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(fā)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(tài)、壁面潤濕條件等均有所改善，更易實現(xiàn)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(xiàn)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?shù)倪吔鐥l件，指導了實驗油井的現(xiàn)場生產(chǎn)，但仍存在幾方面的問題，一是所選油井的產(chǎn)液量和井口溫度較高，容易實現(xiàn)低溫集輸，實驗結(jié)果不具備普適性；二是壓降監(jiān)測結(jié)果均為短期，未進行長期對比，且季節(jié)不同導致地溫不同，也會對低溫集輸產(chǎn)生影響；三是未對影響?zhàn)け跍囟鹊囊蛩剡M行分析，只能依靠現(xiàn)場的單一實驗總結(jié)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(xiàn)場可視化管路監(jiān)測結(jié)果為依據(jù)，對高凝高含水原油的低溫集輸可行性進行研究，并根據(jù)研究結(jié)果回歸黏壁溫度計算模型，研究結(jié)果可為大面積實現(xiàn)集輸工藝的簡化優(yōu)化以及制定不加熱集輸方案提供理論依據(jù)。

1 實驗部分

1.1 實驗參數(shù)

華北油田經(jīng)過三年的區(qū)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(qū)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(jié)構(gòu)，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(chǎn)參數(shù)見表1。其中產(chǎn)液量取自功圖量油；含水率（質(zhì)量分數(shù)）根據(jù)GB∕T 8929—2006采用蒸餾法測定，取樣按照GB∕T 4765—2015規(guī)定執(zhí)行；動力黏度（溫度50℃，剪切速率16s-1）根據(jù)SY∕T 0520—2008測定；密度（溫度20℃）根據(jù)GB∕T 1884—2000測定；蠟含量、膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量根據(jù)SY∕T7550—2004測定；析蠟點根據(jù)SY∕T 0522—2008采用黏度法測定；凝點根據(jù)SY∕T 0541—2009測定。產(chǎn)液量涵蓋0～30 t∕d的范圍，包括低、中、高產(chǎn)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(qū)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(jù)生產(chǎn)需求控制油嘴開度，其冬季產(chǎn)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(chǎn)參數(shù)

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(nèi)徑一致?？梢暬艿啦捎猛该鞑ＡЧ?，長100 cm，承壓2 MPa，均安裝溫度、壓力傳感器，以監(jiān)測數(shù)據(jù)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?shù)挠途?，研究壓力和溫度隨時間的變化。油氣集輸設計規(guī)范中對井口壓力和進站溫度有要求，因此監(jiān)測記錄這兩個位置傳感器數(shù)據(jù)隨關摻時間的變化情況。每口油井根據(jù)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(nèi)。

后者實驗用于監(jiān)測可進行低溫集輸?shù)挠途?，驗證壓降變化和管輸流型的關聯(lián)性。首先，打開可視化管路進出口閥門，待溫度、壓力、流量穩(wěn)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(jiān)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(tài)時，打開摻水系統(tǒng)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(jié)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(jīng)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(xiàn)凝管現(xiàn)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(jù)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(chǎn)液量低于10 t∕d的油井無法實現(xiàn)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(chǎn)液量低、油品物性差的油井不易實現(xiàn)低溫集輸，而產(chǎn)液量高的油井容易實現(xiàn)低溫集輸，且受地溫影響，夏季相較冬季更易實現(xiàn)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(jiān)測結(jié)果

對可低溫集輸?shù)挠途畬嵤┒唐诩伴L期監(jiān)測，3#、4#油井的短期監(jiān)測結(jié)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(zhì)、瀝青質(zhì)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(xiàn)黏壁現(xiàn)象，見圖4（b），此時出現(xiàn)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(xiàn)滿管現(xiàn)象，原油無法流動，見圖4（c），此時出現(xiàn)第二個壓力上升點（見圖5的點2）；膠凝油團導致管內(nèi)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(xiàn)下降，見圖4（d）；此后，周而復始，持續(xù)出現(xiàn)原油滿管和原油被沖開現(xiàn)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?shù)酿け跍囟?，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(xiàn)低溫集輸?shù)臈l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(jiān)測結(jié)果中壓力數(shù)據(jù)存在噪聲，采用Savitzky-Golay方法，窗口點數(shù)150，對井口壓力數(shù)據(jù)進行平滑降噪，5#、6#油井（夏季）的長期監(jiān)測結(jié)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(shù)據(jù)穩(wěn)定后，溫度始終在上下3℃的范圍內(nèi)波動，與之前的短期監(jiān)測結(jié)果中黏壁溫度低于凝點1～3℃的結(jié)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(jiān)測結(jié)果

對比圖3c和圖7中6#油井冬季、夏季的監(jiān)測結(jié)果，在冬季，由于產(chǎn)液量和地溫的降低，管內(nèi)外溫差較大，與土壤建立穩(wěn)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(xiàn)低溫集輸；而在夏季，產(chǎn)液量大幅提升，管內(nèi)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(nèi)原油不會出現(xiàn)擁堵現(xiàn)象，可實現(xiàn)低溫集輸。說明低溫集輸與產(chǎn)液量、環(huán)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(shù)低的保溫材料。

2.3 黏壁溫度回歸模型

從以上研究結(jié)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(xiàn)實，因此需針對黏壁溫度建立回歸模型，以用于指導生產(chǎn)。

根據(jù)現(xiàn)場實驗經(jīng)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(xiàn)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(shù)。

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(zhuǎn)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(shù)據(jù)和增加樣本的多樣性，回歸的結(jié)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(xiàn)場工程實踐的需求。

表3 黏壁溫度回歸模型結(jié)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(xiàn)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(chǎn)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?shù)陀诓粨剿畷r的進站溫度時，則該油井可實現(xiàn)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(xiàn)有長度時，則該油井可實現(xiàn)低溫集輸。根據(jù)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(chǎn)液量、含水率條件下，黏壁溫度低于凝點的差值，結(jié)合油品凝點即可得到低溫集輸?shù)臏囟冉缦?，再結(jié)合集輸半徑圖版工具查詢不同產(chǎn)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(jié)論

（1）通過現(xiàn)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(nèi)壓力迅速上升至閾值，后者在短期監(jiān)測中有兩個壓力上升點，在長期監(jiān)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(jié)果對待定參數(shù)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。