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高含水原油集输温度变化规律探讨

发表时间：2021/6/10 来源：《中国科技信息》2021年7月作者：刘磊

[导读] 多年以来，关于原油集输温度，油田地面工程相关技术规范均笼统规定为在净化原油凝固点以上3-50C，《油田地面工程建设规划设计规范》要求“含水油进脱水站温度可根据试验情况确定，宜高于原油凝固点3-5℃”，而从未考虑过含水率对这-参数的影响。

中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司纯梁采油厂刘?磊

摘要：多年以来，关于原油集输温度，油田地面工程相关技术规范均笼统规定为在净化原油凝固点以上3-50C，《油田地面工程建设规划设计规范》要求“含水油进脱水站温度可根据试验情况确定，宜高于原油凝固点3-5℃”，而从未考虑过含水率对这-参数的影响。而对于稠油来说，由于蜡含量较低，其凝固点-般都比较低。为了降低沿程摩阻，集输过程中-般采取加热、掺热或掺稀等方式输送。此时最为关键的是稠油粘度，与之相关的是稠油的粘温特性，而对凝固点的关注度相对较低。
关键词：原油粘度；集输系统；凝固点；温度变化；沿程摩阻
        在原油集输工艺流程的选择和日常生产运行管理中，原油的凝固点一直是最重要的参数。但是，随着油田开发的深入，采出液含水率逐步上升，能否定义新温度参数，该参数适用于含水油输送，既适用于含蜡稀油输送，又适用于稠油输送，且可作为衡量其输送安全性的界限值，这-问题值得研究和探讨。
        一、区块研究现状
        开展了4个区块现场试验，共测试试验井180口完成室内试验。课题组对油田原油的基础物性、乳化特性、乳状液流变性、高含水原油管输热力水力计算和不加热集油边界条件等进行了研究。一是建认了原油乳化特性与各因素之间的函数关系。现场试验表明，原油的井口油水混合液稳定含水率为25%-33%，平均约为30%。通过室内试验研究了高含水期流动条件下不同组成原油的乳化特性，对油水混合液剪切作用进行了量化分析。分析了油水混合液乳化特性的影响因素，得到了油水混合液稳定含水率与剪切速率、温度和综合含水率的相关公式，具体如下:

式（1）中：φ——流动条件下油水混合液稳定含水率，%；T——油水混合液温度，℃；η——油水混合液综合含水率，%；γ---处于流动平衡状态时油水混合液所受剪切速率，S-1。
        二是证实了粘壁效应是导致集油管道凝管的根本原因，提出了“起始粘壁温度”这-概念。试验研究表明，高含水原油在实施不加热集输时，当油井产出液沿程输送温度下降至某-温度点时，油水混合液中的油滴发生絮凝，形成絮凝体，絮凝体会粘附到管道内壁上，仅靠管道的剪切应力不能把粘壁的原油冲刷掉，导致管道内壁流通截面积减小，从而导致井口回压升高。这-温度定义为“起始粘壁温度”，即，高含水油田油水混合液在低于原油凝固点温度集输时，产生明显的粘壁效应，导致管道压力急剧上升的温度。
        二、研究进展
        对高含水原油集输温度又进行了深入研究。一是开发出-套完整模拟管道不加热集输原油粘壁行为的实验装置。为了完整模拟管道不加热集输原油粘壁行为，在传统冷指搅拌槽的基础上，开发了-套新的凝油粘壁实验装置。该实验装置能够再现管流过程中的凝油粘壁，实现了 3 个主要功能：传热条件的模拟，形成低温和温差以实现原油的胶凝与粘壁；以搅拌流模拟集输管道中的管流，实现其扩散作用及冲刷剥离作用；实现油样的持续更新。通过设置外部循环罐，实现了搅拌槽中实验油样的持续更新，克服了传统冷指装置中原油损失后得不到补充的缺陷。该装置的成功研发，可完全替代环道装置实现管道不加热集输原油粘壁行为的模拟，完成“起始粘壁温度”等参数的测试。
        二是完成原油“起始粘壁温度”的测试。 (1)含蜡原油“起始粘壁温度”的确定。控制搅拌槽和冷指温度相差2℃模拟管壁与油流的温差。自油温高于原油凝固点5℃左右开始，依次降低油温，测试粘壁厚度(沉积时间25min )。四种含蜡原油粘壁厚度的发展情况来看，随着油温的降低，凝油厚度先是平缓增加，而当油温降至某-温度时，凝油厚度均出现快速上升的现象，直观表现就是在某-温度前后曲线的斜率发生明显变化，该温度是凝油粘壁速率发生突变的转折点。本研究将这个拐点温度定义为凝油“起始粘壁温度”。四种含蜡原油低温集输的“起始粘壁温度”都不高于原油凝固点，即，对于“起始粘壁温度”低于原油凝固点的含蜡油，在凝固点或凝固点以下进行集输时不会发生严重的粘壁行为，可以在凝固点以下温度实现集输。这-结论有助于重新认识含蜡油集输系统中热力界限。(2)稠油“起始粘壁温度”的确定。三种稠油含水率80%的油水混合物，控制搅拌槽和冷指温度相差2℃模拟管壁与油流的温差。实验结果来看，三种稠油也存在“起始粘壁温度”这-拐点温度。三种稠油的“起始粘壁温度”均高于其凝固点且差距有所不同。三种稠油所表现出的粘壁特性不同于含蜡油，这与稠油高茹的特性有重要关系。稠油在凝固点以上粘度就很高，形成的凝油颗粒(油滴}与管壁之间的粘附力很强，剥离力远小于粘附力，粘壁现象非常严重，因此，稠油的“起始粘壁温度”会比凝固点高。高含水的稠油进行不加热集输时，由于稠油的高粘特性，虽然含水率很高，但其流动性并不好。并且，从粘壁的可能性来讲，稠油的“起始粘壁温度”普遍高于其凝固点，说明稠油在凝固点以下就会有严重的粘壁行为。三是揭示了集输过程中粘壁机理和“起始粘壁温度”的存在原因。在高含水含蜡原油集输管道中，高含蜡原油以凝胶颗粒的形式存在，液态原油被封装在蜡晶三维结构中，使得管流过程中不具备蜡分子对流传递的基础。粘壁层形成过程中分子扩散的作用降低，原油凝胶颗粒的聚集及在管壁的粘附，是原油粘壁的主要原因。凝油强度对管流剪切力的抗衡发生在凝油粘壁层形成全过程。凝油能否抗冲刷，取决于凝油的凝胶强度及流变特性。凝胶强度随温度降低而增加，只有当温度降低到-定程度，才能形成强度足够克服管流剪切应力的凝胶，造成粘壁层厚度的快速增加。在恒剪切应力作用下，含蜡原油凝胶具有蠕变-屈服-裂降的流变性特点。经过较长时间剪切后，凝胶将由小变形突变为大变形，较短时间内的大变形对应较高的变形速率，即产生了流动。含蜡原油沉积层易于发生脆裂。首先，是因为含蜡原油凝胶具有脆性，容易发生脆性破裂。
        通过以上分析可以看出，对于高含水期原油集输，无论是含蜡原油还是稠油，都存在这样一个温度界限，低于该温度，粘壁淤积迅速恶化，高于该温度，粘壁淤积趋势相对平缓。
参考文献：
[1]陈宏健.高含水油田不加热集油边界条件及股份公司应用导则[Z].北京:中国石油天然气股份有限公司规划总院,2013.