油井基礎(chǔ)生產(chǎn)參數(shù)

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置及步驟

在井口和主管道連接點(diǎn)附近安裝旁通可視化管路，采用帶壓開孔方式完成，并保證實(shí)驗(yàn)管路與集輸管道內(nèi)徑一致?？梢暬艿啦捎猛该鞑ＡЧ埽L100 cm，承壓2 MPa，均安裝溫度、壓力傳感器，以監(jiān)測數(shù)據(jù)變化情況。溫度傳感器和壓力傳感器的準(zhǔn)確度等級分別不低于1.0和1.6級，實(shí)驗(yàn)裝置流程見圖2。

圖2 實(shí)驗(yàn)裝置流程示意

實(shí)驗(yàn)分為不安裝旁通可視化管路和安裝旁通可視化管路兩部分。前者實(shí)驗(yàn)用于篩選是否可進(jìn)行低溫集輸?shù)挠途?，研究壓力和溫度隨時(shí)間的變化。油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范中對井口壓力和進(jìn)站溫度有要求，因此監(jiān)測記錄這兩個(gè)位置傳感器數(shù)據(jù)隨關(guān)摻時(shí)間的變化情況。每口油井根據(jù)實(shí)際工況設(shè)置壓力閾值，實(shí)驗(yàn)溫度控制在原油凝點(diǎn)±5℃的范圍內(nèi)。

后者實(shí)驗(yàn)用于監(jiān)測可進(jìn)行低溫集輸?shù)挠途?yàn)證壓降變化和管輸流型的關(guān)聯(lián)性。首先，打開可視化管路進(jìn)出口閥門，待溫度、壓力、流量穩(wěn)定后，關(guān)閉主管道和摻水管道閥門；其次，采出液溫度不斷降低并進(jìn)入實(shí)驗(yàn)管路，每隔一段時(shí)間監(jiān)測溫度、壓力和流型的變化情況；最后，隨著溫度的降低，待采出液流型完全惡化達(dá)到滿管狀態(tài)時(shí)，打開摻水系統(tǒng)和主管道閥門，關(guān)閉實(shí)驗(yàn)管路進(jìn)出口閥門，放空實(shí)驗(yàn)管路，進(jìn)行下一次實(shí)驗(yàn)。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

2.1 無法低溫集輸油井

關(guān)摻后隨著溫度的降低，油井采出液的黏度逐漸增大，其中1#、2#和6#油井（冬季）的井口壓力在經(jīng)過一段時(shí)間的緩慢上升后迅速上升，或直接迅速上升至壓力閾值，見圖3，為防止出現(xiàn)凝管現(xiàn)象，到達(dá)壓力閾值后打開摻水管道，停止實(shí)驗(yàn)。

圖3 井口壓力隨時(shí)間變化曲線（無法低溫集輸油井）

根據(jù)關(guān)摻后井口壓力變化情況，將油井分為無法低溫集輸和可低溫集輸兩種，雖然不同油井的原油物性有所不同，但產(chǎn)液量低于10 t∕d的油井無法實(shí)現(xiàn)低溫集輸，且1#、2#油井原油的動力黏度大于400 mPa·s，屬于稠油，說明產(chǎn)液量低、油品物性差的油井不易實(shí)現(xiàn)低溫集輸，而產(chǎn)液量高的油井容易實(shí)現(xiàn)低溫集輸，且受地溫影響，夏季相較冬季更易實(shí)現(xiàn)低溫集輸，分類情況見表2。

表2 無法低溫集輸和可低溫集輸油井的分類情況

2.2 可低溫集輸油井

2.2.1 短期及長期監(jiān)測結(jié)果

對可低溫集輸?shù)挠途畬?shí)施短期及長期監(jiān)測，3#、4#油井的短期監(jiān)測結(jié)果見圖4～圖5。以3#油井為例進(jìn)行分析，關(guān)摻開始時(shí)采出液溫度較高，此時(shí)氣油、油水界面均較清晰，流型為分層流，見圖4（a）；隨著溫度降低，油滴之間的作用力逐漸增強(qiáng)，由于井口溫度低于析蠟點(diǎn)，析出的蠟晶與膠質(zhì)、瀝青質(zhì)共同吸附于油水界面，導(dǎo)致油水界面下降，形成膠凝油團(tuán)，當(dāng)水相對膠凝油團(tuán)的剪切力不足以克服油層與管壁的黏滯力時(shí)，原油流動性變差，出現(xiàn)黏壁現(xiàn)象，見圖4（b），此時(shí)出現(xiàn)第一個(gè)壓力上升點(diǎn)（見圖5的點(diǎn)1）；當(dāng)上層膠凝油團(tuán)的黏滯力越來越大時(shí)，出現(xiàn)滿管現(xiàn)象，原油無法流動，見圖4（c），此時(shí)出現(xiàn)第二個(gè)壓力上升點(diǎn)（見圖5的點(diǎn)2）；膠凝油團(tuán)導(dǎo)致管內(nèi)水相有效空間減少，水流速度增加，同時(shí)后端來液不斷沖擊前端的凝油團(tuán)，當(dāng)剪切力大于黏滯力時(shí)，擁堵原油被沖開，壓力出現(xiàn)下降，見圖4（d）；此后，周而復(fù)始，持續(xù)出現(xiàn)原油滿管和原油被沖開現(xiàn)象，井口壓力呈周期性上下波動。若將第一個(gè)壓力上升點(diǎn)定義為安全集輸?shù)酿け跍囟龋瑒t3#、4#油井的黏壁溫度分別為36.5、39.4℃，較凝點(diǎn)分別低了3.5、1.6℃，具備實(shí)現(xiàn)低溫集輸?shù)臈l件。

圖4 3#油井井口壓力隨時(shí)間變化曲線

圖5 4#油井井口壓力隨時(shí)間變化曲線

長期監(jiān)測結(jié)果中壓力數(shù)據(jù)存在噪聲，采用Savitzky-Golay方法，窗口點(diǎn)數(shù)150，對井口壓力數(shù)據(jù)進(jìn)行平滑降噪，5#、6#油井（夏季）的長期監(jiān)測結(jié)果見圖6～圖7。井口壓力和溫度均呈周期性變化，井口壓力的波谷對應(yīng)進(jìn)站溫度的波峰，但由于井口與主管道連接點(diǎn)之間存在一定的集輸距離，故井口壓力存在一定滯后性。數(shù)據(jù)穩(wěn)定后，溫度始終在上下3℃的范圍內(nèi)波動，與之前的短期監(jiān)測結(jié)果中黏壁溫度低于凝點(diǎn)1～3℃的結(jié)論相符。

圖6 5#油井井口壓力隨時(shí)間變化曲線

圖7 6#油井井口壓力隨時(shí)間變化曲線（夏季）

2.2.2 夏冬兩季監(jiān)測結(jié)果

對比圖3c和圖7中6#油井冬季、夏季的監(jiān)測結(jié)果，在冬季，由于產(chǎn)液量和地溫的降低，管內(nèi)外溫差較大，與土壤建立穩(wěn)定溫度場的時(shí)間更長，導(dǎo)致井口壓力在波動中迅速上升，難以實(shí)現(xiàn)低溫集輸；而在夏季，產(chǎn)液量大幅提升，管內(nèi)流速增加，溫降減少，原油到達(dá)主管道時(shí)溫度未降低至黏壁溫度以下，管內(nèi)原油不會出現(xiàn)擁堵現(xiàn)象，可實(shí)現(xiàn)低溫集輸。說明低溫集輸與產(chǎn)液量、環(huán)境溫度和地溫等因素相關(guān)，冬季運(yùn)行需考慮采用保溫性能好、傳熱系數(shù)低的保溫材料。

2.3 黏壁溫度回歸模型

從以上研究結(jié)果可得部分油井的黏壁溫度，但黏壁溫度與多種因素相關(guān)，對所有油井進(jìn)行低溫集輸實(shí)驗(yàn)并不現(xiàn)實(shí)，因此需針對黏壁溫度建立回歸模型，以用于指導(dǎo)生產(chǎn)。

根據(jù)現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)經(jīng)驗(yàn)和前人的研究成果[9-11]，得知影響高含水原油黏壁溫度的因素主要有含水率、剪切應(yīng)力、油品物性和流速等，油品物性體現(xiàn)在原油凝點(diǎn)上，由于剪切應(yīng)力與流速呈正比，因而可歸為一類。田東恩[12]建立了黏壁溫度的預(yù)測計(jì)算式：

式中：T黏為高含水原油的黏壁溫度，℃；T凝為原油凝點(diǎn)，℃；φ為原油體積含水率；τ為平均剪切應(yīng)力，Pa；a、m、n均為待定參數(shù)。

在層流和湍流階段，τ均與油水兩相混合黏度呈正比，因此混合黏度的計(jì)算是進(jìn)行黏壁溫度回歸模型求解的關(guān)鍵。目前旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)只能測試單相流的黏度，對于分散體系的多相流混合黏度無法測試，在此采用Matlab軟件編寫計(jì)算程序，采用反算法計(jì)算。為提高回歸模型的魯棒性，在3#、4#、5#、6#（夏季）油井的基礎(chǔ)上又增加了5口實(shí)驗(yàn)油井（7#～11#油井），以擴(kuò)充實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)和增加樣本的多樣性，回歸的結(jié)果如下：

將黏壁溫度實(shí)驗(yàn)值和模型計(jì)算值進(jìn)行對比，見表3。兩者的最大絕對誤差0.27℃，滿足現(xiàn)場工程實(shí)踐的需求。

表3 黏壁溫度回歸模型結(jié)果驗(yàn)證

2.4 低溫集輸可行性判斷

判斷一口油井是否可實(shí)現(xiàn)低溫集輸，需綜合考慮井口出油溫度、集油管道長度、管徑、埋地溫度、產(chǎn)液量、含水率、黏壁溫度等因素。式（2）的計(jì)算過程復(fù)雜，大部分一線操作人員在應(yīng)用過程中仍有困難，因此需綜合以上因素，以建立溫度判斷準(zhǔn)則和集輸半徑判斷準(zhǔn)則圖版工具，見圖8。其中，溫度判斷準(zhǔn)則是，在綜合其他因素的情況下得到原油黏壁溫度，再將黏壁溫度與不摻水時(shí)油井來液的進(jìn)站溫度相比，當(dāng)?shù)陀诓粨剿畷r(shí)的進(jìn)站溫度時(shí)，則該油井可實(shí)現(xiàn)低溫集輸；集輸半徑判斷準(zhǔn)則是建立在最大集輸半徑預(yù)測的基礎(chǔ)上的，當(dāng)最大集輸半徑大于管道現(xiàn)有長度時(shí)，則該油井可實(shí)現(xiàn)低溫集輸。根據(jù)前述的研究成果，分別建立溫度判斷準(zhǔn)則和集輸半徑判斷準(zhǔn)則圖版工具，通過溫度圖版工具可查找不同產(chǎn)液量、含水率條件下，黏壁溫度低于凝點(diǎn)的差值，結(jié)合油品凝點(diǎn)即可得到低溫集輸?shù)臏囟冉缦?，再結(jié)合集輸半徑圖版工具查詢不同產(chǎn)液量、地溫條件下的集輸半徑，綜合判斷該油井是否可進(jìn)行低溫集輸。

圖8 圖版工具

3 結(jié)論

（1）通過現(xiàn)場實(shí)驗(yàn)，按照關(guān)摻后井口壓力變化情況，將油井分為無法低溫集輸和可低溫集輸油井，其中前者在短時(shí)間內(nèi)壓力迅速上升至閾值，后者在短期監(jiān)測中有兩個(gè)壓力上升點(diǎn)，在長期監(jiān)測中井口壓力和進(jìn)站溫度呈周期性變化，且井口壓力的波谷對應(yīng)進(jìn)站溫度的波峰。

（2）建立了黏壁溫度回歸模型，并利用實(shí)驗(yàn)結(jié)果對待定參數(shù)進(jìn)行回歸，最終模型計(jì)算值與實(shí)驗(yàn)值的最大絕對誤差0.27℃，滿足工程需求。

（3）分別建立了溫度判斷準(zhǔn)則和集輸半徑判斷準(zhǔn)則圖版工具，通過圖版工具可綜合判斷油井是否可進(jìn)行低溫集輸，大幅擴(kuò)展了黏壁溫度的適用范圍。