南春阳
大庆油田有限责任公司第五采油厂
摘 要 随着油田开发进入高含水后期，能耗指标不断升高。同时随着含水的升高，含水原油发生转相，粘度大幅度降低，流动性能变好，管壁结蜡量降低，这些都为降低油井集油温度、节约天然气和电量的消耗、降低原油操作成本创造了有利条件。近几年开展的降温集输工作总体上见到了较好的节能效果，但在实际工作中，部分单井也出现了一些特殊的情况
主题词：降温集输 管壁结蜡 回压 电流 能耗
0 引言
单井停掺水后管壁结蜡速度加快（具体表现为管线回压上升速度快），电流发生变化等情况，我们针对这些具体的问题，通过对相关知识的学习，查阅了有关文献，开展了现场的试验，对这些问题有了初步的认识。
1 降温集输理论的基础知识
某开发区原油物性是：原油含蜡量平均为26.8%，凝固点平均为31℃，是某油田有代表性的高含蜡、高凝原油，原油物性详见表1
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通过对原油乳状液粘度的测试结果表明，原油粘度在含水65%以下随含水率的升高而增大；到转相点后粘度随含水率的升高而降低。当原油含水率超过转相点75%时，油水混合物中的油颗粒呈内相悬浮在外相水中，形成乳状-悬浮水相流态，因此，转相后的高含水原油表现为较低的粘度和较小的流动阻力，如下图所示。
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根据上述曲线和公式条件，结合杏南开发区含水油物性的特点，在不同集油距离条件下，不同含水不加热集油最低产液量计算结果
K—总传热系数（泡沫黄甲克管保温层厚30mm，敷土厚度80cm,2.62 W/（m2·℃）；
D—DN50管线，外径0.05m；
c—油井采出液比热，c=c油×（1-含水率）+ c水×含水率；
c油＝0.5 Kal/(g·℃)＝2093 J/(㎏·℃)，c水＝1 Kal/(g·℃)＝4186 J
2 管壁结蜡理论知识
在我们开展降温集油试验的过程中，部分单井管线回压升高很快，也就是我们通常所说的管壁“结蜡”现象。针对这个现象，我们参考有关资料，进行了学习后认识到：通常所谓的管壁“结蜡”是指在管道内壁上逐渐沉积了某一厚度的石蜡、胶质、凝油、砂和其它机械杂质的混合物。根据对油田含蜡原油管道的分析统计结果，沉积物中一般有40%-50%的石蜡，30%-40%的原油及少量的砂和铁锈，10%-20%的胶质和沥青质。
蜡在原油中的溶解度随其分子量的增大和蜡熔点的升高而下降，也随原油密度和平均分子量的减小而增加。因此，在含蜡原油的降温过程中，其中所含的蜡总是按分子量的高低析出，当油温将到其含蜡量高于溶解度时，某种熔点的蜡就开始从液相中析出。
某学者对含蜡原油管道系统研究表明，管壁结蜡的关键影响因素是温度。温度有两方面作用，一方面由于管壁处的油温低于蜡的初始结晶温度，使油中的蜡分子借助于管内壁所提供的结晶中心（如内壁的粗糙土气、机械杂质和砂等）结晶析出，形成了不流动的结蜡层，并进一步吸附液相中的蜡晶，形成网格结构，把部分液态原油包围其中。另一方面由于热管道横截面上邻近管壁处的温度梯度，当温度最低的内壁面处析出蜡晶后，该处溶液中溶解的蜡分子浓度就低于离内壁面远处的溶液，就会引起蜡分子从管中心向管壁的径向扩散，为管壁的继续结蜡创造了条件。
从某油田原油油温与管壁结蜡强度现场实验结果来看，在接近析蜡温度的高温或接近凝点的低温下输送时，管道的结蜡均较轻微，但在二者之间却有一个结蜡严重的温度区域，即30℃-45℃度为结蜡高峰区，此区间正是蜡溶解度曲线最陡的段落，管截面上浓度梯度大，油流粘度不大，故分子扩散作用强，蜡晶浓度高，晶粒互相碰撞粘结、沉积的机会多，横向移动作用增强，形成了结蜡高峰区。
高温下结蜡不严重容易理解。在接近凝点的较低温度下，油流粘度大，分子扩散很弱，管壁附近剪切弥散作用较强，但此处剪切应力较大，容易剪掉粘附力较弱的横向迁移形成的结蜡层。
从实验测定的某油田原油的蜡沉积强度与油壁温差的关系曲线结果得知，结蜡强度随油壁温差的增大而增加。同时实验结果表明，当壁温高于油温时（例如采用外伴随加热输送时），蜡分子因浓度差而运移的方向是由管壁趋向油流中心，故因分子扩散而引起的蜡沉积速率为负值，剪切弥散作用也被油流的热运动削弱，阻碍了蜡晶粒往管壁沉积。因此，尽管油温是在结蜡高峰区内，但只要壁温高于油温，管内壁几乎不结蜡。这也正是我们掺水流程回油温度在结蜡高峰区而管道结蜡并不严重的原因。
3 结论与认识
在降温输油过程中，我矿基层小队反映部分油井实施全年和季节停掺水后回压上升很快，给正常的生产管理带来较大难度，同时对降温集输工作也造成一定影响，我们针对这部分井实施了连续跟踪资料录取（数据见附表）。从试验数据结果来看，我们有以下初步认识：一是部分符合全年和季节停掺水技术数据要求的油井停掺水后回压上升速度确实很快。二是停掺水初期回压的上升幅度与环境温度的关系较大，停掺水初期环境温度的变化直接导致油井回压的大幅度变化。三是油井回压上升到一定幅度后，环境温度的变化对回压影响变小。四是停掺水后油井回压升高在一定范围内对油井产量影响较小，量油数据变化不大，但对抽油机电流有一定影响，电流上升。五是油井回压升高到较大幅度后，会对油井产量造成一定影响，分析认为管线内有凝堵现象。
运用管壁结蜡知识可以解释以上现象，从实验测定的大庆原油的蜡沉积强度与油壁温差的关系曲线结果得知，结蜡强度随油壁温差的增大而增加。环境温度变化及保温情况对油壁温差有影响。同时实验结果表明，当壁温高于油温时（例如采用外伴随加热输送时），蜡分子因浓度差而运移的方向是由管壁趋向油流中心，故因分子扩散而引起的蜡沉积速率为负值，剪切弥散作用也被油流的热运动削弱，阻碍了蜡晶粒往管壁沉积。因此，尽管油温是在结蜡高峰区内，但只要壁温高于油温，管内壁几乎不结蜡。这也正是我们掺水流程回油温度在结蜡高峰区而管道结蜡并不严重的原因。
二是原油组成的影响。含蜡原油中含有数量不等的胶质和沥青质。研究表明胶质单独存在时，对结蜡过程没有明显的影响，而与沥青质一起就能加速形成密实的结蜡层。实验表明，原油含水率增加，蜡沉积速率降低，特别是形成水包油型乳状液后更是大幅度降低。这是因含水率增高易在管壁形成水膜，削弱了蜡与管壁的接触机会及结合力。原油中含砂或其它机械杂质容易成为蜡结晶的核心，使结蜡强度增大。
三是管壁材质的影响。实验表明管壁的材质和粗糙度对结蜡也有显著影响。在蜡结晶过程中，内壁所提供的结晶核心的多少和结晶的难易程度不同，因此，在其它条件相同的情况下，玻璃管的结蜡量要比钢管少的多，钢管涂敷有机硅树脂后，结蜡量也显著减少。管壁的粗糙度越大，越容易结蜡。在我们实际生产过程中，随着使用年限的延长，管线腐蚀逐年加重，管线腐蚀后粗糙度明显增大，导致管壁结蜡速度加快。
因此我们认为实施降温集输工作首先要考虑管壁结蜡的问题，一是油温及油壁温差对管壁结蜡的影响；二是管线腐蚀对管壁结蜡的影响。因此做好集输管线的保温（管线保温层、埋深及覆土高度）和防腐工作是安全、顺利实施降温集输工作的前提条件。
参考文献
1.张国忠等著.输油管道设计与管理.石油大学出版社.1988:1-18
作者简介：南春阳
性别：男
年龄：35
年月日1986年07月14
单位：大庆油田第五采油厂第一油
工种：副队长
学历：本科
籍贯：黑龙江省青冈县