姜懷

大慶油田第四采油廠工藝研究所

我國油田油品物性多為高黏、高凝的含蠟原油，在集輸過程中需要加熱以維持流程穩(wěn)定運行[1]。目前，國內(nèi)老油田相繼進入高含水開發(fā)后期，采出液含水率可達90%以上[2]。對于高含水油田而言，集輸工藝所需的熱量大部分被高比熱容的采出水消耗了，據(jù)統(tǒng)計，油田在生產(chǎn)過程中有83%的熱能消耗在集輸系統(tǒng)，能量損耗巨大[3]。因此，有必要開展高含水油田采油井不加熱集輸技術研究，在保證安全生產(chǎn)的前提下，指導采油井低能耗集輸生產(chǎn)，為油田提質(zhì)增效、轉(zhuǎn)型升級和綠色發(fā)展提供技術支撐。

1 臨界粘壁溫度

采油井集輸過程中的管道凝管現(xiàn)象主要是由于降溫過程中凝油團粘附在管壁上造成管徑減小、集輸阻力增加，從而導致井口回壓上升，管道堵塞[4]。通過實驗發(fā)現(xiàn)，凝油粘壁現(xiàn)象是個持續(xù)的過程，隨著集油溫度的下降，粘壁速率呈現(xiàn)緩慢增加的趨勢，當降溫到某一溫度后，繼續(xù)降溫粘壁速率將會發(fā)生陡變，導致粘壁質(zhì)量或厚度迅速增加，因此需要確定導致粘壁質(zhì)量增加的臨界溫度，用該溫度指導采油井不加熱集輸。

1.1 定義

在油水兩相管流中，采出液同時受到粘附力和剪切力兩種力的作用。隨著溫度降低，油滴與油滴之間以及油滴與壁面之間的相互作用力增加，這種粘附力會促進粘壁現(xiàn)象的發(fā)生[5]；而在流動條件下，剪切力將阻礙油滴與油滴間的粘附以及油滴與壁面的粘附，不利于粘壁現(xiàn)象的發(fā)生[6]。因此，應存在某一個條件，在該條件下粘附力和剪切力達到平衡，此時如果繼續(xù)降低溫度，會導致油滴大量粘附在管壁上，導致粘壁質(zhì)量或厚度迅速增加，此時的溫度即定義為臨界粘壁溫度[7]。

1.2 計算模型

“十二五”期間，中國石油集團公司科技管理部《中國石油低碳關鍵技術研究》之《高含水油田節(jié)能節(jié)水關鍵技術研究》課題開展了針對臨界粘壁溫度的測試研究，提出了臨界粘壁溫度的經(jīng)驗關系式[8]。

式中：TZ為采出液管輸粘壁溫度，℃；TGP為原油乳狀液凝點溫度，℃；?為綜合含水率，范圍取70%～99%；τ為管線內(nèi)壁處剪切應力，Pa；k、m、n為實驗擬合參數(shù)。

該溫度與原油乳狀液的凝固點、綜合含水率及剪切應力有關，對于不同的油品，公式中的常數(shù)需要通過試驗進行回歸確定。為便于計算，研發(fā)了一套高含水、含蠟原油集輸綜合計算軟件，通過輸入油井產(chǎn)液量、含水量、凝固點、密度、含蠟量以及管道長度、管徑等數(shù)據(jù)即可計算得出油井的臨界粘壁溫度（圖1）。

圖1 高含水含蠟原油集輸綜合計算軟件Fig.1 Comprehensive calculation software for gathering and transportation of waxy crude oil with high water content

1.3 影響因素

1.3.1 臨界粘壁溫度與油品綜合含水率、剪切速率呈負相關

隨著采出液含水率的升高，溫度降低時蠟組分析出減少，乳狀液的粘附力下降，臨界粘壁溫度隨之下降，經(jīng)計算，同樣油品條件下，綜合含水率從70%升高到95%，臨界粘壁溫度從30.0 ℃下降到26.0 ℃（圖2）；此外，在同種管徑下，采出液流速越快，剪切率越高，流體的沖刷剝離作用越強，臨界粘壁溫度越低，經(jīng)計算，同樣油品條件下，剪切速率從50 s-1升高到140 s-1，臨界粘壁溫度從31.5 ℃下降到28.3 ℃（圖3）。

圖2 含水率與臨界粘壁溫度關系Fig.2 Relationship between water content and critical wall sticking temperature

圖3 剪切率與臨界粘壁溫度關系Fig.3 Relationship between shear rate and critical wall sticking temperature

1.3.2 臨界粘壁溫度與乳狀液凝點、含蠟量呈正相關

崔悅[9]通過研究油、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?？拙S敏[10]提出當乳狀液溫度低于凝固點時，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，使原油黏度升高。經(jīng)計算，在其他環(huán)境不變的前提下，油品凝固點從20 ℃升高到40 ℃，臨界粘壁溫度從10.5 ℃升高到33.1 ℃，含蠟量從10%升高到40%，臨界粘壁溫度從9.8 ℃升高到38.4 ℃（圖4，圖5）。

圖4 凝固點與臨界粘壁溫度關系Fig.4 Relationship between freezing point and critical wall sticking temperature

圖5 含蠟量與臨界粘壁溫度關系Fig.5 Relationship between wax content and critical wall sticking temperature

1.3.3 臨界粘壁溫度與瀝青質(zhì)、膠質(zhì)含量沒有明顯關系

測定不同瀝青質(zhì)和膠質(zhì)含量的乳狀液，其含量數(shù)值大小和臨界粘壁溫度沒有明顯的關系（圖6，圖7）。

圖6 瀝青質(zhì)含量與臨界粘壁溫度關系Fig.6 Relationship between asphaltene content and critical wall sticking temperature

圖7 膠質(zhì)含量與臨界粘壁溫度關系Fig.7 Relationship between colloid content and critical wall sticking temperature

2 不加熱集輸現(xiàn)場試驗

為驗證臨界粘壁溫度指導油田降溫集輸?shù)募夹g適應性，在某油田開展降溫集輸現(xiàn)場試驗，通過室內(nèi)計算測定臨界粘壁溫度，選取試驗井開展不加熱集輸現(xiàn)場試驗。

2.1 試驗情況

選取25 口井開展試驗，試驗前取樣化驗油品物性，利用軟件計算臨界粘壁溫度，以采油井當前回油溫度為初始條件，通過逐步降低摻水量，直至回油溫度達到或接近臨界粘壁溫度，試驗期間每天記錄運行參數(shù)。根據(jù)運行特點將試驗井分為五類。

（1）Ⅰ類井4口，選井原則為產(chǎn)液量、含水率相近，集輸半徑不同。試驗井平均產(chǎn)液量50 t/d，含水率96.5%，最小集輸半徑140 m，最大集輸半徑440 m，油品平均凝固點33 ℃，臨界粘壁溫度24.5 ℃，試驗井均實現(xiàn)了停摻集輸，停摻后平均回油溫度31.3 ℃，回油壓力0.46 MPa，高于臨界粘壁溫度穩(wěn)定運行（表1）。

以X3-2-620 井為例，摻水量從0.38 m3/h 下調(diào)到全部關閉，回油溫度從31 ℃下降到30 ℃，回油壓力從0.44 MPa 上升至0.50 MPa，可以穩(wěn)定生產(chǎn)（圖8）。

圖8 X3-2-620井摻水量、回油溫度、回壓變化關系Fig.8 Relationship among water blending amount，return oil temperature，and back pressure of Well X3-2-620

（2）Ⅱ類井3口，選井原則為含水率、集輸半徑相近、產(chǎn)液量不同的采油井。試驗井平均含水率95.7%，集輸半徑242 m，最小產(chǎn)液量17 t/d，最大產(chǎn)液量54 t/d，油品平均凝固點32 ℃，臨界粘壁溫度24 ℃，試驗井均實現(xiàn)了停摻集輸，停摻后回油溫度25.3 ℃，回油壓力0.64 MPa，接近臨界粘壁溫度穩(wěn)定運行（表2）。

表2 Ⅱ類井試驗情況Tab.2 Test situation of Class Ⅱwell

以X4-31-620井為例，摻水量從0.54 m3/h下調(diào)到全部關閉，回油溫度從31 ℃下降到23 ℃，回油壓力從0.40 MPa 上升至0.65 MPa，可以穩(wěn)定生產(chǎn)（圖9）。

圖9 X4-31-620井摻水量、回油溫度、回壓變化關系Fig.9 Relationship among water blending amount，return oil temperature，and back pressure of Well X4-31-620

（3）Ⅲ類井3 口，選井原則為產(chǎn)液量、含水率、集輸半徑相近的采油井。試驗井平均產(chǎn)液量48 t/d，含水率95.0%，集輸半徑677 m，油品平均凝固點34 ℃，臨界粘壁溫度26 ℃，試驗井均實現(xiàn)了停摻集輸，停摻后平均回油溫度30.3 ℃，回油壓力0.42 MPa，高于臨界粘壁溫度穩(wěn)定運行（表3）。

表3 Ⅲ類井試驗情況Tab.3 Test situation of Class Ⅲwell

以X6-40-628井為例，摻水量從0.62 m3/h下調(diào)到全部關閉，回油溫度從32 ℃下降到27 ℃，回油壓力從0.42 MPa上升至0.52 MPa，下調(diào)摻水量過程中回壓出現(xiàn)短期升高現(xiàn)象，通過沖洗干線的方式得到了解決，后期實現(xiàn)了穩(wěn)定生產(chǎn)（圖10）。

圖10 X6-40-628井摻水量、回油溫度、回壓變化關系Fig.10 Relationship among water blending amount，return oil temperature，and back pressure of Well X6-40-628

（4）Ⅳ類井8 口，選井原則為產(chǎn)液量、含水率、集輸半徑均不同的采油井。試驗井最低產(chǎn)液量6 t/d，最大產(chǎn)液量47 t/d，最小含水率89.8%，最高含水率96.9%，最小集輸半徑50 m，最大集輸半徑650 m，平均凝固點31 ℃，臨界粘壁溫度23.3 ℃，試驗井調(diào)整后平均摻水量0.16 m3/h，回油溫度23.1 ℃，回油壓力0.53 MPa，均達到或接近臨界粘壁溫度穩(wěn)定運行（表4）。

表4 Ⅳ類井試驗情況Tab.4 Test situation of Class Ⅳwell

以X4-20-604井為例，摻水量從0.60 m3/h下調(diào)到0.20 m3/h，回油溫度從31 ℃下降到23 ℃，達到了臨界粘壁溫度，回油壓力從0.35 MPa 上升至0.61 MPa，可以穩(wěn)定生產(chǎn)（圖11）。

圖11 X4-20-604井摻水量、回油溫度、回壓變化關系Fig.11 Relationship among water blending amount，return oil temperature，and back pressure of Well X4-20-604

（5）Ⅴ類井7口，選井原則為三采區(qū)塊的采油井。其中，1 口為聚驅(qū)后續(xù)水驅(qū)采油井，6 口為三元后續(xù)水驅(qū)采油井，試驗井平均產(chǎn)液量20 t/d，含水率98.7%，集輸半徑336 m，油品平均凝固點32 ℃，臨界粘壁溫度23 ℃，聚驅(qū)采油井停摻后回油溫度低于臨界粘壁溫度，因此摻水集輸，平均摻水量0.1 m3/h；三元采油井實現(xiàn)了停摻集輸，回油溫度22 ℃，回油壓力0.62 MPa，達到臨界粘壁溫度穩(wěn)定運行（表5）。

表5 Ⅴ類井試驗情況Tab.5 Test situation of Class Ⅴwell

以X1-2-E926井為例，摻水量從0.60 m3/h下調(diào)到全部關閉，回油溫度從37 ℃下降到22 ℃，達到了臨界粘壁溫度，回油壓力從0.40 MPa 上升至0.48 MPa，可以穩(wěn)定生產(chǎn)（圖12）。

圖12 X1-2-E926井摻水量、回油溫度、回壓變化關系Fig.12 Relationship among water blending amount，return oil temperature，and back pressure of Well X1-2-E926

2.2 試驗效果

本次試驗25 口井，其中19 口井停摻水后回油溫度高于或接近臨界粘壁溫度，實現(xiàn)了穩(wěn)定不加熱集輸；另有6口井停摻后回油溫度小于臨界粘壁溫度，回壓升高明顯，因此采取了摻水集輸。與實施前對比，試驗區(qū)摻水量同比下降90%以上，單井回壓控制在0.8 MPa 內(nèi)，與實施前對比每年可節(jié)氣量1.53×104m3，節(jié)電1.04×104kWh，取得了理想的節(jié)能效果。

試驗結(jié)果表明，可以利用臨界粘壁溫度指導高含水油田采油井不加熱集輸。當采油井停摻集輸后，高于臨界粘壁溫度以上進入計量間的井可以長期不加熱集輸，低于臨界粘壁溫度進入計量間的井需要摻水集輸，具體的摻水量可以通過現(xiàn)場測試的方式進行逐步調(diào)整，直至回油溫度達到臨界粘壁溫度。

3 結(jié)論與認識

（1）油田進入高含水開發(fā)后期，采油井可以實現(xiàn)凝固點下不加熱集輸，最高可低于凝固點10 ℃。

（2）臨界粘壁溫度重新定義了高含水采油井降溫集輸過程凝管原因，利用該方法可以有效指導高含水油田不加熱集輸現(xiàn)場，經(jīng)試驗，高于臨界粘壁溫度的采油井可以不加熱集輸，低于臨界粘壁溫度的采油井需要摻水集輸。

（3）不加熱集輸實施過程中，部分井出現(xiàn)階段回壓升高現(xiàn)象，需要配套高壓熱洗等保運措施，此外，推廣油田還需要同步開展低溫脫水及污水處理試驗研究，以滿足全過程運行管理需求。