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

摘 要：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。

關 鍵 詞：高含水；稠油；降溫集輸；回油溫度

中圖分類號：TE 832 文獻標識碼： A 文章編號： 1671-0460（2015）10-2465-03

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 Yanan 7177507，China）

Abstract： 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.

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

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