高凝高含水油井低溫集輸可行性研究及圖版工具建立

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有限公司,河北任丘 062252

隨著油田開發的不斷深入，我國大部分油田已進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、壁面潤濕條件等均有所改善，更易實現常溫或低溫集輸[1-2]。目前已有的水平管油水兩相流型研究均在凝點以上進行[3-5]，而高凝高含水原油進行低溫輸送，其溫度常在凝點以下，因此需進行凝點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]均采用現場實驗手段研究了高含水原油凝點以下的低溫集輸特性，并定義了黏壁溫度作為低溫集輸的邊界條件，指導了實驗油井的現場生產，但仍存在幾方面的問題，一是所選油井的產液量和井口溫度較高，容易實現低溫集輸，實驗結果不具備普適性；二是壓降監測結果均為短期，未進行長期對比，且季節不同導致地溫不同，也會對低溫集輸產生影響；三是未對影響黏壁溫度的因素進行分析，只能依靠現場的單一實驗總結粘壁溫度范圍，形成的研究成果無法大面積推廣。綜上所述，以現場可視化管路監測結果為依據，對高凝高含水原油的低溫集輸可行性進行研究，并根據研究結果回歸黏壁溫度計算模型，研究結果可為大面積實現集輸工藝的簡化優化以及制定不加熱集輸方案提供理論依據。

1 實驗部分

1.1 實驗參數

華北油田經過三年的區域功能整合、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構，見圖1。本次實驗的起末點為井口到主管道連接點的集油管道。

選取6口油井進行低溫集輸實驗，基礎生產參數見表1。其中產液量取自功圖量油；含水率（質量分數）根據GB∕T 8929—2006采用蒸餾法測定，取樣按照GB∕T 4765—2015規定執行；動力黏度（溫度50℃，剪切速率16s-1）根據SY∕T 0520—2008測定；密度（溫度20℃）根據GB∕T 1884—2000測定；蠟含量、膠質+瀝青質含量根據SY∕T7550—2004測定；析蠟點根據SY∕T 0522—2008采用黏度法測定；凝點根據SY∕T 0541—2009測定。產液量涵蓋0～30 t∕d的范圍，包括低、中、高產油井；含水率均在84%以上，屬于高含水油井；凝點均在36℃以上，參照華北地區氣溫，夏季地溫15～20℃，冬季地溫1～2℃，屬于高凝點油井。6#油井根據生產需求控制油嘴開度，其冬季產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 實驗油井基礎生產參數

1.2 實驗裝置及步驟

在井口和主管道連接點附近安裝旁通可視化管路，采用帶壓開孔方式完成，并保證實驗管路與集輸管道內徑一致。可視化管道采用透明玻璃管，長100 cm，承壓2 MPa，均安裝溫度、壓力傳感器，以監測數據變化情況。溫度傳感器和壓力傳感器的準確度等級分別不低于1.0和1.6級，實驗裝置流程見圖2。

圖2 實驗裝置流程示意

實驗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。前者實驗用于篩選是否可進行低溫集輸的油井，研究壓力和溫度隨時間的變化。油氣集輸設計規范中對井口壓力和進站溫度有要求，因此監測記錄這兩個位置傳感器數據隨關摻時間的變化情況。每口油井根據實際工況設置壓力閾值，實驗溫度控制在原油凝點±5℃的范圍內。

后者實驗用于監測可進行低溫集輸的油井，驗證壓降變化和管輸流型的關聯性。首先，打開可視化管路進出口閥門，待溫度、壓力、流量穩定后，關閉主管道和摻水管道閥門；其次，采出液溫度不斷降低并進入實驗管路，每隔一段時間監測溫度、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到滿管狀態時，打開摻水系統和主管道閥門，關閉實驗管路進出口閥門，放空實驗管路，進行下一次實驗。

2 實驗結果及討論

2.1 無法低溫集輸油井

關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）的井口壓力在經過一段時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，為防止出現凝管現象，到達壓力閾值后打開摻水管道，停止實驗。

圖3 井口壓力隨時間變化曲線（無法低溫集輸油井）

根據關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，但產液量低于10 t∕d的油井無法實現低溫集輸，且1#、2#油井原油的動力黏度大于400 mPa·s，屬于稠油，說明產液量低、油品物性差的油井不易實現低溫集輸，而產液量高的油井容易實現低溫集輸，且受地溫影響，夏季相較冬季更易實現低溫集輸，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 短期及長期監測結果

對可低溫集輸的油井實施短期及長期監測，3#、4#油井的短期監測結果見圖4～圖5。以3#油井為例進行分析，關摻開始時采出液溫度較高，此時氣油、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，由于井口溫度低于析蠟點，析出的蠟晶與膠質、瀝青質共同吸附于油水界面，導致油水界面下降，形成膠凝油團，當水相對膠凝油團的剪切力不足以克服油層與管壁的黏滯力時，原油流動性變差，出現黏壁現象，見圖4（b），此時出現第一個壓力上升點（見圖5的點1）；當上層膠凝油團的黏滯力越來越大時，出現滿管現象，原油無法流動，見圖4（c），此時出現第二個壓力上升點（見圖5的點2）；膠凝油團導致管內水相有效空間減少，水流速度增加，同時后端來液不斷沖擊前端的凝油團，當剪切力大于黏滯力時，擁堵原油被沖開，壓力出現下降，見圖4（d）；此后，周而復始，持續出現原油滿管和原油被沖開現象，井口壓力呈周期性上下波動。若將第一個壓力上升點定義為安全集輸的黏壁溫度，則3#、4#油井的黏壁溫度分別為36.5、39.4℃，較凝點分別低了3.5、1.6℃，具備實現低溫集輸的條件。

圖4 3#油井井口壓力隨時間變化曲線

圖5 4#油井井口壓力隨時間變化曲線

長期監測結果中壓力數據存在噪聲，采用Savitzky-Golay方法，窗口點數150，對井口壓力數據進行平滑降噪，5#、6#油井（夏季）的長期監測結果見圖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進站溫度的波峰，但由于井口與主管道連接點之間存在一定的集輸距離，故井口壓力存在一定滯后性。數據穩定后，溫度始終在上下3℃的范圍內波動，與之前的短期監測結果中黏壁溫度低于凝點1～3℃的結論相符。

圖6 5#油井井口壓力隨時間變化曲線

圖7 6#油井井口壓力隨時間變化曲線（夏季）

2.2.2 夏冬兩季監測結果

對比圖3c和圖7中6#油井冬季、夏季的監測結果，在冬季，由于產液量和地溫的降低，管內外溫差較大，與土壤建立穩定溫度場的時間更長，導致井口壓力在波動中迅速上升，難以實現低溫集輸；而在夏季，產液量大幅提升，管內流速增加，溫降減少，原油到達主管道時溫度未降低至黏壁溫度以下，管內原油不會出現擁堵現象，可實現低溫集輸。說明低溫集輸與產液量、環境溫度和地溫等因素相關，冬季運行需考慮采用保溫性能好、傳熱系數低的保溫材料。

2.3 黏壁溫度回歸模型

從以上研究結果可得部分油井的黏壁溫度，但黏壁溫度與多種因素相關，對所有油井進行低溫集輸實驗并不現實，因此需針對黏壁溫度建立回歸模型，以用于指導生產。

根據現場實驗經驗和前人的研究成果[9-11]，得知影響高含水原油黏壁溫度的因素主要有含水率、剪切應力、油品物性和流速等，油品物性體現在原油凝點上，由于剪切應力與流速呈正比，因而可歸為一類。田東恩[12]建立了黏壁溫度的預測計算式：

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

在層流和湍流階段，τ均與油水兩相混合黏度呈正比，因此混合黏度的計算是進行黏壁溫度回歸模型求解的關鍵。目前旋轉黏度計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軟件編寫計算程序，采用反算法計算。為提高回歸模型的魯棒性，在3#、4#、5#、6#（夏季）油井的基礎上又增加了5口實驗油井（7#～11#油井），以擴充實驗數據和增加樣本的多樣性，回歸的結果如下：

將黏壁溫度實驗值和模型計算值進行對比，見表3。兩者的最大絕對誤差0.27℃，滿足現場工程實踐的需求。

表3 黏壁溫度回歸模型結果驗證

2.4 低溫集輸可行性判斷

判斷一口油井是否可實現低溫集輸，需綜合考慮井口出油溫度、集油管道長度、管徑、埋地溫度、產液量、含水率、黏壁溫度等因素。式（2）的計算過程復雜，大部分一線操作人員在應用過程中仍有困難，因此需綜合以上因素，以建立溫度判斷準則和集輸半徑判斷準則圖版工具，見圖8。其中，溫度判斷準則是，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油井來液的進站溫度相比，當低于不摻水時的進站溫度時，則該油井可實現低溫集輸；集輸半徑判斷準則是建立在最大集輸半徑預測的基礎上的，當最大集輸半徑大于管道現有長度時，則該油井可實現低溫集輸。根據前述的研究成果，分別建立溫度判斷準則和集輸半徑判斷準則圖版工具，通過溫度圖版工具可查找不同產液量、含水率條件下，黏壁溫度低于凝點的差值，結合油品凝點即可得到低溫集輸的溫度界限，再結合集輸半徑圖版工具查詢不同產液量、地溫條件下的集輸半徑，綜合判斷該油井是否可進行低溫集輸。

圖8 圖版工具

3 結論

（1）通過現場實驗，按照關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，其中前者在短時間內壓力迅速上升至閾值，后者在短期監測中有兩個壓力上升點，在長期監測中井口壓力和進站溫度呈周期性變化，且井口壓力的波谷對應進站溫度的波峰。

（2）建立了黏壁溫度回歸模型，并利用實驗結果對待定參數進行回歸，最終模型計算值與實驗值的最大絕對誤差0.27℃，滿足工程需求。

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