利用临界粘壁温度指导高含水油田不加热集输现场试验

姜怀

大庆油田第四采油厂工艺研究所

我国油田油品物性多为高黏、高凝的含蜡原油，在集输过程中需要加热以维持流程稳定运行[1]。目前，国内老油田相继进入高含水开发后期，采出液含水率可达90%以上[2]。对于高含水油田而言，集输工艺所需的热量大部分被高比热容的采出水消耗了，据统计，油田在生产过程中有83%的热能消耗在集输系统，能量损耗巨大[3]。因此，有必要开展高含水油田采油井不加热集输技术研究，在保证安全生产的前提下，指导采油井低能耗集输生产，为油田提质增效、转型升级和绿色发展提供技术支撑。

1 临界粘壁温度

采油井集输过程中的管道凝管现象主要是由于降温过程中凝油团粘附在管壁上造成管径减小、集输阻力增加，从而导致井口回压上升，管道堵塞[4]。通过实验发现，凝油粘壁现象是个持续的过程，随着集油温度的下降，粘壁速率呈现缓慢增加的趋势，当降温到某一温度后，继续降温粘壁速率将会发生陡变，导致粘壁质量或厚度迅速增加，因此需要确定导致粘壁质量增加的临界温度，用该温度指导采油井不加热集输。

1.1 定义

在油水两相管流中，采出液同时受到粘附力和剪切力两种力的作用。随着温度降低，油滴与油滴之间以及油滴与壁面之间的相互作用力增加，这种粘附力会促进粘壁现象的发生[5]；而在流动条件下，剪切力将阻碍油滴与油滴间的粘附以及油滴与壁面的粘附，不利于粘壁现象的发生[6]。因此，应存在某一个条件，在该条件下粘附力和剪切力达到平衡，此时如果继续降低温度，会导致油滴大量粘附在管壁上，导致粘壁质量或厚度迅速增加，此时的温度即定义为临界粘壁温度[7]。

1.2 计算模型

“十二五”期间，中国石油集团公司科技管理部《中国石油低碳关键技术研究》之《高含水油田节能节水关键技术研究》课题开展了针对临界粘壁温度的测试研究，提出了临界粘壁温度的经验关系式[8]。

式中：TZ为采出液管输粘壁温度，℃；TGP为原油乳状液凝点温度，℃；ϕ为综合含水率，范围取70%～99%；τ为管线内壁处剪切应力，Pa；k、m、n为实验拟合参数。

该温度与原油乳状液的凝固点、综合含水率及剪切应力有关，对于不同的油品，公式中的常数需要通过试验进行回归确定。为便于计算，研发了一套高含水、含蜡原油集输综合计算软件，通过输入油井产液量、含水量、凝固点、密度、含蜡量以及管道长度、管径等数据即可计算得出油井的临界粘壁温度（图1）。

图1 高含水含蜡原油集输综合计算软件Fig.1 Comprehensive calculation software for gathering and transportation of waxy crude oil with high water content

1.3 影响因素

1.3.1 临界粘壁温度与油品综合含水率、剪切速率呈负相关

随着采出液含水率的升高，温度降低时蜡组分析出减少，乳状液的粘附力下降，临界粘壁温度随之下降，经计算，同样油品条件下，综合含水率从70%升高到95%，临界粘壁温度从30.0 ℃下降到26.0 ℃（图2）；此外，在同种管径下，采出液流速越快，剪切率越高，流体的冲刷剥离作用越强，临界粘壁温度越低，经计算，同样油品条件下，剪切速率从50 s-1升高到140 s-1，临界粘壁温度从31.5 ℃下降到28.3 ℃（图3）。

图2 含水率与临界粘壁温度关系Fig.2 Relationship between water content and critical wall sticking temperature

图3 剪切率与临界粘壁温度关系Fig.3 Relationship between shear rate and critical wall sticking temperature

1.3.2 临界粘壁温度与乳状液凝点、含蜡量呈正相关

崔悦[9]通过研究油、水相组分以及复杂流动条件对高含水原油粘壁特性的影响，明确了高含水含蜡原油的粘壁机理。孔维敏[10]提出当乳状液温度低于凝固点时，蜡组分在原油中的溶解度降低，导致蜡晶析出并相互交联形成三维网状结构，使原油黏度升高。经计算，在其他环境不变的前提下，油品凝固点从20 ℃升高到40 ℃，临界粘壁温度从10.5 ℃升高到33.1 ℃，含蜡量从10%升高到40%，临界粘壁温度从9.8 ℃升高到38.4 ℃（图4，图5）。

图4 凝固点与临界粘壁温度关系Fig.4 Relationship between freezing point and critical wall sticking temperature

图5 含蜡量与临界粘壁温度关系Fig.5 Relationship between wax content and critical wall sticking temperature

1.3.3 临界粘壁温度与沥青质、胶质含量没有明显关系

测定不同沥青质和胶质含量的乳状液，其含量数值大小和临界粘壁温度没有明显的关系（图6，图7）。

图6 沥青质含量与临界粘壁温度关系Fig.6 Relationship between asphaltene content and critical wall sticking temperature

图7 胶质含量与临界粘壁温度关系Fig.7 Relationship between colloid content and critical wall sticking temperature

2 不加热集输现场试验

为验证临界粘壁温度指导油田降温集输的技术适应性，在某油田开展降温集输现场试验，通过室内计算测定临界粘壁温度，选取试验井开展不加热集输现场试验。

2.1 试验情况

选取25 口井开展试验，试验前取样化验油品物性，利用软件计算临界粘壁温度，以采油井当前回油温度为初始条件，通过逐步降低掺水量，直至回油温度达到或接近临界粘壁温度，试验期间每天记录运行参数。根据运行特点将试验井分为五类。

（1）Ⅰ类井4口，选井原则为产液量、含水率相近，集输半径不同。试验井平均产液量50 t/d，含水率96.5%，最小集输半径140 m，最大集输半径440 m，油品平均凝固点33 ℃，临界粘壁温度24.5 ℃，试验井均实现了停掺集输，停掺后平均回油温度31.3 ℃，回油压力0.46 MPa，高于临界粘壁温度稳定运行（表1）。

以X3-2-620 井为例，掺水量从0.38 m3/h 下调到全部关闭，回油温度从31 ℃下降到30 ℃，回油压力从0.44 MPa 上升至0.50 MPa，可以稳定生产（图8）。

图8 X3-2-620井掺水量、回油温度、回压变化关系Fig.8 Relationship among water blending amount，return oil temperature，and back pressure of Well X3-2-620

（2）Ⅱ类井3口，选井原则为含水率、集输半径相近、产液量不同的采油井。试验井平均含水率95.7%，集输半径242 m，最小产液量17 t/d，最大产液量54 t/d，油品平均凝固点32 ℃，临界粘壁温度24 ℃，试验井均实现了停掺集输，停掺后回油温度25.3 ℃，回油压力0.64 MPa，接近临界粘壁温度稳定运行（表2）。

表2 Ⅱ类井试验情况Tab.2 Test situation of Class Ⅱwell

以X4-31-620井为例，掺水量从0.54 m3/h下调到全部关闭，回油温度从31 ℃下降到23 ℃，回油压力从0.40 MPa 上升至0.65 MPa，可以稳定生产（图9）。

图9 X4-31-620井掺水量、回油温度、回压变化关系Fig.9 Relationship among water blending amount，return oil temperature，and back pressure of Well X4-31-620

（3）Ⅲ类井3 口，选井原则为产液量、含水率、集输半径相近的采油井。试验井平均产液量48 t/d，含水率95.0%，集输半径677 m，油品平均凝固点34 ℃，临界粘壁温度26 ℃，试验井均实现了停掺集输，停掺后平均回油温度30.3 ℃，回油压力0.42 MPa，高于临界粘壁温度稳定运行（表3）。

表3 Ⅲ类井试验情况Tab.3 Test situation of Class Ⅲwell

以X6-40-628井为例，掺水量从0.62 m3/h下调到全部关闭，回油温度从32 ℃下降到27 ℃，回油压力从0.42 MPa上升至0.52 MPa，下调掺水量过程中回压出现短期升高现象，通过冲洗干线的方式得到了解决，后期实现了稳定生产（图10）。

图10 X6-40-628井掺水量、回油温度、回压变化关系Fig.10 Relationship among water blending amount，return oil temperature，and back pressure of Well X6-40-628

（4）Ⅳ类井8 口，选井原则为产液量、含水率、集输半径均不同的采油井。试验井最低产液量6 t/d，最大产液量47 t/d，最小含水率89.8%，最高含水率96.9%，最小集输半径50 m，最大集输半径650 m，平均凝固点31 ℃，临界粘壁温度23.3 ℃，试验井调整后平均掺水量0.16 m3/h，回油温度23.1 ℃，回油压力0.53 MPa，均达到或接近临界粘壁温度稳定运行（表4）。

表4 Ⅳ类井试验情况Tab.4 Test situation of Class Ⅳwell

以X4-20-604井为例，掺水量从0.60 m3/h下调到0.20 m3/h，回油温度从31 ℃下降到23 ℃，达到了临界粘壁温度，回油压力从0.35 MPa 上升至0.61 MPa，可以稳定生产（图11）。

图11 X4-20-604井掺水量、回油温度、回压变化关系Fig.11 Relationship among water blending amount，return oil temperature，and back pressure of Well X4-20-604

（5）Ⅴ类井7口，选井原则为三采区块的采油井。其中，1 口为聚驱后续水驱采油井，6 口为三元后续水驱采油井，试验井平均产液量20 t/d，含水率98.7%，集输半径336 m，油品平均凝固点32 ℃，临界粘壁温度23 ℃，聚驱采油井停掺后回油温度低于临界粘壁温度，因此掺水集输，平均掺水量0.1 m3/h；三元采油井实现了停掺集输，回油温度22 ℃，回油压力0.62 MPa，达到临界粘壁温度稳定运行（表5）。

表5 Ⅴ类井试验情况Tab.5 Test situation of Class Ⅴwell

以X1-2-E926井为例，掺水量从0.60 m3/h下调到全部关闭，回油温度从37 ℃下降到22 ℃，达到了临界粘壁温度，回油压力从0.40 MPa 上升至0.48 MPa，可以稳定生产（图12）。

图12 X1-2-E926井掺水量、回油温度、回压变化关系Fig.12 Relationship among water blending amount，return oil temperature，and back pressure of Well X1-2-E926

2.2 试验效果

本次试验25 口井，其中19 口井停掺水后回油温度高于或接近临界粘壁温度，实现了稳定不加热集输；另有6口井停掺后回油温度小于临界粘壁温度，回压升高明显，因此采取了掺水集输。与实施前对比，试验区掺水量同比下降90%以上，单井回压控制在0.8 MPa 内，与实施前对比每年可节气量1.53×104m3，节电1.04×104kWh，取得了理想的节能效果。

试验结果表明，可以利用临界粘壁温度指导高含水油田采油井不加热集输。当采油井停掺集输后，高于临界粘壁温度以上进入计量间的井可以长期不加热集输，低于临界粘壁温度进入计量间的井需要掺水集输，具体的掺水量可以通过现场测试的方式进行逐步调整，直至回油温度达到临界粘壁温度。

3 结论与认识

（1）油田进入高含水开发后期，采油井可以实现凝固点下不加热集输，最高可低于凝固点10 ℃。

（2）临界粘壁温度重新定义了高含水采油井降温集输过程凝管原因，利用该方法可以有效指导高含水油田不加热集输现场，经试验，高于临界粘壁温度的采油井可以不加热集输，低于临界粘壁温度的采油井需要掺水集输。

（3）不加热集输实施过程中，部分井出现阶段回压升高现象，需要配套高压热洗等保运措施，此外，推广油田还需要同步开展低温脱水及污水处理试验研究，以满足全过程运行管理需求。