高凝高含水油井低温集输可行性研究及图版工具建立

2022-10-31王渭江王春洁杨青霄

石油工程建设 2022年5期

王渭江,王青,刘坤,陈丽,王春洁,杨青霄

1.中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司,河北任丘 062252

2.河北华北石油通信有限公司,河北任丘 062550

3.河北华北石油工程建设有限公司,河北任丘 062252

随着油田开发的不断深入，我国大部分油田已进入高含水或特高含水期，高含水原油与低含水原油相比，其相分布情况、水力热力特性、流动状态、壁面润湿条件等均有所改善，更易实现常温或低温集输[1-2]。目前已有的水平管油水两相流型研究均在凝点以上进行[3-5]，而高凝高含水原油进行低温输送，其温度常在凝点以下，因此需进行凝点以下的原油集输压降和流型研究。檀为建等[6]、鲁晓醒等[7]、杨晓东等[8]均采用现场实验手段研究了高含水原油凝点以下的低温集输特性，并定义了黏壁温度作为低温集输的边界条件，指导了实验油井的现场生产，但仍存在几方面的问题，一是所选油井的产液量和井口温度较高，容易实现低温集输，实验结果不具备普适性；二是压降监测结果均为短期，未进行长期对比，且季节不同导致地温不同，也会对低温集输产生影响；三是未对影响黏壁温度的因素进行分析，只能依靠现场的单一实验总结粘壁温度范围，形成的研究成果无法大面积推广。综上所述，以现场可视化管路监测结果为依据，对高凝高含水原油的低温集输可行性进行研究，并根据研究结果回归黏壁温度计算模型，研究结果可为大面积实现集输工艺的简化优化以及制定不加热集输方案提供理论依据。

1 实验部分

1.1 实验参数

华北油田经过三年的区域功能整合、工艺流程改造，已取消了大部分三管伴热井，但仍有大量区块采用双管掺水工艺，即阀组与单井的集输方式为一去（掺水管道）一回（集油管道），单井集油管道与主管道形成枝状结构，见图1。本次实验的起末点为井口到主管道连接点的集油管道。

选取6口油井进行低温集输实验，基础生产参数见表1。其中产液量取自功图量油；含水率（质量分数）根据GB∕T 8929—2006采用蒸馏法测定，取样按照GB∕T 4765—2015规定执行；动力黏度（温度50℃，剪切速率16s-1）根据SY∕T 0520—2008测定；密度（温度20℃）根据GB∕T 1884—2000测定；蜡含量、胶质+沥青质含量根据SY∕T7550—2004测定；析蜡点根据SY∕T 0522—2008采用黏度法测定；凝点根据SY∕T 0541—2009测定。产液量涵盖0～30 t∕d的范围，包括低、中、高产油井；含水率均在84%以上，属于高含水油井；凝点均在36℃以上，参照华北地区气温，夏季地温15～20℃，冬季地温1～2℃，属于高凝点油井。6#油井根据生产需求控制油嘴开度，其冬季产液量较夏季有所降低。综上所述，所选取的油井具有一定的典型性和代表性。

表1 实验油井基础生产参数

1.2 实验装置及步骤

在井口和主管道连接点附近安装旁通可视化管路，采用带压开孔方式完成，并保证实验管路与集输管道内径一致。可视化管道采用透明玻璃管，长100 cm，承压2 MPa，均安装温度、压力传感器，以监测数据变化情况。温度传感器和压力传感器的准确度等级分别不低于1.0和1.6级，实验装置流程见图2。

图2 实验装置流程示意

实验分为不安装旁通可视化管路和安装旁通可视化管路两部分。前者实验用于筛选是否可进行低温集输的油井，研究压力和温度随时间的变化。油气集输设计规范中对井口压力和进站温度有要求，因此监测记录这两个位置传感器数据随关掺时间的变化情况。每口油井根据实际工况设置压力阈值，实验温度控制在原油凝点±5℃的范围内。

后者实验用于监测可进行低温集输的油井，验证压降变化和管输流型的关联性。首先，打开可视化管路进出口阀门，待温度、压力、流量稳定后，关闭主管道和掺水管道阀门；其次，采出液温度不断降低并进入实验管路，每隔一段时间监测温度、压力和流型的变化情况；最后，随着温度的降低，待采出液流型完全恶化达到满管状态时，打开掺水系统和主管道阀门，关闭实验管路进出口阀门，放空实验管路，进行下一次实验。

2 实验结果及讨论

2.1 无法低温集输油井

关掺后随着温度的降低，油井采出液的黏度逐渐增大，其中1#、2#和6#油井（冬季）的井口压力在经过一段时间的缓慢上升后迅速上升，或直接迅速上升至压力阈值，见图3，为防止出现凝管现象，到达压力阈值后打开掺水管道，停止实验。

图3 井口压力随时间变化曲线（无法低温集输油井）

根据关掺后井口压力变化情况，将油井分为无法低温集输和可低温集输两种，虽然不同油井的原油物性有所不同，但产液量低于10 t∕d的油井无法实现低温集输，且1#、2#油井原油的动力黏度大于400 mPa·s，属于稠油，说明产液量低、油品物性差的油井不易实现低温集输，而产液量高的油井容易实现低温集输，且受地温影响，夏季相较冬季更易实现低温集输，分类情况见表2。

表2 无法低温集输和可低温集输油井的分类情况

2.2 可低温集输油井

2.2.1 短期及长期监测结果

对可低温集输的油井实施短期及长期监测，3#、4#油井的短期监测结果见图4～图5。以3#油井为例进行分析，关掺开始时采出液温度较高，此时气油、油水界面均较清晰，流型为分层流，见图4（a）；随着温度降低，油滴之间的作用力逐渐增强，由于井口温度低于析蜡点，析出的蜡晶与胶质、沥青质共同吸附于油水界面，导致油水界面下降，形成胶凝油团，当水相对胶凝油团的剪切力不足以克服油层与管壁的黏滞力时，原油流动性变差，出现黏壁现象，见图4（b），此时出现第一个压力上升点（见图5的点1）；当上层胶凝油团的黏滞力越来越大时，出现满管现象，原油无法流动，见图4（c），此时出现第二个压力上升点（见图5的点2）；胶凝油团导致管内水相有效空间减少，水流速度增加，同时后端来液不断冲击前端的凝油团，当剪切力大于黏滞力时，拥堵原油被冲开，压力出现下降，见图4（d）；此后，周而复始，持续出现原油满管和原油被冲开现象，井口压力呈周期性上下波动。若将第一个压力上升点定义为安全集输的黏壁温度，则3#、4#油井的黏壁温度分别为36.5、39.4℃，较凝点分别低了3.5、1.6℃，具备实现低温集输的条件。

图4 3#油井井口压力随时间变化曲线

图5 4#油井井口压力随时间变化曲线

长期监测结果中压力数据存在噪声，采用Savitzky-Golay方法，窗口点数150，对井口压力数据进行平滑降噪，5#、6#油井（夏季）的长期监测结果见图6～图7。井口压力和温度均呈周期性变化，井口压力的波谷对应进站温度的波峰，但由于井口与主管道连接点之间存在一定的集输距离，故井口压力存在一定滞后性。数据稳定后，温度始终在上下3℃的范围内波动，与之前的短期监测结果中黏壁温度低于凝点1～3℃的结论相符。

图6 5#油井井口压力随时间变化曲线

图7 6#油井井口压力随时间变化曲线（夏季）

2.2.2 夏冬两季监测结果

对比图3c和图7中6#油井冬季、夏季的监测结果，在冬季，由于产液量和地温的降低，管内外温差较大，与土壤建立稳定温度场的时间更长，导致井口压力在波动中迅速上升，难以实现低温集输；而在夏季，产液量大幅提升，管内流速增加，温降减少，原油到达主管道时温度未降低至黏壁温度以下，管内原油不会出现拥堵现象，可实现低温集输。说明低温集输与产液量、环境温度和地温等因素相关，冬季运行需考虑采用保温性能好、传热系数低的保温材料。

2.3 黏壁温度回归模型

从以上研究结果可得部分油井的黏壁温度，但黏壁温度与多种因素相关，对所有油井进行低温集输实验并不现实，因此需针对黏壁温度建立回归模型，以用于指导生产。

根据现场实验经验和前人的研究成果[9-11]，得知影响高含水原油黏壁温度的因素主要有含水率、剪切应力、油品物性和流速等，油品物性体现在原油凝点上，由于剪切应力与流速呈正比，因而可归为一类。田东恩[12]建立了黏壁温度的预测计算式：

式中：T黏为高含水原油的黏壁温度，℃；T凝为原油凝点，℃；φ为原油体积含水率；τ为平均剪切应力，Pa；a、m、n均为待定参数。

在层流和湍流阶段，τ均与油水两相混合黏度呈正比，因此混合黏度的计算是进行黏壁温度回归模型求解的关键。目前旋转黏度计只能测试单相流的黏度，对于分散体系的多相流混合黏度无法测试，在此采用Matlab软件编写计算程序，采用反算法计算。为提高回归模型的鲁棒性，在3#、4#、5#、6#（夏季）油井的基础上又增加了5口实验油井（7#～11#油井），以扩充实验数据和增加样本的多样性，回归的结果如下：

将黏壁温度实验值和模型计算值进行对比，见表3。两者的最大绝对误差0.27℃，满足现场工程实践的需求。

表3 黏壁温度回归模型结果验证

2.4 低温集输可行性判断

判断一口油井是否可实现低温集输，需综合考虑井口出油温度、集油管道长度、管径、埋地温度、产液量、含水率、黏壁温度等因素。式（2）的计算过程复杂，大部分一线操作人员在应用过程中仍有困难，因此需综合以上因素，以建立温度判断准则和集输半径判断准则图版工具，见图8。其中，温度判断准则是，在综合其他因素的情况下得到原油黏壁温度，再将黏壁温度与不掺水时油井来液的进站温度相比，当低于不掺水时的进站温度时，则该油井可实现低温集输；集输半径判断准则是建立在最大集输半径预测的基础上的，当最大集输半径大于管道现有长度时，则该油井可实现低温集输。根据前述的研究成果，分别建立温度判断准则和集输半径判断准则图版工具，通过温度图版工具可查找不同产液量、含水率条件下，黏壁温度低于凝点的差值，结合油品凝点即可得到低温集输的温度界限，再结合集输半径图版工具查询不同产液量、地温条件下的集输半径，综合判断该油井是否可进行低温集输。