高含水期稠油降溫集輸回油溫度確定研究

車小錕，張盛楠，王 晗

（1. 四川科宏石油天然氣工程有限公司，四川 成都 610000； 2. 長慶油田分公司第三采油廠，陜西 延安，717507）

高含水期稠油降溫集輸回油溫度確定研究

車小錕1，張盛楠1，王 晗2

（1. 四川科宏石油天然氣工程有限公司，四川 成都 610000； 2. 長慶油田分公司第三采油廠，陜西 延安，717507）

稠油開采進入高含水期，采出液綜合含水率高達80%以上，高含水使得采出液管流特性發生變化，常溫或者降溫集輸成為可能。分析了高含水期稠油油水混合液的物性，研究了高含水期采出液穩定原油含水率。分析了井口回油溫度限制因素以及安全回油溫度的確定方法，提出將高含水稠油粘壁溫度與油品凝點之間的范圍作為安全回油溫度的取值范圍。

高含水；稠油；降溫集輸；回油溫度

我國稠油儲量豐富，開采初期原油產量高，含水率低，地面集輸工藝常采用加熱集油流程，如單管加熱、雙管摻熱水、單管摻蒸汽、三管伴熱等高能耗的集輸流程。但隨著油田開采步入后期油井產液進入高含水階段，原油產量逐年降低和含水率快速上升，以遼河油田某稠油區塊為例，綜合含水率80%以上，局部井口含水高達90%以上，若繼續采用常規集輸方式，地面系統能耗明顯增大，集油成本上升。因此降溫或者不加熱集油技術成為各油田的研究的重點[1-3]。

在國內大慶油田率先開展不加熱集油技術的研究，并先后在薩南油田、喇嘛甸油田、喇薩杏油田開展現場實驗，取得一些豐富的成果，形成了適合于大慶油田的較系統的低溫集輸與處理技術，創造顯著的經濟效益。然而在高含水期稠油降溫或者不加熱集輸方面過于保守，目前國內沒有很好的低溫集輸成功應用的先例。分析原因主要是由于稠油對溫度較敏感，降溫的幅度與安全運行難以準確把握。為了解決這一矛盾有必要開展高含水期稠油降溫集輸回油溫度確定研究[4-6]。

1 高含水期稠油水混合液物性

1.1 油水混合液整體粘度

室內實驗測試了遼河油田某稠油區塊，三個不同的井口油樣（含水80%）的粘溫特性，如圖1所示，由圖可知，高含水期油水混合液整體粘度遠遠小于稠油單相粘度，主要由于高含水期低粘度的水在管道流場中占主導，因此整體的粘度較小。由圖1還可以看出當溫度高于60 ℃時混合液粘度對溫度敏感，并且呈現出牛頓流體的特性。

1.2 穩定原油含水率

高含水稠油混合液在充分擾動的時會形成水包油乳狀液，但是極其不穩定，在重力的作用下，游離水往下運移，形成上層油包水下層為含油污水的兩相狀態。現場取樣發現井口采出液靜置一段時間后發生分層，形成明顯的油水界面。在管流中影響管道壓降的主要因素是上層的油包水乳狀液層，因此有必要分析穩定時上層原油含水率。

圖1 含水率80%時三個井口油樣的粘溫關系Fig.1 Viscosity-temperature curve of three wells when the water cut is 80%

實驗過程中取三種發生分層的井口采出液上層油樣100 mL裝入電脫水測試瓶，在電脫水儀中進行電脫30 min，待溫度自然冷卻到室溫時讀取脫出水的體積，從而計算得到穩定原油含水率，同時實驗室還測得了三種脫水原油的轉相時含水率，如表1所示。由表可知，穩定原油含水率較轉相點的含水率低。

表1 三種油樣轉相含水率與原油穩定含水率對比Table 1 Comparison of phase inversion water cut and steady water cut of three different oil

2 井口回油溫度限制因素分析

2.1 粘滯點溫度

周曉紅[7]首次提出稠油粘滯點，認為稠油在低溫下受到微小的力也會產生形變，只是變形的量較小，人的肉眼觀察不到，最終定義粘滯點為稠油流動形變等于0.021 mm時對應的溫度，并指出稠油用粘滯點溫度更能貼切的描述其低溫狀態下的流動特性。然而對于高含水期管流中的稠油，由于含量很少，因此按照上述定義的方法即使溫度在粘滯點以下稠油本身并失去流動性，但是油水混合液整體仍然具有很好的流動性，因此這種定義的粘滯點很難描述高含水期稠油水混合液整體的流動特性。本文參照宋承毅[8]建立的用于衡量大慶高含水原油體系流動性的“凝滯點”的方法，定義高含水稠油體系流動性指標“粘滯點”，其定義為：在一定條件下，對于出現游離水的高含水稠油體系，上層油包水型乳狀液相由于粘度大幅升高并使整個油水兩相體系停止流動的最高溫度。

2.2 由臨界井口回壓確定的管道末端溫度

由于稠油粘度對溫度極其敏感，當采出液集輸溫度過低時，勢必會引起集油管線壓降增大，進而使井口回壓升高。井口回壓升高一方面會導致抽油機的功率增大，耗電增加，使降溫集輸節省的耗能費用不抵增加的電費，同時過高的回壓容易致使抽油機出現超載或脫泵、斷桿等事故。因此對于任何油田或者區塊都有根據實際情況而制定的臨界井口回壓，在該回壓下能保證抽油機的安全經濟運行。油田實際操作中，由油井集油溫度降低引起井口回壓上升至限定幅值的回油溫度來確定最低集輸管道末端溫度。

2.3 出油管道臨界停輸時間內的凍結溫度

另外一種限制管道回油溫度的因素是，在限定停輸時間內管道中采出液不會達到臨界凍結狀態，所需要的最低運行溫度。當冬季出油管道停輸時間較長時，除管道兩端的地面部分因充滿氣體而不發生凍結外，埋地管段和與其處于同一標高的跨越管段將有高含水采出液聚積，極易發生凍結，尤其是跨越管段，出現凍結的可能性更大。為確保實行單管不加熱集油的油井出油管道，在停輸后其液管段不發生凍結事故，將出油管道跨越段和埋地段在冬季限定停輸時間內達到臨界凍結溫度的停輸起始溫度作為確定最低油井回油溫度的依據（圖2）。

圖2 粘滯溫度測量示意圖Fig.2 Schematic diagram of adhered temperature measurement

式中：

K'—總傳熱系數，W/(m2·℃)；

D1、D2—管道鋼管內徑、外徑，m；

ηw—管道液相含水率，%；

H —管道截面持液率，(m2/ m2)

cw、ρw—水的比熱、密度，J/(kg·℃)、kg/ m3；

co、ρo—油的比熱、密度，J/(kg·℃)、kg/ m3；

cg、ρg—天然氣的比熱、密度，J/(kg·℃)、kg/m3；

cs、ρs—鋼材的比熱、密度，J/(kg·℃)、kg/ m3；

T0—管道周圍環境溫度，℃；

Tτ—停輸τ時間后管道內介質溫度，℃；

TQ—停輸時管道內介質溫度，℃；

τ—停輸時間，h。

按有關規定，油田供配電系統冬季故障停電的搶修恢復時間不得超過4 h；在此基礎上，再增加2h，用于夜間停電并恢復供電后由值班操作人員給油井實施停輸再啟動操作。

2.4 粘壁溫度

高含水期稠油在進行常溫或者降溫集輸時，溫度低于原油的凝點時懸浮在管流上層的油包水乳狀液會發生絮凝并聚集成塊，流動過程中與管壁接觸，當管流對油塊的切應力小于管壁對油塊的附著力時，會發生粘壁現象。隨著粘壁厚度的增加管道有效流通面積減小，流通阻力增大，導致井口回壓過高。而管道對油的附著力，取決管流的溫度，溫度越高，油品粘度越低，吸附力越小。油塊開始吸附在管道內壁時的溫度，稱為粘壁溫度，因此集輸過程中，粘壁溫度也是高含水集輸設計過程中需要考慮的一個重要參數。

延長油田西區采油廠田東恩[9]對西區油田高含水期原油粘壁規律進行研究，通過石蠟杯實驗和室內環道實驗對不同原油含水率，不同溫度下的高含水采出液粘壁規律進行研究，將實驗數據進行分析擬合得到了粘壁溫度與含水率、剪切應力、油品凝點之間的關系，如下式所示：

式中:

T粘—粘壁溫度，℃；

T凝點—凝點，℃；

φ—綜合含水率（80%～100%）；

τ—平均剪切應力，Pa。

3 安全回油溫度的確定

回油溫度是油氣地面集輸工藝設計的一個重要參數，目前傳統的方法是將保證井口安全回壓前提下的最低管道末端溫度最為回油溫度，但是實際操作過程中，由于管內多相流動的復雜性，無法準確的通過數學模型給出與井口回壓相關聯的回油溫度預測值。因此現場所確定的回油溫度都是出于一個比較安全的保守估計值。眾所周知，在保證管網安全，井口回壓不超過允許升幅的前提下，回油溫度越低，高含水集輸系統中滿足不加熱或者降溫集輸的油井數目越多，管網系統耗熱量越少，經濟效益就越好。

上文分析了井口回油溫度限制因素主要有油品的粘滯點溫度、由臨界井口回壓確定的管道末端溫度、出油管道臨界停輸時間內的凍結溫度以及粘壁溫度。粘滯點溫度體現的是高含水油水混合液發生穩定分層時的上層油包水乳狀液的流動性，而實際管流中擾動較大，形成較穩定的分層流幾率很小。由出油管道臨界停輸時間內的溫度剛好下降為凍結溫度的初始溫度，只能反映特殊區域，管網局部的溫降特性，如果用該溫度當作回油溫度，不能保證整個管網運行的安全性和經濟性。

因此建議確定安全回油溫度的步驟為將油品粘滯點溫度和由出油管道臨界停輸時間內的凍結溫度所確定的集輸溫度作為參考值，重點測試高含水采出液管流中的粘壁溫度，將粘壁溫度與油品凝點之間的范圍作為安全回油溫度的取值范圍。具體的取值需要結合試驗觀察所取的回油溫度是否能夠滿足井口回壓的要求。

4 結 論

高含水期采出液的整體物性發生變化，集輸條件得到改善，使常溫集輸和降溫集輸成為可能。井口回油溫度限制因素主要有油品的粘滯點溫度、由臨界井口回壓確定的管道末端溫度、出油管道臨界停輸時間內的凍結溫度以及粘壁溫度。確定回油溫度時將粘壁溫度與油品凝點之間的范圍作為安全回油溫度的取值范圍。具體的取值需要結合試驗觀察所取的回油溫度是否能夠滿足井口回壓的要求。

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Determination of Oil Return Temperature of Low Temperature Gathering and Transportation of Heavy Crude Oil in High Water Cut Stage

CHE Xiao-kun1，ZHANG Sheng-nan1，WANG Han2
（1 Kehong Petroleum and Natural Gas Engineering Co., Ltd.,Sichuan Chengdu 610000，China；2. Changqing Oilfield Company NO.3 Oil Production Plant, Shaanxi Yan’an 7177507，China）

The water cut of produced heavy oil is over 80% when the oil production enters into high water cut stage. The high water cut of produced oil can change pipe flow characteristics, which makes gathering and transportation at normal temperature or low temperature possible. In this paper, properties of oil and water mixture were analyzed, and the steady water cut was researched. The restriction factors and determination method of oil return temperature were analyzed. The method to get the value of oil return temperature from the range between oil adhered temperature and oil pour point temperature was proposed.

High water cut; Heavy crude oil; Low temperature gathering and transportation; Oil return temperature

TE 832

： A

： 1671-0460（2015）10-2465-03

2015-04-21

車小錕（1983-），四川成都人，工程師，2005年畢業于西南石油大學油氣儲運專業，研究方向：油氣儲運地面建設相關技術工作。E-mail: muxuan1008@gmail.com。

張盛楠（1989-），女，助理工程師，研究方向：油氣儲運地面建設相關技術工作。E-mail：zhangruiyue1993@126.com。