乳化稠油电加热井筒举升边界条件研究

张丁涌， 于光松， 李美蓉， 万惠平， 马倩倩， 刘 凯

(1.中国石化胜利油田 现河采油厂，山东 东营 257026; 2.中国石油大学(华东) 理学院，山东 青岛 266580；3.中国石油大学(华东) 化学工程学院，山东 青岛 266580)



乳化稠油电加热井筒举升边界条件研究

张丁涌1， 于光松2， 李美蓉2， 万惠平1， 马倩倩3， 刘 凯1

(1.中国石化胜利油田 现河采油厂，山东 东营 257026; 2.中国石油大学(华东) 理学院，山东 青岛 266580；3.中国石油大学(华东) 化学工程学院，山东 青岛 266580)

井筒电加热降黏技术在国内的各大油田应用非常广泛，随着胜利油田现河采油厂特超稠油井的开发，井筒电加热配套井数也逐渐增多，为解决采油厂井筒电加热配套井数增多，造成能耗过大的问题，以胜利油田现河采油厂稠油为研究对象，开展稠油乳状液黏度-温度-含水变化规律研究，总结出了现河采油厂稠油的黏温特性以及拐点温度、含水分布等规律。以拐点温度作为临界温度，确定乳化稠油电加热井筒举升的黏度边界为110 000 mPa·s，低于此黏度的稠油乳状液无需开启电加热就能顺利从井筒举升到地面。最终根据黏度边界制定出乳化稠油井筒举升优化图版，以指导稠油高效节能开采。

井筒电加热； 乳化转相点； 黏度边界

稠油开采困难主要是由于进入井筒后温度的散失，导致稠油黏度增大，流动性变差，难以顺利被井筒举升至地面[1]。目前井筒电加热降黏措施是解决稠油开采举升难题的主导工艺[2-5]。电加热降黏工艺其实质是补偿井筒内的散热，使得井筒内的稠油温度保持在一定的温度以上，稠油能一直保持流动状态，从而顺利地举升到井口[6]。

胜利油田现河采油厂稠油主要分布在乐安油田和王家岗油田，黏度在10 000～100 000 mPa·s。自2009年以来，随着王152、草33、草20西北部等特超稠油区块的开发，配套井筒电加热装置的井数由最初的50口增加到目前的190口，耗电量也由最初的1 811万度增加至2 310万度，造成能耗增多，经济成本加大。

稠油高黏的内因是稠油中含有大量的胶质和沥青质，而胶质、沥青质是稠油中极性较强的两个组分，其分子内及分子间极容易发生缔合，增大了稠油的黏度[7]。稠油高黏的外因之一为温度，稠油对温度有着极强的敏感性，在温度较低时，稠油黏度较大，并且流动性差，随着温度的升高，稠油黏度变小，并可以正常流动[8-9]。原油在开采和运输过程中，在流经管路、阀门等一些机械装置时，在机械力的作用下会使得原油与水发生强烈的搅拌形成W/O型乳状液，随着含水率的增大，稠油乳状液黏度呈先增大后减小的趋势，并且黏度存在一个最大值，此时黏度最大值所对应的含水率定义为乳化转相点，乳化转相点后稠油乳状液由W/O型乳状液转相变为O/W型乳状液，稠油乳状液黏度减小[10-11]，因此应尽量避免在稠油乳化转相点附近进行开采[12]。

因稠油黏度是影响稠油举升的关键因素，稠油乳状液黏度与自身性质、温度以及含水有关，而在开采过程中，稠油的自身性质是无法改变的，但可通过控制稠油的温度以及稠油乳状液的含水情况来改变稠油乳状液的黏度，故需要开展稠油加热辅助降黏的产出液黏度边界条件研究，找出稠油开采过程中的温度-含水边界，最终确定出不同乳化稠油井筒举升技术图版，指导稠油井筒举升技术的优化，实现稠油高效节能开采。

1 实验部分

1.1 试剂及仪器

胜利油田稠油油样(由胜利油田现河采油厂提供)，分别为草南平40、草20-平131、草20-平149、草20-平124、王140-平17 5种稠油； DIS-Ⅱ型石油含水电脱分析仪，山东中石大石仪科技有限公司；Brookfield DV-Ⅱ+Pro 型数显黏度计，美国BROOKFIELD 公司； TDA-8002型电热恒温水浴，山东省龙口市先科仪器公司；AE-200型电子分析天平，梅特勒-托利多仪器(上海)有限公司；JJ-4六联电动搅拌器，常州赛普实验仪器厂。

1.2 实验方法

1.2.1 脱水稠油的制备以及黏温曲线的测定

用DIS-Ⅱ型石油含水电脱分析仪将稠油脱水得到净化油，并用DV-Ⅱ+Pro 型数显黏度计测定脱水稠油在不同温度下的黏度，并做温度-黏度曲线，绘制黏温曲线。

1.2.2 稠油乳化特性曲线的测定 在不同温度下，以800 r/min的转速通过机械搅拌将稠油和水乳化配置成具有不同含水率的乳状液，用RV7转子，在转速10 r/min下测定各乳状液的黏度，绘制含水率-黏度曲线。

2 结果与讨论

2.1 稠油的黏温特性

低温条件下，稠油表现为非牛顿流体特性，对温度极其敏感，即使温度变化很小，但其黏度变化巨大；高温条件下，稠油表现为牛顿流体特性，对温度敏感性降低，温度变化对稠油黏度的影响较小。故只要将温度提升到一个特定的温度值，稠油则会从非牛顿流体转变为牛顿流体，而这个特定的温度值则被称为拐点温度[13]。在直角坐标中，稠油的黏温曲线是一条光滑的曲线，拐点温度在黏温曲线图上不明显。但将其数据绘制在半对数坐标系中，由于流体的状态不同，则其黏度与温度的关系也不一样，在半对数坐标图中则表现为两条相交的直线[14]，其交点坐标所对应的温度则为拐点温度。只要保证井底到井口的温度均在拐点温度以上就可以满足稠油在井筒内的流动性，所以只要保证井口温度大于拐点温度，就能保证油井的正常生产。

2.1.1 稠油拐点温度的确定 特稠油和超稠油黏温曲线如图1、2所示。根据图1及图2的实验结果可知，草20-平124、王140-平17、草20-平149为特稠油，草20-平131、草南平40为超稠油。由5种稠油的黏温曲线可知，稠油的拐点温度在40～60 ℃，不同性质的稠油具有不同的拐点温度[13]。

图1 特稠油黏温曲线

Fig.1 The viscosity-temperature curve of ultra-heavy oil

图2 超稠油黏温曲线

Fig.2 The viscosity-temperature curve of super-heavy oil

图3是在半对数坐标系中，根据3口特稠油井及2口超稠油井的黏温数据绘制的拐点温度分布图。

图3 黏温曲线半对数坐标图

Fig.3 Semilogarithmic chart of the viscosity-temperature curve

利用数学方法，可计算得到不同类型稠油拐点温度近似值公式:

(1)

式中，μ为50 ℃时的原油黏度，mPa·s；t为拐点温度，℃。

通过公式(1)分别计算5口稠油井的拐点温度，结果如表1所示，根据黏温曲线半对数坐标中找出的交点值与公式计算得到的拐点温度误差在5%以内。

表1 5种油样的拐点温度

2.1.2 拐点温度与油层温度的对比 现河采油厂5口稠油井的油层温度和拐点温度分布情况如图4所示。从图4中可以看出，各稠油井的地层温度均在70 ℃左右，相差不大；而稠油的拐点温度却相差较大，超稠油的拐点温度均高于特稠油的拐点温度。另外稠油井的油层温度普遍高于拐点温度，说明稠油在地层条件下可自由流动，但进入井筒后，因会发生热量损失，使得稠油温度降低，导致稠油黏度增大，不利于开采。

图4 5口稠油井拐点温度与油层温度对比

Fig.4 The comparison between turning point temperature and reservoior temperature of five heavy oil

2.2 不同稠油的温度和含水边界的确定

2.2.1 不同稠油乳化现状 对现河采油厂5种稠油进行乳化实验，结果如图5所示。在井筒温度范围内，草20-平124稠油井的乳化转相点为含水率为40%，含水率在40%之前，稠油乳状液黏度随着含水率增加，黏度增大；含水率在40%之后，随着含水率的增大，稠油乳状液黏度减小；含水率在40%周围的稠油乳状液黏度最大。其它稠油井黏度与含水之间的关系与草20-平124井类似，其中草20-平149、草20-平131以及草南平40的乳化转相点为40%，而王140-平17的乳化转相点为50%。

图5 5种稠油井50 ℃下含水率-黏度曲线

Fig.5 The moisture content-viscosity curve of five heavy oil (50 ℃)

2.2.2 温度、含水边界的确定 稠油在井筒举升的过程中，在流经管路、阀门等装置时，会形成油包水型乳状液，随着含水率的不同，稠油黏度也会发生相应的变化，虽乳化转相点附近稠油黏度相对较大，在开采过程中需避免开采乳化转相点附近的稠油乳状液，但随着温度的升高，相同含水条件下，稠油乳状液的黏度减小，并非所有在转相点附近的稠油都难以举升至地面，其还与稠油所处的温度环境有关。故需考察不同含水条件下稠油的黏温关系以及不同温度下稠油乳状液含水率-黏度规律，以拐点温度作为临界温度，找出临界黏度，确定出温度、含水边界。

不同含水率和温度下王140-平17黏度曲线如图6、7所示。由图6可知，含水率为50%时其稠油乳状液的黏度是最大的；由图7可知，王140-平17井的乳化反相点在50%左右；且此口井的拐点温度为45.9 ℃，只要保持稠油井筒的温度在拐点温度以上，稠油乳状液就可以顺利的采出。在图6中还可以看出，在拐点温度45.9 ℃时，含水率为50%时的稠油乳状液黏度最大，为90 000 mPa·s。以90 000 mPa·s作为乳化稠油井筒举升的黏度边界，只要黏度在90 000 mPa·s以下的稠油乳状液就可以顺利采出，王140-平17的开采过程中的温度-含水边界数据如表2所示。

图6 不同含水条件下王140-平17的黏温曲线

Fig.6 The viscosity-temperature curve of wang140-ping17 oil in different water saturations condition

图7 不同温度下王140-平17含水率-黏度曲线

Fig.7 The viscosity-temperature curve of Wang140-Ping17 oil in different temperature condition

总结3口特稠油井以及两口超稠油井的数据，其黏度边界如表3所示，特稠油与超稠油的黏度边界均在110 000 mPa·s左右。在此黏度以下的稠油乳状液可以顺利地举升至井口。

表2 王140-平17温度-含水边界表

注：×为不需加热即可完成生产；√为需要加热才可完成生产。

表3 不同乳化稠油井筒举升黏度边界

2.3 不同乳化稠油井筒举升技术图版及应用

2.3.1 不同乳化稠油井筒举升技术图版的确定

根据实验结果建立了不同乳化稠油的井筒举升技术图版，如表4所示。

表4 不同乳化稠油井筒举升技术图版

续表4

注：×为不需加热即可完成生产；√为需要加热才可完成生产。

2.3.2 根据制定的不同乳化稠油井筒举升技术版图指导实际生产

(1) 分生产阶段优化电加热启停时机。

稠油的开采具有三个阶段：转轴初期排液阶段、中期平稳生产阶段、末期维持生产阶段。在不同的生产阶段，其稠油的含水以及温度都不同，应根据不同的含水温度范围启停电加热装置，从而达到节能减排的效果。

(2) 分区块压减配套井数。

结合实际油井的生产情况，对高液量、高含水的油井关停、拨出电加热装置。在高含水条件下，不需要配套电加热装置，电缆可以拔出，减轻载荷，有利于生产。

现河采油厂电加热开停情况统计如图8和图9所示。

图8 特稠油电加热井不同含水率电加热使用情况

Fig.8 The using condition of electric heating

equipment in ultra-heavy oil

由图8及图9可知，现河采油厂目前开采的稠油的含水率均在30%以上，特稠油井在含水率50%～80%的稠油乳状液开启电加热的井数最多，含水率超过80%之后，只要少量井需开启电加热；超稠油井中几乎大部分的稠油井都需开启电加热，与图版基本吻合。

图9 超稠油电加热井不同含水率电加热使用情况

Fig.9 The using condition of electric heating

equipment in super-heavy oil

2.3.3 实际应用 王140-平9井稠油50 ℃下黏度为13 330 mPa·s，属于特稠油。根据不同乳化稠油井筒举升版图对王140-平9进行开停电加热前后情况进行对比，结果如表5所示。

表5 王140-平9停电加热前后对比

王140-平9的含水率在90%以上，可见属于高含水稠油，根据版图可以看出，处于此含水率条件下，可以停用电加热装置。停用电加热装置后，日液量与日油量及含水率变化不大，最大载荷由46.7 kN减小至34.4 kN，日耗电量由停电加热之前的1 128 kW·h减小到528 kW·h。可见，根据版图取消电加热可以正常生产，并且耗电量减小，实现了稠油高效节能开采。

草20-平109井稠油50 ℃下黏度为17 600 mPa·s，属于特稠油。其生产情况为：日产液量为7.8 t/d，日产油量为1.5 t/d，含水率为80%，井口温度为49 ℃，根据表4的图版可知，此生产条件下可以取消电加热，现场取消电加热后生产正常。

3 结论

(1) 在稠油开采过程中，需保持井筒内的温度高于拐点温度，稠油才可以在井筒内保持流动状态，不同种类稠油其拐点温度不同，50 ℃下稠油黏度越大，其拐点温度越高。

(2) 现河采油厂特超稠油乳化转相点在40%～50%，在转相点附近的稠油乳状液黏度较大，不利于开采；稠油黏度又对温度有较强的敏感性，在开采过程中，需考虑温度与含水对黏度的双重影响，并找出适宜开采稠油的临界黏度为110 000 mPa·s，在此黏度以下，稠油可以顺利被举升至地面。

(3) 根据乳化稠油举升图版可以优化电加热启停时机，根据稠油井的含水及温度情况合理开启电加热装置。对于高含水稠油井，可以关停电加热装置，达到节能降耗的目的。

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(编辑 王亚新)

Research on Boundary Condition of the Wellbore Electric Heating Lifting the Emulsified Heavy Oil

Zhang Dingyong1, Yu Guangsong2, Li Meirong2, Wan Huiping1, Ma Qianqian3, Liu Kai1

(1.XianheOilProductionPlantofSinopecShengliOilfieldBranch,DongyingShandong257026，China;2.CollegeofScience,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),QingdaoShandong266580,China;3.CollegeofChemicalEngineering,ChinaUniversityofPetroleum(EastChina),QingdaoShandong266580,China)

The technology of wellbore electric heating was widely used in major domestic oilfields. With the development of the super-heavy oil in Xianhe oil production plant of Shengli oilfield, the number of wells matching the wellbore electric heating was increased. In order to solve the problem of the increasing number of wells matching the wellbore electric heating and excessive energy consumption, the heavy oil of Xianhe oil production plant had been studied as the research object to carry out the heavy oil emulsion viscosity-temperature-water variation research. The regular pattern of viscosity-temperature characteristics, the inflection point temperature and moisture distribution were summarized through deep analysis. The inflection point was used as the critical temperature to determine the viscosity boundary of emulsified heavy oil lifted by the wellbore electric heating. The viscosity boundary was 110 000 mPa·s. If the viscosity of emulsified heavy oil was less than 110 000 mPa·s, the heavy oil could be lifted from the wellbore to the ground smoothly without opening the electrical heating. Finally according to the viscosity boundary, the emulsified heavy oil shaft lifting optimization chart could be made to guide the high efficiency and energy saving of heavy oil exploitation.

Wellbore electric heating; Emulsification turning point; Viscosity boundary

1006-396X(2016)05-0077-06

2016-07-07

2016-07-21

中石化胜利油田分公司科研项目“现河油区深层低渗敏感稠油储层开发技术研究”资助(YKC1501)。

张丁涌(1971-)，男，高级工程师，从事采油工程工艺技术研究；E-mail:zhangdingyong.slyt@sinopec.com。

李美蓉(1966-)，女，硕士，教授，从事分析化学及油田化学方向研究； E-mail: lmrong888@163.com。

TE345

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.013

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn