特高含水原油凝滞点及其变化规律研究

2014-03-22大庆油田工程建设公司

油气田地面工程 2014年11期

大庆油田工程建设公司

特高含水原油凝滞点及其变化规律研究

宋承毅大庆油田工程建设公司

与凝固点相比，凝滞点更能正确地反映特高含水原油体系的流动特征，而且具有工程实际意义。生产现场的测试数据表明，在存在扰动的情况下，如介质流经水平敷设的管道两端的立管处时，或处于气液多相管流状态时，特高含水原油中油相的含水率有可能达到转相点的数值，因此，将转相点含水率作为试样的油相初始含水率。大庆喇萨杏油田特高含水原油的凝滞点比纯原油的凝固点低，其降幅随着含水率的升高而增大，当含水率为90%时，其凝滞点比纯原油的凝固点低3℃；当含水率为95%时，比纯原油的凝固点低4.5～5.5℃。凝滞点仅仅反映特高含水原油体系在测试状态下呈现出整体滞留的形态，并不表征其整体凝固。

特高含水原油；凝固点；凝滞点；测试；含水率

1 体系的凝固特点

对于凝固点接近室温的高凝原油，以水相为主体的特高含水原油在一定温度下，尽管油相已经发生了凝固，而水相却具有良好的整体流动性，只是在测试条件下，在上部已凝固的油相封堵了试管的端口，阻止了水相向外流动而已。如果在试管的底部设置孔口，那么水相就会整体从孔口流出去，而只把油相留在试管中。从这一点上看，转相前的中低含水原油与转相后的特高含水原油有着很大的区别。转相前的中低含水原油，在一定温度下，当油相发生凝固而水相并未凝固时，水相以分散小水滴的形式被束缚在凝油之中，不具有整体流动性，无论从试管的端口和底部都不能够流出试管，表现为整体凝固。所以，特高含水原油的整体流动性已经不适用凝固点来表征。故不宜用严格的国标法测定的原油凝固点来处理此类原油管道的停输再启动问题。

2 凝滞点定义的建立

关于原油凝固点，其概念为原油失去流动性的最高温度，它是评价原油流动性能的一个条件性指标，这个参数的测量过程有国家标准可循，其中，被测原油必须为均一介质。不含水的净化原油是均一介质，含水的油包水型原油乳状液也是一种特殊情形的均一介质。在这样的介质条件下，针对凝固点高于水的冰点的原油或油包水型原油乳状液测出的凝固点，对不同类型的原油具有同等可比性，并可用于生产实际。当原油的凝固点低于水的冰点时，因水相以冰粒的形态分散于油连续相之中，这样的测试方法对油包水型原油乳状液就不能适用。

当含水原油为油水两相体系时，它就不再是均一介质，而是由油包水型乳状液和游离水构成的油水两相体系。当按照原油凝固点的标准测试方法进行测试时，如图1（b）所示，所得到的凝固点数值，不能真实地反映该体系的流动特性，因未凝固的游离水占据了试管的一部分体积，如图1（a）所示，引起由油相所占据的液面的变形作用力发生变化。引起液面变形的作用力是试管中液体在重力作用下产生的剪切力，由于水的密度大于油包水型乳状液的密度，而且水的流动性好于油包水型乳状液，当试管倾斜时，在试管液面下部的游离水对试管液面处的油包水型乳状液所产生的剪切应力要大于油包水型乳状液本身，从而使测得的油水两相体系的凝固点的数值小于净化原油或油包水型乳状液。再者，在油包水型乳状液相凝固了的状态下，游离水相仍处于可整体自由流动的状态，采用凝固点一词来表征这样的油水两相体系的流动特性明显不符合工程实际。

为此，本文采用凝滞点作为测定特高含水原油流动性的一个指标，其定义为：在一定条件下，对于出现游离水的高含水原油体系，由其油包水型乳状液相发生凝固、游离水相未凝固而使整个油水两相体系停止流动的最高温度。基于这一定义，在凝滞点的温度下，油水两相体系只是条件性地失去了流动性而不是发生整体凝固。由此可见，特高含水原油的凝滞点一般将低于原油的凝固点。与凝固点相比，凝滞点更能正确地反映特高含水原油体系的流动特征，而且具有工程实际意义。

图1 凝滞点与凝固点测试状态比较

3 凝滞点的工程意义

凝滞点概念的建立，有助于加深对含有游离水的油水两相体系流动特性的理解。原油凝固点和油水两相体系凝滞点都是用来表征介质输送管道停输以后再次启动的易难程度的参数，但是，对于同一物性的油相介质，当凝固点与凝滞点相等时，并不等于与之对应的两类介质输送管道停输后再启动的易难程度一样，明显地，由于存在游离水相，以凝滞点表征的介质输送管道的停输再启动更容易。

一方面，以凝滞点表征的特高含水原油中的水相占有绝对多的份额，有利于管道停输再启动。大庆油田含水原油的转相点含水率一般为70%，含水率为80%时，其油相的最大含水率为70%，油相在油水两相体系中占据的质量百分比为66.7%，而游离水占据的质量百分比为33.3%。虽然，当含水率由70%上升到80%时，含水原油的含水率仅增加了10个百分点，但其中游离水所占有的份额却从0猛增到33.3%，使其流动性能得到大幅度改善；而当含水率为90%时，其油相的最大含水率仍为70%，油相在油水两相体系中占据的重量百分比则为33.3%，游离水占据的重量百分比为66.7%，显然，其流动性能比含水率为80%的油水两相体系更好。特高含水原油体系中大量游离水的存在，使得即使在原油凝固点的温度下，管道也很容易实现再启动，而若以整体凝固的概念去预测管道的停输再启动压降，就将导致严重偏离生产实际的结果。

另一方面，以凝滞点表征的特高含水原油体系中的油相含水率普遍低于转相点，由此引起的油相体积减小、黏度降低，有利于管道停输再启动。由于特高含水原油的整体含水率已经超过油水乳状液转相点，所以，只有在充分紊流混合的管输流动状态下，其油相的含水率才有可能等于转相点的含水率，而当油水两相呈现油水分层管输流动型态时，其油相的含水率将低于转相点。因在转相点处含水原油的黏度达到了峰值，当含水率低于其转相点时，含水原油的黏度将下降。对于平原地区油田水平敷设的含水原油输送管道，在油水分层流动型态下，其截面上将出现一个油水界面，油相中的水滴会在重力作用下通过油水界面逐渐沉降到水相之中，从而使油相中的水不断脱出，含水率不断降低，同时伴随其体积的减小。在实际工程中，油相的含水率和体积不会这样一直降下去，管道沿线起伏地形段和立管段的存在，会产生油水混合流型，使脱出来的游离水再重新进入到油相之中。所以，在一条实际工程中的含水原油输送管道，从管道起点到终点的各个截面上，将普遍存在油相含水率不一致的状况，但是，处于水平管段的油相含水率和体积一定比处于转相点含水率的油相的体积和黏度低得多，这将使管道停输后，滞留在管道中的油相体积更小、粘度更低，有利于降低启动压降。

4 凝滞点测试方法的建立

为了具有通用性和可比性，凝滞点测试与凝固点测试所使用的仪器和操作步骤基本一致，考虑到特高含水原油的特点，需对试样的配制采取特殊的步骤。

生产现场的测试数据表明，在存在扰动的情况下，如介质流经水平敷设的管道两端的立管处时，或处于气液多相管流状态时，特高含水原油中油相的含水率有可能达到转相点的数值，因此，将转相点含水率作为试样的油相初始含水率。

特高含水原油进行凝滞点测试与纯原油或油包水型乳状液凝固点测试的最大不同是：后者不需要对从现场取回来的油样进行重新配制即可直接进行测试，而当在生产现场的取样点将试样排放至取样桶时，特高含水原油试样就已经发生了油水分离，改变了其在管道中的原始状态。所以，在凝滞点测试过程中，需要使试样恢复到其原始状态。为此，建立了如下的试样配制操作步骤：①在取样桶中提取上部的油相试样，化验其含水率；②根据油相含水率，向油相试样中加水，使其综合含水率达到50%；③将含水率达到50%的中间油相试样放入胶体磨，进行充分乳化；④按需要测试特高含水原油体系含水率，确定装入试管的游离水重量和油相试样重量；⑤先将从取样桶下部取出的水相试样装入试管，再将油相试样装入试管；⑥将装好特高含水原油试样的试管置入恒温水浴中，按原油凝固点的测试步骤对试样进行凝滞点测试；⑦每改变一次测试温度，更换一个试样。

在上述步骤②中，之所以将油相试样的含水率设定为50%，主要基于大庆喇萨杏油田含水原油的转相点含水率普遍在60%～70%之间，若将油相试样的含水率设在此范围，有可能使由胶体磨配出的中间试样出现游离水，难以从中提取用于装入试管的等含水率试样。而将油相试样的含水率设定为50%时，由胶体磨配出的中间试样就不会出现游离水，可方便地从中提取装入试管的等含水率试样，而且此含水率靠近转相点含水率，对凝滞点测试条件的真实性影响较小。

在上述步骤⑦中，之所以要求“每改变一次测试温度，更换一个试样”，主要考虑：将试管放入水浴后，水浴建立试样温度需要恒温时间，在这段时间内，特高含水原油试样将在试管中出现油水分离现象，使油相的含水率比初始试样降低。如果改变温度后，仍然使用原来的试样，在下一个恒温时间段内，油相含水率还将进一步降低，使本次测试条件与前一次相比发生改变，造成人为测试误差。

此外，需要充分考虑测试时间的影响，这也是凝滞点测试与凝固点测试不同的一个特点。由于油水静置分离的影响，当测试者的操作时间不同时，对同一试样将测出不同的凝滞点数值。因此，鉴于操作时间对测试结果有影响的这一特殊问题，要求测试者在恒温时间到达时，立即对试管进行测试操作。

虽然在测试过程中，试样的恒温时间和由此引起的油水静置分离效应是无法改变的，但对测试结果使用价值的影响并不大。油田含水原油生产管道的计划停输时间比凝滞点的测试时间要长多得，特高含水原油在管道中的油水分离率要高于测试试样的油水分离率，管道再启动时的油相含水率要低于测试试样，这样，将使室内凝滞点测试值略偏保守，可确保其使用的安全可靠性。

5 凝滞点测试结果与分析

应用本文建立的凝滞点测试方法，对喇萨杏油田的特高含水原油进行了凝滞点测试，试样的含水率为85%～95%，破乳剂加入量为0～30mg/L，测试结果见图2～图4。

图2 喇嘛甸油田特高含水原油凝滞点测试数据曲线

图3 萨北油田特高含水原油凝滞点测试数据曲线

图4杏北油田特高含水原油凝滞点测试数据曲线

图2 ～图4表明，在含水率为85%～95%、破乳剂加入量为0～30mg/L的条件下，特高含水原油体系的凝滞点随含水率和加药量的增加呈下降趋势。在不加药的情况下，当含水为85%时，喇萨杏油田特高含水原油体系的凝滞点为31～33℃，仅比纯原油的凝点低1～2℃。当含水率上升到90%时，体系的凝滞点为30～31℃，比纯原油的凝点低3℃左右；当含水率上升到95%时，体系的凝滞点为28.5℃，比纯原油的凝点低4.5～5.5℃，发生了明显的变化。当破乳剂加入量由0增加到30mg/L时，体系的凝滞点仅下降1.5℃，破乳剂对特高含水原油体系的凝滞点影响较小。

在装入同样重量试样的情况下，试样的含水率越高，其油相占据的体积就越小，而水相占据的体积就越大，油相在试管端口处形成的凝油层的厚度就越薄，抵抗剪切变形的能力就越弱，水相在试管倾斜测试状态下对凝油层的剪切作用力就越大，使其发生凝滞的最高温度就越低。

对试样加入破乳剂后，进入油相中的破乳剂将促进其脱水，使油相的含水率和黏度降低，体积减小，抵抗剪切变形的能力减弱，破乳剂的这一作用随其加药量的增大而增强，但由于凝滞点的测试温度较低，减弱了破乳剂的作用效果，因而出现了破乳剂对凝滞点影响不明显的测试结果。

可以看出，当原油含水率达到特高含水之后，其油水两相体系的凝滞点明显低于原油的凝固点，特高含水原油体系的低温流动性呈变好趋势。