钱立进 秦永峰
中原油田分公司文卫采油厂，河南濮阳 457000
摘要：集输系统常温输送符合国家节能降耗和中石化提质增效目标，有必要针对油田原油性质和实际情况开展高含水集输系统常温输送技术研究。分析影响常温集输的因素，找到可行的解决方法。
关键词：高含水油藏；常温集输；乳化原油；影响因素
油田老区原油集输系统主要采用二级和三级布站、单管密闭端点加药集输工艺流程。对于低产低能井，冬季采用井口加热集油工艺，约有569口单井冬季采用加热炉或电加热装置加热集油，2018年井场加热炉耗气总量约为548万方，耗电量220万度，因此实现常温集输是油田节能降耗的重要举措，对含水原油进行基础物性分析，是确定影响集输系统常温输送的关键因素。
1 含水原油基础物性分析
1.1乳化原油稳定含水率
在油田生产运行过程中，一般认为当原油含水率达到一定比例时，原油乳状液反相为水包油乳状液，黏度大大降低，从而认为产液中油相含水在60%左右，这一观点是错误的。在实际生产中，油井井口产液中原油乳状液含水率并不是在反相点左右，而是在一个比较低的范围内，所以我们定义油井井口产液中原油乳状液含水率所在的这一范围为井口原油稳定含水率。
分析了文卫油田142口井口原油综合含水率和稳定含水率，初步确定井口稳定含水率在20%-30%左右。
表1 井口原油综合含水率与稳定含水率对比表
2.2乳化原油凝点试验
初步确定了原油乳状液凝点与稳定含水率关系。在一定含水情况下，随着稳定含水率的提高，乳状液的凝点呈上升趋势。原油乳状液的胶凝，不只是由于蜡晶颗粒析出形成结构，同时也是由于液滴与液滴间的相互作用力。
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对于凝点为33℃的文卫采油厂原油，含水率为80%、85%、90%时，预测粘壁温度为28℃；含水率为95%时，预测粘壁温度为26℃。
2 影响常温集输因素分析
对单井常温集油影响因素的总结和生产实际情况的调研分析，得出单井常温集油关键影响因素，并确定了导致高含水原油常温集输实施过程中井口回压迅速升高的根本原因。对高含水原油单井常温集输影响因素的定性分析已有正确的认识。
①井口回压：判定单井是否能够实施常温集输的技术指标，当井口回压超过设计规范则认为适合实施单井常温集输。导致井口回压过高的原因是：油井产液量比较低，回油温度低，从而原油粘壁使管线产生节流，导致回压升高。
②回油温度：井口回油温度越高，越有利于实施常温集输。同一区块油井深度基本在一个区间内，既井口出油温度大致相同。
③原油物性：原油含蜡量、胶质含量越高，油品凝点就越高、油品在凝点附近黏度越大，在凝点以下，“三高”原油在集油管线内剪切输送时会发生絮凝现象，不利于实施常温集输。
④产液量：产液量的大小对于油井能否实现常温集输工艺关系比较密切，产液量越大的油井越容易实现常温集输。
⑤含水率：含水率（本文中所定义的高含水期为油井产液综合含水率大于80%）越大，产液流动性越好，越有利于实施常温集输。
⑥集输半径：集输半径越长，相较于集输半径短的管线沿程压力损失较大，油井产液中油相黏度大于水相粘度，在管道内流动时，油相会发生滑移，所以集输半径越长，管线后段产液中油相比例越大，产液黏度越大，不利于实施不加热集输。
⑦地温：集输管线埋地深度越深，管线附近土壤温度场越稳定，越有利于不加热集输的实施。
通过对实际生产中油井实施常温集输后部分油井回压过高的问题的分析，部分实施常温集输后部分油井回压迅速升高，对其发生过程可以进行如下解释。
实施常温集输后，产液起始温度为井口出油温度，以中原油田为例，井口出油温度在30~45℃之间，油品沿程输送到一定管段，产液温度降到原油凝点以下，分散在水相中的原油乳状液液滴发生絮凝，黏度大大增加，水相对油相切应力远小于管道内壁对油相的切应力，原油乳状液液滴在这一温度条件下，开始粘壁，从而，导致集油管道内径缩小，产生管线局部节流，即表观现象表现为井口回压升高。
3 结论
3.1通过试验方法创新，揭示了稳定含水率、乳状液凝点、粘壁温度等复杂多因素对高含水原油流动特性的影响规律，首次建立了中原油田常温集输技术界限模型。
3.2常温集输技术是支撑老油田高含水期地面系统整体重构的关键，能够有效保障油田地面系统低耗高效、绿色低碳运行，对中石化各油田正在实施的地面系统提质降本增效示范区建设工程具有科学指导作用，推广应用前景广阔。
参考文献
[1] 郑泽旭 . 油井常温集输技术原理与研究 [J]. 江汉石油职工大学学报 ,2015,28(5):56-58
[2] 樊俊生 , 梁玉波 , 蒲琳等 . 双河油田原油不加热集输工艺技术研究 [J]. 石油地质与工程 ,2009,23(5):119-121