利用臨界粘壁溫度指導高含水油田不加熱集輸現場試驗

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定運行[1]。目前，國內老油田相繼進入高含水開發后期，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，據統計，油田在生產過程中有83%的熱能消耗在集輸系統，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，在保證安全生產的前提下，指導采油井低能耗集輸生產，為油田提質增效、轉型升級和綠色發展提供技術支撐。

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]。通過實驗發現，凝油粘壁現象是個持續的過程，隨著集油溫度的下降，粘壁速率呈現緩慢增加的趨勢，當降溫到某一溫度后，繼續降溫粘壁速率將會發生陡變，導致粘壁質量或厚度迅速增加，因此需要確定導致粘壁質量增加的臨界溫度，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象的發生[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，不利于粘壁現象的發生[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，此時如果繼續降低溫度，會導致油滴大量粘附在管壁上，導致粘壁質量或厚度迅速增加，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《高含水油田節能節水關鍵技術研究》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為管線內壁處剪切應力，Pa；k、m、n為實驗擬合參數。

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，公式中的常數需要通過試驗進行回歸確定。為便于計算，研發了一套高含水、含蠟原油集輸綜合計算軟件，通過輸入油井產液量、含水量、凝固點、密度、含蠟量以及管道長度、管徑等數據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。孔維敏[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形成三維網狀結構，使原油黏度升高。經計算，在其他環境不變的前提下，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、膠質含量沒有明顯關系

測定不同瀝青質和膠質含量的乳狀液，其含量數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 不加熱集輸現場試驗

為驗證臨界粘壁溫度指導油田降溫集輸的技術適應性，在某油田開展降溫集輸現場試驗，通過室內計算測定臨界粘壁溫度，選取試驗井開展不加熱集輸現場試驗。

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。根據運行特點將試驗井分為五類。

（1）Ⅰ類井4口，選井原則為產液量、含水率相近，集輸半徑不同。試驗井平均產液量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定運行（表1）。

以X3-2-620 井為例，摻水量從0.38 m3/h 下調到全部關閉，回油溫度從31 ℃下降到30 ℃，回油壓力從0.44 MPa 上升至0.50 MPa，可以穩定生產（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，最小產液量17 t/d，最大產液量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，可以穩定生產（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，選井原則為產液量、含水率、集輸半徑相近的采油井。試驗井平均產液量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，下調摻水量過程中回壓出現短期升高現象，通過沖洗干線的方式得到了解決，后期實現了穩定生產（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，選井原則為產液量、含水率、集輸半徑均不同的采油井。試驗井最低產液量6 t/d，最大產液量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，可以穩定生產（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，選井原則為三采區塊的采油井。其中，1 口為聚驅后續水驅采油井，6 口為三元后續水驅采油井，試驗井平均產液量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，可以穩定生產（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，實現了穩定不加熱集輸；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，試驗區摻水量同比下降90%以上，單井回壓控制在0.8 MPa 內，與實施前對比每年可節氣量1.53×104m3，節電1.04×104kWh，取得了理想的節能效果。

試驗結果表明，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場測試的方式進行逐步調整，直至回油溫度達到臨界粘壁溫度。

3 結論與認識

（1）油田進入高含水開發后期，采油井可以實現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場，經試驗，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，部分井出現階段回壓升高現象，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。