油井常溫集輸技術(shù)原理與研究

鄭澤旭

（中國石化集團(tuán)江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江433123）

引 言

解決王廣鐘主力區(qū)塊冬季伴生氣量無法滿足原油伴熱集輸要求的問題，可采取2種措施：一是改摻?jīng)鏊瑴p少伴生氣資源浪費；二是單管常溫集輸，減少伴生氣資源消耗。其中，改摻?jīng)鏊ü?jié)約的伴生氣量較少，雖然能緩解緊急矛盾，但是難以真正解決伴生氣量少的問題，最佳的解決方法是常溫集輸。因此，當(dāng)務(wù)之急是需對王廣鐘主力區(qū)塊常溫集輸技術(shù)進(jìn)行研究，以解決伴生氣量逐年減少，油井冬季生產(chǎn)困難的問題。

1 原油常溫集輸技術(shù)原理

原油常溫集輸技術(shù)是根據(jù)原油非牛頓流體流變特性的剪切降粘原理，利用井口液流的自身溫度、壓力對油、氣、水進(jìn)行不加熱輸送，主要是針對一些低液、低含水、流動性差的疑難井所采用的一種集輸方式。該技術(shù)的難點是突破原油物性差的低液、低含水油井的單管常溫集輸問題，并針對這個難點開展對兩種油井低耗伴熱模式的研究。

油井生產(chǎn)管理一般要求井口回壓不大于1.2MPa，井口回壓是決定油井能否進(jìn)行常溫集輸?shù)年P(guān)鍵條件。由于井口回壓的大小與原油粘度有關(guān)系，而粘度與溫度、含水和含氣有關(guān)系，因此，研究粘度與溫度、含水和含氣的關(guān)系是進(jìn)行油井常溫集輸研究的主要內(nèi)容。

1.1 低含水原油的特征

1.1.1 形態(tài)

在油田開發(fā)初期，由于原油的含水率低，原油經(jīng)過原油中的天然的乳化劑乳化以后，一般會形成W／O型乳化液。

1.1.2 粘度

王廣鐘主力油區(qū)原油為含蠟量較高的石蠟基原油，凝固點較高，在21℃～30℃（表1）。

表1 王廣鐘主力油區(qū)原油物性統(tǒng)計表

此類原油在溫度高于析蠟點溫度時粘度較低，一般在9～67.2mPa·s（王2井區(qū)2 924mPa·s，王30井區(qū)359mPa·s），且隨溫度的變化不大，屬于牛頓流體，但當(dāng)溫度降至接近凝固點時，粘度急增，有非牛頓流體的特性，在溫度低于凝固點時，仍是可以流動的，只是粘度劇增，屈服值增加很快。

1.2 高含水原油的特征

1.2.1 形態(tài)

油田生產(chǎn)進(jìn)行到后期，原油含水率逐漸升高，原油中會出現(xiàn)游離水，當(dāng)原油中含水量進(jìn)一步增加時，游離水就會形成連續(xù)相，從而使油水乳化液由 W／O型變?yōu)镺／W 型。

1.2.2 粘度

含水原油的粘度在很大程度上取決于原油的含水率。當(dāng)含水率較小，油水乳化液為 W／O型時，含水率的增加會使連續(xù)相（油）中的分散液滴（水）的液相間的表面增大，液滴之間的相互作用增強(qiáng)，在液流中發(fā)生液滴的碰撞和相對滑動，以及相間表面能的作用，導(dǎo)致乳化液的粘度急劇升高。但是隨著含水率的繼續(xù)增加，乳化液由 W／O型變?yōu)镺／W 型，水形成連續(xù)相后，水的粘度成為乳化液粘度的決定因素，含水原油的粘度將急劇下降。原油粘度開始下降的這一點稱為轉(zhuǎn)相點。從王56斜－4井在20.6℃ 時含水對原油粘度的影響曲線（圖1）可以看出，轉(zhuǎn)相點含水為52%，當(dāng)含水超過70% 以后，原油粘度變化不大，并且小于純油粘度。

圖1 王56斜－4井原油粘度與含水率關(guān)系

1.3 高含水原油粘壁溫度確定

高含水原油在凝固點以下也不粘壁，污水能攜帶原油進(jìn)行集輸，但是當(dāng)溫度降到一定程度后，原油開始大量粘壁，回壓大幅上升，無法滿足回壓1.2MPa的要求，于是將此時的溫度定義為粘壁溫度。

王廣鐘原油凝固點在21℃～30℃，高含水原油粘壁溫度比凈化原油的凝點低8℃～10℃，因此，確定出單井不加熱集輸?shù)淖畹蜏囟冉缦逓?0℃。當(dāng)集輸溫度低于粘壁溫度時，部分凝固的原油就會粘在管壁上，致使集輸管道摩阻增加，阻力增大，井口回壓升高，管道內(nèi)流動截面積減少甚至?xí)a(chǎn)生堵管現(xiàn)象，這就要求集輸溫度必須高于粘壁溫度。

1.4 江漢油區(qū)不同液量高含水原油的臨界距離初步估算值

現(xiàn)場試驗時，因油井管線長度、液量的試驗數(shù)量限定，得出的結(jié)論較粗泛，具有一定的局限性。為了更進(jìn)一步地進(jìn)行推廣應(yīng)用，初步設(shè)定液量、含水、溫度，同時根據(jù)回壓（1.2MPa）設(shè)定，長度越短，粘度允許上升、溫度允許下降的幅度越大的原則，得到不同液量高含水原油臨界距離的初步估算值。當(dāng)含水大于80% 時，30t／d的液量所對應(yīng)的常溫臨界距離為1km，20t／d的液量所對應(yīng)的常溫臨界距離為0.7km，10t／d的液量所對應(yīng)的常溫臨界距離為0.1km（表2）。

表2 江漢油區(qū)不同液量高含水原油臨界距離初步估算表

2 低液量常溫集輸技術(shù)

高含水期原油的特征參數(shù)的變化為油田實現(xiàn)常溫集輸提供了理論依據(jù)，對于液量大，含水高，溫度高的油井，當(dāng)管線輸送終點的溫度高于粘壁溫度且回壓小于1.2MPa時，可采用單管不加熱集油工藝進(jìn)行常溫集輸。但低液量、低含水油井無法實現(xiàn)常溫集輸，則需要進(jìn)行工藝改進(jìn)，實現(xiàn)常溫集輸。

2.1 高壓摻污水集輸

針對液量低、含水低的油井在停伴熱后容易出現(xiàn)油井回壓升高的現(xiàn)象，可采取就近摻注水井高壓污水的方式，增加污水含量，實現(xiàn)常溫集輸。

工作原理：來液通過恒流裝置和降壓閥兩級截流，將壓力由最高25MPa降至1.6MPa，在保證壓力低于出口管線壓力的同時控制每小時的注水量，達(dá)到降壓恒流的目的。

高壓摻污水裝置：該裝置能設(shè)置調(diào)控管道流量、降低進(jìn)出口管道壓力、顯示即時流道的流量和出口壓力數(shù)據(jù)（圖2）。

圖2 高壓摻污水裝置圖

2.2 油井枝狀集輸工藝

針對液量低、含水低，無法摻污水或清水集輸?shù)挠途刹扇∮途罴敺绞皆黾虞斔偷囊毫浚趯崿F(xiàn)常溫集輸?shù)耐瑫r減少油井掃線井次。2－3口油井串接采用井口流量計計量，3口以上油井枝狀集輸采用臨時或撬裝計量分離器計量（圖3）。

圖3 廣18站調(diào)整改造圖

3 結(jié)論與認(rèn)識

1）江漢油區(qū)管線長度在1km內(nèi)，液量達(dá)到30t／d、含水在80%以上的油井基本可以實現(xiàn)常溫集輸。

2）常溫?fù)轿鬯敼に囋谝粋€區(qū)塊使用時，需考慮該區(qū)塊集輸和注水系統(tǒng)的能力，同時最好與枝狀集輸工藝結(jié)合，端點摻水，降低摻水量。

3）常溫集輸工藝優(yōu)化改造需要考慮投資、現(xiàn)有管線腐蝕情況和伴生氣節(jié)約后能否創(chuàng)效等問題，避免投資大、運行費用高、伴生氣節(jié)約后無法利用的問題出現(xiàn)。

4）常溫集輸工藝最好能根據(jù)加熱爐管理油區(qū)進(jìn)行優(yōu)化改造，實現(xiàn)停運加熱爐的目的。

5）集輸管網(wǎng)改造時應(yīng)充分利用原有的集油管線，盡可能少地更換、新建管線，盡可能少地穿越公路、鎮(zhèn)區(qū)以及征用土地，以達(dá)到節(jié)約改造費用的目的。

［1］賈宗賢.中原油田中高含水期油氣常溫輸送技術(shù)研究與應(yīng)用［J］.斷塊油氣田，1994（12）：47－52.

［2］宋承毅.論“三高”原油不加熱集油的影響因素［J］.油氣田地面工程，1995，14（01）：09－12.

［3］SY／T 5537－92.原油輸送管理運行技術(shù)規(guī)范［S］.

［4］陶慶華，鄭耿.江漢油田油井常溫集輸工藝探討［J］.江漢石油職工大學(xué)學(xué)報，2015，28（02）：35－38.

［5］牛彬.油田高含水期油氣集輸與處理工藝技術(shù)研究［J］.中國石油大學(xué)勝利學(xué)院學(xué)報，2008（04）：08－12.