高含水油井常温集输边界条件试验研究

时间：2024-07-28

李鹏亮*

（中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司第三采油厂）

0 引言

随着油田的深入开发，我国大部分油田已进入高含水期，其中大庆、大港、华北、江汉、辽河等油田已进入特高含水期。当油田进入高含水期后，原油的流变性以及相态都会发生较大变化，油水两相流从“油包水”型转化为“水包油”型，原油的流动性大幅改善[1]。经研究表明，高含水原油可以在低于凝点以下进行输送，常温集输可以有效降低集油能耗，但集输温度低于其粘壁温度时，会发生原油在壁面粘附积聚的情况，影响油田实际生产运行。因此粘壁温度可作为常温集输的温度界限，用于衡量高含水油井常温集输的可行性。刘晓燕等[2]对大庆喇嘛甸油田的原油进行了研究，定义了在一定气油比、混合流速、气相折算速度的前提下，原油可在低于凝点以下2 ℃进行常温输送；田东恩[3]通过石蜡杯和室内环道试验对西区油田的集输边界条件进行了研究，对粘壁厚度与温度、含水率的关系进行了总结，并拟合了粘壁温度计算公式；ZHENG H M等[4]也通过室内试验得到了不同因素对常温集输的影响。以上的试验均是在室内完成，没有考虑内壁粗糙度、管道倾角等现场实际因素，与实际生产条件相差过大，得到的规律并不能直接用于实际生产。为了研究高含水油井在实际工况条件下的流动状态，需通过现场试验，对高含水原油常温集输的边界条件进行界定和研究，为原油实现常温集输提供坚实数据基础。

1 试验方法

1.1 基础参数及油品物性

在华北油田二连区块选取了3口典型油井进行试验，这3口油井地处同一区块，该区块的原油含蜡量在14%左右，析蜡点在50 ℃左右，油品物性基本一致。3口油井的产液量和综合含水率见表1。

表1 3口典型油井的基础参数

对采出液进行脱水后，参照 GB/T 1884—2000《原油和液体石油产品密度试验室测定法》对密度进行了测试，测试结果见图 1。采用 MCR101原油流变仪对黏度进行测试，测试结果见图 2。测试结果表明温度低于40 ℃以后，原油黏度斜率变大，说明在低温条件下原油的流动性变差。

图1 哈7-7井原油密度-温度曲线

图2 哈7-7井原油黏度-温度曲线

1.2 试验装置及步骤

在现场安装管路试验装置，研究高含水油井在实际工况条件下的流动状态。现场试验装置工艺流程见图3。

图3 现场试验装置工艺流程图

试验装置由质量流量计、压力传感器、温度传感器、压力表、安全阀和透明玻璃管等组成，整个装置的材质除玻璃管外均为20号钢，单层保温，内径50 mm，最大承压设定为满足规范要求的油井回压2.0 MPa。

试验步骤如下：

（1）试验开始前，将现场试验装置安装在计量间或阀组间中对应的油井集油管路上，与主管路形成测试旁通。保持主管路闸阀打开，同时保持一定开度缓慢打开试验管路的入口和出口阀门，观察装置的各个部位是否存在泄漏问题，并确认无泄漏。待装置流量稳定后关闭主管路闸阀，将入口和出口阀门完全打开，使油井采出液只流经试验旁通。

（2）待管路流量稳定后，关停该油井对应的伴热水管道阀门，开始进行降温试验。在透明观察管正面放置高速运动摄像机拍摄降温过程中不同时段的油水两相流流动状态，同时记录同时段温度、压力传感器和质量流量计的相关数据，并在中控室读取该时刻井口温度、压力的监控数据。由于试验管路较短，采用井口压力和压力传感器的差值作为沿程压降数据。

（3）在降温试验后期，当温度传感器显示数值接近原油凝点时，增大测试频率，记录的内容与（2）保持一致。试验过程与油井生产同步进行，因此在温降的过程中，要尤其注意井口压力，当井口压力超过2.0 MPa时，立刻停止降温试验，打开伴热水管道，以确保油井的正常生产。

（4）当透明观察管中出现原油粘壁满管时，立刻停止降温试验，打开伴热水管道。当观察管内的原油被冲开后，打开主管路闸阀，同时缓慢关闭试验装置入口和出口阀门，待试验管路中的油水混合物排净后进行下一口油井测试。

2 试验结果分析

2.1 降温试验中油水两相流流动状态

通过透明观察管发现3口油井在降温过程的油水两相流流动状态基本一致。以哈7-7油井为例，在降温初期，油水之间分层界面不明显，水层中含有大量的细小油滴颗粒（图4（a））。在降温中期，油水分层变得更加明显，水层中的小油滴在范德华力的作用下不断聚并形成大油滴，大油滴继续不断形成条状油块并进入上部油层中（图4（b））。随着油层的不断加厚，上管壁附近的油层开始停止流动（图4（c））。在某一时刻管道内充满原油，形成满管现象，但下管壁的原油仍然存在流动性，随后下管壁的原油被后面的水层冲开（图4（d））。最后，在降温末期，原油再次充满整个管道，水层无法再次冲开原油，原油流动困难（图4（e））。

图4 降温过程中不同时段的油水两相流流动状态

当温度降低到一定程度后，高含水原油会析出蜡晶形成具有一定力学强度的凝胶原油，从而出现原油粘壁现象[5]。经研究表明，影响常温集输原油粘壁的关键因素是温度，且通常粘壁温度低于原油凝点，因此在试验中找到原油粘壁时的温度对于原油能否进行常温集输尤为重要。

2.2 粘壁温度确定

通过对降温过程中压力及温度数据的记录，得到了从井口到试验装置玻璃管处的压降值，压降与温度变化的关系如图5所示。

图5 试验油井压降-温度变化图

以哈7-7井压降-温度变化为例，根据观察到的现象对高含水原油压降随温度变化的规律进行分析归纳，整个压降变化过程主要分为四个阶段。

第一个阶段为压降平稳上升段（28～24 ℃）。该阶段油水两相主要呈分层流动，原油以小液滴的形式分散在水层中。原油黏度和水流剪切共同影响着压降数据的变化，相较之下原油黏度为主导因素。随着温度的降低，原油黏度增大，导致压降数据缓慢上升。

第二个阶段为压降迅速上升段（24～23.1 ℃）。随着温度的降低，小油滴不断聚并形成大量条状油块。当水流的剪切力无法克服油层与管道内壁的附着力时，开始出现原油粘壁现象，此阶段原油黏度成为影响压降数据的绝对主导因素。在该阶段初始时刻，上管壁油层与内壁之间的阻力突增，压降斜率增大，随后上管壁油层逐渐停止流动，上层与下层原油之间的层间阻力加大，导致下层原油的流动速度低于水流。因此在这一段时间内出现原油满管现象，压降数据在原油满管时达到峰值。

第三个阶段为压降下降段（23.1～22.3 ℃）。压降数据达到峰值后，随着温度的降低，原油后部流速较快的水流冲开了下层的积聚原油。通过玻璃管可视化观察发现管内流体主要为水，此时因水流剪切作用造成压降减小的量可以抵消因温度降低引起原油黏度增大造成的压降增大的量。

第四个阶段为压降二次上升段（22.3～21.8 ℃）。此阶段中管内会再次出现与压降峰值处相似的现象，被水流冲开的油层会再次变厚，原油流动困难，最后充满管道。此时管内阻力急剧增大，压降呈现迅速上升状态。

结合观察到的油水两相流流动状态，发现开始出现油层增厚时的温度与压降曲线中第二个阶段开始时对应的温度相同，均为24.0 ℃；随着温度的降低，当管内油层迅速增厚并充满整个管道时，压降数据达到峰值，此时温度为23.1 ℃，在此分别把这两个特征温度点定义为高含水原油的粘壁下限温度与粘壁上限温度。

总结试验结果，得到3口油井的粘壁特征温度，具体见表 2。对比发现粘壁下限温度均低于凝点1～2 ℃左右，粘壁上限温度均低于原油凝点2～3 ℃左右，其中哈7-9井和哈8-112井的产液量基本一致，但哈7-9井的综合含水更高，粘壁温度更低；哈7-9井和哈7-7井的综合含水率基本一致，但哈7-7井的产液量更大，粘壁温度更低。因此推断，产液量越大、含水率越高，粘壁温度越低；产液量越小、含水率越低，粘壁温度越接近原油凝点。

表2 试验油井粘壁特征温度表

将试验结果与实际工况相结合，在满足实际生产的安全保证和经济效益的前提下，把常温集输的边界条件界定为生产中的控制条件，即常温集输的进站温度必须高于粘壁下限温度。取粘壁上限温度作为油井紧急治理的节点温度，对集输温度从压降下降到再次上升出现管道凝油拥堵情况的时间（即第三阶段和第四阶段）进行分析研究，得到压降-时间的变化曲线，见图6。

图6 哈7-7井压降-时间变化图

将压降的第三个阶段和第四个阶段对应的时间定义为紧急治理时间，3口典型油井的紧急治理时间如表3所示。可以看出，油井产液量越大、含水率越高，其紧急治理的时间越长，产液量高于10 t/d的油井其紧急治理时间可在7 h以上；而油井产液量较低、含水率较低的油井其集输界限温度更高，原油粘壁流动状态恶化的速度更快，紧急治理的时间更短，一般低于5 h。

表3 油井紧急治理时间试验