石油開采行業(yè)油井常溫輸送應(yīng)用研究

1、摘 要本項(xiàng)目根據(jù)某單井原油冷輸工作的實(shí)際需要，對(duì)該區(qū)塊原油的活性物質(zhì)含量、凝固點(diǎn)、轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率、粘溫關(guān)系曲線、熱處理效應(yīng)、表面活性劑，等影響原油冷輸?shù)膬?nèi)在與外在因素進(jìn)行了詳細(xì)的室內(nèi)試驗(yàn)分析、現(xiàn)場(chǎng)實(shí)地調(diào)查、軟件模擬計(jì)算工作，對(duì)各種因素對(duì)井口回壓的影響程度進(jìn)行了研究，建立了原油低溫流動(dòng)條件下回壓的預(yù)測(cè)方法，提出原油能否進(jìn)行冷輸與凝油的粘附特性有關(guān)，與原油蠟沉積速率關(guān)系不大，在此基礎(chǔ)上制定出某單井冬季冷輸井的選擇方案，以井口回壓的變化趨勢(shì)作為主要監(jiān)測(cè)手段，某區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)已順利開展單井原油冷輸工作。主題詞：原油 凝點(diǎn) 回壓 冷輸目錄1項(xiàng)目概況12某單井原油管輸現(xiàn)狀調(diào)查12.1 油井生產(chǎn)概況12.2 管線集

2、輸概況22.3 管線保溫條件22.4 存在問題23室內(nèi)研究部分23.1某區(qū)塊單井原油冷輸技術(shù)研究思路23.2 原油性質(zhì)分析33.3 原油熱處理效應(yīng)分析53.4 原油流變特性分析63.5 原油冷輸模版及應(yīng)用93.6 原油蠟沉積試驗(yàn)結(jié)果分析103.7 破乳劑轉(zhuǎn)相效果試驗(yàn)113.8 單井回壓與相關(guān)因素關(guān)系研究133.9 溫降關(guān)系曲線143.10. 項(xiàng)目研究認(rèn)識(shí)154. 某區(qū)塊單井冷輸方案及實(shí)施情況分析154.1 某區(qū)塊單井原油常溫輸送方案164.2 冷輸井選井步驟164.3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況分析165. 項(xiàng)目研究結(jié)論186. 原油溫降曲線197. 參考文獻(xiàn)24某區(qū)塊單井原油冷輸技術(shù)研究1項(xiàng)目概況某井區(qū)有

3、油井154口，日產(chǎn)液1900余噸，綜合含水25%，油井、管線結(jié)蠟傾向相對(duì)嚴(yán)重，水浴爐、盤管爐年用氣量約1967萬(wàn)方，實(shí)現(xiàn)油井冷輸，對(duì)油井生產(chǎn)及提高油田經(jīng)濟(jì)效益有著重要的意義。開展本項(xiàng)目研究目的在于通過現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查與室內(nèi)研究，從某區(qū)塊原油的凝固點(diǎn)、粘溫特性及流變性曲線的分析入手，掌握某單井原油在冷輸條件下的流動(dòng)性特點(diǎn)，確定該區(qū)塊含水原油安全冷輸?shù)臏囟认孪蕖⒒貕荷舷拗?，提出相?yīng)的冬季不加熱輸送方案，因地制宜的開展原油冬季冷輸工作。本項(xiàng)目研究需要達(dá)到的指標(biāo)：（1） 單井原油輸送最低溫度下限誤差小于5。（2） 單井冷輸距離工程應(yīng)用準(zhǔn)確性大于80%。根據(jù)項(xiàng)目研究需要，已經(jīng)完成了某區(qū)塊原油現(xiàn)場(chǎng)集輸狀況調(diào)查，單

4、井資料的收集整理工作，對(duì)原油基本性質(zhì)、粘溫特性、凝固點(diǎn)、低溫流變特性進(jìn)行了研究，對(duì)試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行相關(guān)研究分析，確定了原油在冷輸條件下所要求的回壓值。并對(duì)影響回壓的各種因素進(jìn)行了分析，提出了某區(qū)塊單井冷輸井的選井條件，制定了單井冷輸實(shí)施方案，通過單井現(xiàn)場(chǎng)冷輸試驗(yàn)對(duì)本項(xiàng)目技術(shù)研究的成果進(jìn)行了驗(yàn)證。2某區(qū)塊單井原油管輸現(xiàn)狀調(diào)查2.1 油井生產(chǎn)概況截至2009年12月底，某區(qū)塊有油井154口，日產(chǎn)液1900余噸，綜合含水25%，油井、管線結(jié)蠟傾向相對(duì)嚴(yán)重，水浴爐、盤管爐年用氣量約1967萬(wàn)方，極需要對(duì)于單井原油開展冷輸工作。2.2 管線集輸概況某單井距計(jì)量站直線距離從幾十米到數(shù)百米不等。季節(jié)間和日間氣溫

5、變化比較大。單井管線埋深在-1.8m的冰凍線以下。冬季-1.8m處地溫達(dá)到0以下，夏季-1.8m處地溫為20左右，油層溫度在45左右。2009年10月中旬，實(shí)測(cè)井口出油溫度在15度21.5度之間。單井采出液管輸狀態(tài)在夏季是等溫輸送，冬季是熱油管路輸送，不同季節(jié)條件下管線散熱狀態(tài)有很大不同。2.3 管線保溫條件為防止冬季管線結(jié)蠟與凍堵，某單井井口采用油井盤管爐、水浴爐、電加熱保溫三種方式，單井集輸油管線采用“黃夾克”保溫、井口采用保溫盒保溫，以上井口及管線的保溫方式是各作業(yè)區(qū)在冬季通常采取的保溫方式。2.4 存在問題根據(jù)統(tǒng)計(jì)，冬季采取單井點(diǎn)爐加熱保溫措施后，某單井輸油線（采用的是復(fù)合玻璃鋼管線）

6、出現(xiàn)15井次滲漏、內(nèi)襯脫落、斷頭等破損事故，嚴(yán)重影響油井的正常生產(chǎn)。目前分析認(rèn)為管材耐溫性不好，降低管線內(nèi)原油運(yùn)行溫度有利于保障管線的安全運(yùn)行。因此需通過相關(guān)冷輸技術(shù)應(yīng)用研究工作，在某油田開展油井冬季不加熱常溫輸送工作十分必要。3室內(nèi)研究部分3.1石南31油田單井原油冷輸技術(shù)研究思路通過對(duì)某原油的活性組分含量分析掌握油水乳化特性，進(jìn)而掌握含水原油的粘溫特性以及原油在低溫條件下的流動(dòng)特性，根據(jù)特定溫度下原油流變小所確定管線的等基本性質(zhì)及流變特性進(jìn)行研究，某油田各區(qū)塊原油含水率相差比較大，單井采出液中w/o以及o/w兩種乳狀液都普遍存在，而不同形態(tài)乳狀液在實(shí)施冷輸時(shí)影響因素不同，需要分別加以考慮。

7、對(duì)于w/o型乳狀液，需要研究其動(dòng)態(tài)凝固點(diǎn)，對(duì)于o/w型乳狀液一般都可進(jìn)行冷輸，但需確定乳狀液在低溫集輸條件下原油結(jié)蠟傾向。根據(jù)項(xiàng)目進(jìn)度安排，首先針對(duì)確定各區(qū)塊原油的動(dòng)態(tài)凝固點(diǎn)和某油田單井冷輸方案，根據(jù)某低含水油井冷輸現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)時(shí)統(tǒng)計(jì)的管線進(jìn)出口溫度、氣、液量、管線回壓，通過理論計(jì)算確定埋地管線的總傳系數(shù)等相關(guān)基礎(chǔ)參數(shù)，以進(jìn)一步指導(dǎo)單井原油的冬季冷輸工作。3.2 原油性質(zhì)分析原油中活性組分含量及其相互間比例決定了原油在低溫狀態(tài)下的流變性特點(diǎn)，是油水乳狀液在不同溫度下形成牛頓流體、非牛頓流體的主要原因，根據(jù)項(xiàng)目研究需要，對(duì)某原油的活性組分含量進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)分析。試驗(yàn)?zāi)康模捍_定某原油中活性組分含量，確定原

8、油冷輸項(xiàng)目的研究對(duì)象。試驗(yàn)方法：采用sy/t7550所規(guī)定的試驗(yàn)方法對(duì)各層位原油的活性組分進(jìn)行分析。試驗(yàn)樣品：某油井混合樣。實(shí)驗(yàn)成果：某原油中不同種類活性組分含量為含蠟4.32%，膠質(zhì)3.35%，瀝青質(zhì)5.69%。試驗(yàn)結(jié)果表明,某原油屬于含蠟含膠中質(zhì)原油。 表1 不同區(qū)塊原油活性組分測(cè)定結(jié)果項(xiàng) 目石南31混合樣原油中活性組分分析結(jié)果含蠟，%4.32膠質(zhì)，%3.35瀝青質(zhì)，%5.69由于原油中石蠟、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等組分屬于有機(jī)高分子，在不同溫度條件下溶解狀態(tài)存在很大的差異，導(dǎo)致原油內(nèi)部出現(xiàn)不同的結(jié)構(gòu)強(qiáng)度，當(dāng)原油溫度高于原油凝固點(diǎn)時(shí)呈現(xiàn)牛頓流體特征，即剪切應(yīng)力與剪切速率成正比，當(dāng)原油溫度低于原油凝固

9、點(diǎn)時(shí)呈現(xiàn)非牛頓流體特征（冪律流體）。原油粘溫曲線是原油在固定的剪切速率條件下，剪切應(yīng)力隨溫度的變化趨勢(shì)，通過半對(duì)數(shù)坐標(biāo)反映出原油在不同溫度下蠟晶析出的程度1。某原油粘溫特性曲線室內(nèi)試驗(yàn)如下：試驗(yàn)?zāi)康模捍_定某油田某混合原油的析蠟溫度，確定原油在不同溫度條件下流動(dòng)時(shí)的難易程度。試驗(yàn)方法：采用sy/t7549所規(guī)定的試驗(yàn)方法對(duì)某混合原油的粘溫特性進(jìn)行分析。試驗(yàn)樣品：某油井混合樣。實(shí)驗(yàn)成果：試驗(yàn)結(jié)果表明當(dāng)溫度低于20時(shí)，某凈化原油粘度明顯升高，表明原油內(nèi)在結(jié)構(gòu)強(qiáng)度隨溫度變化比較明顯，在10條件下粘度為237.5mpa.s，粘度相對(duì)較低。 表2 某混合原油粘溫曲線試驗(yàn)結(jié)果粘度， mpa.s溫度，石南31

10、混 合 樣 檢測(cè)結(jié)果308.432258.9022010.741541.4610237.50備注溫度與剪切應(yīng)力關(guān)系曲線和流變曲線見圖1-圖6。石南31混合原油粘溫特性試驗(yàn)結(jié)果見圖1。圖1石南31混合原油粘溫特性試驗(yàn)結(jié)果圖圖1試驗(yàn)結(jié)果表明，當(dāng)原油溫度低于15時(shí)原油粘度明顯上升，表明在低于15的試驗(yàn)條件下某混合原油析蠟相對(duì)比較嚴(yán)重。3.3 原油熱處理效應(yīng)分析原油的熱處理效應(yīng)本質(zhì)上是原油中的膠質(zhì)瀝青質(zhì)在高溫條件下充分溶解，參與石蠟共晶，降低了網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的強(qiáng)度，而使原油凝固點(diǎn)降低2。原油的熱處理效應(yīng)實(shí)際上是反映出原油內(nèi)部活性組分在混合結(jié)晶過程中對(duì)原油內(nèi)在結(jié)構(gòu)的破壞程度，對(duì)于具有熱處理效應(yīng)特點(diǎn)的原油，利用

11、原油經(jīng)過熱處理后所得到的原油凝固點(diǎn)數(shù)值可以作為單井原油冷輸條件下的出口溫度值，該值能夠表征出原油在流動(dòng)狀態(tài)下內(nèi)在結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的大小。某油田某原油凝固點(diǎn)與熱處理后原油凝固點(diǎn)的試驗(yàn)方法按照標(biāo)準(zhǔn)sy/t10541進(jìn)行，試驗(yàn)結(jié)果見表3。表3 各區(qū)塊原油熱處理效應(yīng)試驗(yàn)結(jié)果凝固點(diǎn)試驗(yàn)方法原油種類石南31混 合 樣 檢測(cè)結(jié)果國(guó)標(biāo)方法凝固點(diǎn)，+16含水原油(含水率50%)+16熱處理方法90熱處理后凝固點(diǎn)，+10含水原油(含水率50%)+10表3試驗(yàn)結(jié)果表明，某原油在不同含水率條件下，原油凝固點(diǎn)沒有發(fā)生明顯變化，原油內(nèi)在結(jié)構(gòu)強(qiáng)度并沒有隨原油中含水率變化而發(fā)生明顯的變化。某混合原油具有比較明顯的熱處理效應(yīng)，原油經(jīng)過

12、90加熱后凝固點(diǎn)降低了6,達(dá)到10，根據(jù)原油經(jīng)熱處理以后所獲得的原油結(jié)構(gòu)強(qiáng)度可以表征原油在流動(dòng)條件下殘余結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的研究成果，某原油動(dòng)態(tài)凝固點(diǎn)至少為10。3.4 原油流變特性分析原油是復(fù)雜的混合物，在不同的溫度條件下具有不同的流變特性，當(dāng)溫度高于凝固點(diǎn)時(shí)原油呈現(xiàn)牛頓流體特性，即剪切應(yīng)力與剪切速率存在固定比值，當(dāng)溫度低于原油凝固點(diǎn)時(shí)原油呈現(xiàn)非牛頓流體特征，屬于冪律流體3。a 牛頓(newton)型流變曲線為一條過原點(diǎn)的直線a,切力與切速成正比 (5)比例系數(shù)為流體的粘度。b 塑性(bingham，賓漢姆)型流變曲線為一條在臨近橫軸時(shí)逐漸向下彎曲的直線b，直線部分切力與切速呈線性關(guān)系 （8）式中為直

13、線延長(zhǎng)線與橫軸的交點(diǎn)，稱為屈服值，為直線斜率，稱為塑性粘度。塑性流體具有結(jié)構(gòu)，屈服值的大小反映了結(jié)構(gòu)的強(qiáng)弱。當(dāng)切力超過屈服值時(shí),結(jié)構(gòu)被拆散后才能開始流動(dòng)。c 假塑性流體流體粘度隨剪切速率增大而持續(xù)變小的流體。式中k為稠度系數(shù)，m為冪指數(shù)d 屈服假塑性流體 流體由靜止?fàn)顟B(tài)變?yōu)榱鲃?dòng)狀態(tài)時(shí)需要額外提供啟動(dòng)壓力，流體內(nèi)部具有初始結(jié)構(gòu)，并且粘度隨剪切速率增大而持續(xù)變小。 式中為屈服值，k為稠度系數(shù)，m為冪指數(shù)某原油流變性試驗(yàn)依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)sy/t7549進(jìn)行，試驗(yàn)儀器采用haake公司rv20流變儀完成。試驗(yàn)樣品為某混合油樣。凝固點(diǎn)溫度附近某原油流變特性曲線如圖2。圖2石南31井區(qū)原油流變曲線測(cè)試結(jié)果從圖2可

14、以看出，某原油在低溫條件下存在明顯的觸變環(huán)，屬于假塑性流體，顯然繼續(xù)降低溫度原油會(huì)表現(xiàn)出屈服假塑性流體特征即原油剛啟動(dòng)時(shí)具有固體的彈性特征。某原油流變方程見表4表4 某原油在凝固點(diǎn)以下的流變方程擬合結(jié)果統(tǒng)計(jì)石南31混 合 樣 檢測(cè)結(jié)果102030流體類型herschel-bulkleybink1hamnewton公式類型=0+eta*dn=0+eta*d=eta*d相關(guān)系數(shù)0.960.991表4統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明某采出液在20時(shí)呈現(xiàn)binkham流體特征，當(dāng)原油溫度降低到10時(shí)，采出液呈現(xiàn)出herschel-bulkley流體特征，具有明顯的剪切稀釋性。平衡流變曲線反映出原油在不同剪切速率下內(nèi)部殘余

15、結(jié)構(gòu)強(qiáng)度，根據(jù)相關(guān)的文獻(xiàn)采用應(yīng)力松弛法測(cè)定的某原油屈服應(yīng)力結(jié)果見圖3。 圖3 采用應(yīng)力松弛法測(cè)定的某原油屈服應(yīng)力結(jié)果圖試驗(yàn)結(jié)果表明某油田某原油在2的條件下動(dòng)屈服值5.35p，原油在不同溫度條件下動(dòng)屈服應(yīng)力的測(cè)量結(jié)果見表5。表5 某油田某原油在不同溫度條件下動(dòng)屈服應(yīng)力測(cè)量結(jié)果試驗(yàn)溫度石南31混 合 樣 檢測(cè)結(jié)果101.9853.2525.35表5試驗(yàn)結(jié)果表明，某油田某原油在210的試驗(yàn)條件下通過應(yīng)力松弛法測(cè)的動(dòng)屈服值都在1.98pa5.35pa左右。根據(jù)管壁上壓力與粘滯阻力平衡條件 得到管壁上切力的表示式 根據(jù)單井管線長(zhǎng)度，壓力差、氣液比計(jì)算得到各種條件下所需要剪切應(yīng)力的理論計(jì)算值，計(jì)算結(jié)果見表

16、6。表6在輸送溫度為地溫為2條件下管線極限壓力差的理論計(jì)算結(jié)果管線出口溫度管線在不同輸送距離條件下對(duì)應(yīng)的理論壓力差（mpa）200m400m600m800m1000m1200m20.0960.1920.2880.3840.485.7650.0540.1090.1630.2180.2723.264100.0320.0640.0960.1280.161.92表6理論計(jì)算結(jié)果表明，對(duì)于石南31脫氣原油，管線出口溫度不同對(duì)應(yīng)的由原油動(dòng)屈服值換算來(lái)的壓力差不同，當(dāng)原油集輸距離超過1200米，且出口溫度為2時(shí)管線壓力增高量可達(dá)到5.76mpa。含氣原油屈服值與原油含氣量成正比，則脫氣原油所需要的壓力差值除

17、以氣液比即為含氣原油在實(shí)施冷輸以后回壓理論升高值，設(shè)含氣原油的氣液比為100則在相同條件下管線理論壓力升高值為0.0576mpa。不同集輸距離的單井他脫氣原油當(dāng)井口與計(jì)量站壓力差能夠滿足壓力差值時(shí)，單井原油可以實(shí)現(xiàn)冷輸。3.5 原油冷輸模版及應(yīng)用根據(jù)原油動(dòng)屈服值確定的原油輸送距離以及不同管線出口溫度條件下所需要的回壓差值見圖4。圖4 原油輸送距離及不同管線出口溫度與回壓差之間關(guān)系圖4結(jié)果表明對(duì)于井口壓力0.7mpa，集輸距離1000m的油井脫氣原油，只要開展冷輸時(shí)井口回壓分別達(dá)到1.18mpa、0.972mpa、0.86mpa時(shí)可以實(shí)現(xiàn)井口溫度在2、5、10條件下的安全集輸。3.6 原油蠟沉積

18、試驗(yàn)結(jié)果分析根據(jù)前人研究4，原油重蠟沉積行為通過分子擴(kuò)散、剪切彌散和沖刷等過程進(jìn)行，并建立了各種相應(yīng)得動(dòng)力學(xué)模型：w=w擴(kuò)散+w剪切+w沖刷式中 w擴(kuò)散=w剪切=w沖刷=式中：d為擴(kuò)散系數(shù)、k速度常數(shù)、cw蠟晶濃度、為切速、s(r)蠟晶吸附常數(shù)。前人對(duì)各種機(jī)理的作用認(rèn)識(shí)不一致，可能與研究者根據(jù)需要采用了不同條件有關(guān)。某油田某原油冬季不加熱輸送主要是在低溫下進(jìn)行，溫度差相對(duì)比較小，因此剪切與沖刷可能是主要的影響因素。在室內(nèi)建立原油蠟沉積模擬試驗(yàn)裝置對(duì)某油田某原油在單井集輸管線中的結(jié)蠟情況進(jìn)行檢測(cè)，該區(qū)塊原油進(jìn)行了蠟沉積模擬試驗(yàn)，原油在不同溫度差條件下的結(jié)蠟速率比較試驗(yàn)結(jié)果見表7、圖5。表7不各區(qū)

19、塊原油在不同溫度差條件下的結(jié)蠟速率比較試驗(yàn)分析項(xiàng)目石南31混 合 樣 檢測(cè)結(jié)果管線內(nèi)外壁溫度差200.459020.5320表7試驗(yàn)結(jié)果表明某油田某原油在外壁溫度為2，內(nèi)壁原油溫度分別為20、2的實(shí)驗(yàn)條件下,石南31原油的結(jié)蠟量最少為0.532g/hur。圖5 原油不同溫度差條件下結(jié)蠟量變化率計(jì)算趨勢(shì)：圖5 原油不同溫度差條件下結(jié)蠟量變化率計(jì)算趨勢(shì)圖5結(jié)果表明某油田某原油在外壁溫度為2，內(nèi)壁原油溫度分別為20、2的實(shí)驗(yàn)條件下原油結(jié)蠟量在降低50%與提高20%之間變化，某混合樣在模擬低溫輸送狀態(tài)下原油的結(jié)蠟量有升高跡象，其它區(qū)塊原油在低溫條件下結(jié)蠟速率都有不同程度的降低，由于原油結(jié)蠟現(xiàn)場(chǎng)由幾個(gè)過

20、程所決定，當(dāng)蠟沉積量大于因流動(dòng)剪切而攜帶走的蠟量時(shí)，宏觀上會(huì)表現(xiàn)出原油結(jié)蠟程度上升的情況，具體原因有待進(jìn)一步研究。3.7 破乳劑轉(zhuǎn)相效果試驗(yàn)3.8.1 原油轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率測(cè)定隨著油田開發(fā)，含水原油粘度將隨著原油含水率升高而升高，當(dāng)原油含水率達(dá)到轉(zhuǎn)相點(diǎn)時(shí)，將形成o/w型乳狀液，靠近管壁處形成相對(duì)穩(wěn)定的水膜，能夠明顯降低油井管線的集輸摩阻，有利于單井開展冷輸，油水轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率對(duì)單井油水兩相混輸具有比較重要意義。油水轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率的測(cè)定目前沒有統(tǒng)一的技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，我們根據(jù)油田現(xiàn)場(chǎng)含水原油乳化的條件，在室內(nèi)進(jìn)行相關(guān)的油水乳化模擬試驗(yàn)，根據(jù)乳狀液在不同含水條件下的穩(wěn)定程度判斷原油乳狀液的轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率。含水原油經(jīng)

21、過乳化后靜置30秒，脫出水量結(jié)果見表3，含水原油脫水時(shí)所對(duì)應(yīng)的原油含水率，即油水轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率。根據(jù)某油田混合原油現(xiàn)場(chǎng)輸送平均溫度，確定在25、30條件下測(cè)定油水轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率，轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率試驗(yàn)結(jié)果見表8。表8不同區(qū)塊原油油水轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率試驗(yàn)結(jié)果檢測(cè)類型原油脫出水體積（ml）試驗(yàn)溫度，乳化原油含水，%石南31混合樣25500.0600.0700.530500.0600.07043.0備注：試驗(yàn)數(shù)據(jù)為100ml乳狀液中的出水量，單位ml表8試驗(yàn)結(jié)果表明，某原油乳狀液含水率達(dá)到70%時(shí)乳狀液類型出現(xiàn)轉(zhuǎn)相，表明該區(qū)塊油水乳化能力相對(duì)比較強(qiáng)，在今后一定的采油時(shí)期內(nèi)都要考慮以w/o型乳狀液為主的單井原油冷輸

22、問題。3.8.2 原油轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率測(cè)定根據(jù)原油動(dòng)態(tài)結(jié)蠟量試驗(yàn)結(jié)果，部分區(qū)塊原油在冬季冷輸條件下的需要加以適當(dāng)考慮防蠟措施，由于原油破乳劑是油田常用的化學(xué)藥劑，主要由聚醚類非離子表面活性劑組成，具有較強(qiáng)的潤(rùn)濕翻轉(zhuǎn)性，在原油適當(dāng)?shù)暮蕳l件下能夠?qū)/o型乳狀液翻轉(zhuǎn)成o/w型乳狀液，形成水外相，降低原油在管壁上的吸附進(jìn)而達(dá)到防蠟降粘效果，某油田某原油對(duì)路破乳劑（室內(nèi)使用濃度200mg/l，現(xiàn)場(chǎng)濃度為室內(nèi)濃度的20%-30%）不同含水率原油在20條件下的油水轉(zhuǎn)相效果試驗(yàn)結(jié)果見表9。表9不同含水率原油加入原油破乳劑后粘度突變溫度點(diǎn)統(tǒng)計(jì)結(jié)果原油含水率（%）粘 度 拐 點(diǎn) 檢測(cè)結(jié)果石南31混合樣2%油外相

23、5%油外相10%油外相15%油外相20%油外相25%油外相30%水外相備注：試驗(yàn)數(shù)據(jù)為含水原油乳狀液類型從w/o變成o/w時(shí)的試驗(yàn)現(xiàn)象表9試驗(yàn)結(jié)果表明，某油田某原油在含水率大于25%條件下原油破乳劑能夠使乳狀液類型發(fā)生翻轉(zhuǎn)，從w/o型局部轉(zhuǎn)變成為o/w型，低含水原油在冷輸過程中靠近管壁初也能夠形成水膜或水環(huán)，起到防蠟降粘減阻作用，通過在井口投加原油破乳劑能夠保障單井原油在冬季不加熱條件下的常溫輸送。3.8 單井回壓與相關(guān)因素關(guān)系研究單井采出液的各種因素對(duì)單井回壓大小都有影響，根據(jù)前期研究成果，各種因素條件變化對(duì)井口回壓的影響程度結(jié)果見表10。表10各種因素條件變化對(duì)井口回壓的影響程度計(jì)算表影響

24、因素變化程度單井回壓變化絕對(duì)數(shù)值（mpa)單井回壓變化率采出液粘度增加10%（從330 mpa.s到360mpa.s）0.00050.08%采出液密度增加10% (從0.88到0.96)0.00110.19%產(chǎn)液量每10%（1噸）0.0030.48%油氣比增加10%（約6m3/t）0.000670.117%管徑增加22.6%（放大到65mm）-0.0142.4%管徑縮小24.5%（縮小到40mm）0.1831.1%管長(zhǎng)增加42.3%（增加100m）0.0282.0%高差增加57%（增加2m）0.0181.85%井口溫度在凝點(diǎn)以上每降低30.00010.017%終點(diǎn)壓力增加3.8%(增加0.02

25、mpa)0.01963.4%表10計(jì)算結(jié)果表明，集輸管線的輸送量、油氣比、管長(zhǎng)、管徑、高差、終點(diǎn)壓力對(duì)單井回壓值影響程度比較大，當(dāng)油田投產(chǎn)后，除管徑、產(chǎn)量、油氣比以外，其他因素的影響基本固定，若原油回壓出現(xiàn)突然升高現(xiàn)象時(shí)，應(yīng)該首先查產(chǎn)量、油氣比的數(shù)值變化情況，如果與前期一致，則可斷定是由于低溫導(dǎo)致在特定條件下剪切應(yīng)力不足以破壞原油蠟晶結(jié)構(gòu)，宏觀上導(dǎo)致集輸管匯管徑變細(xì)，即出現(xiàn)堵管征兆，此時(shí)的原油出口溫度即為常輸溫度的下限值。在其他因素不變的條件下，管徑與回壓之間的變化趨勢(shì)見圖6。圖6 集輸管線的管徑變化與井口回壓變化關(guān)系曲線圖圖6結(jié)果表明集輸管線的管徑變化與井口回壓變化呈非線性相關(guān)，當(dāng)有效管徑小

26、于40mm時(shí)，井口回壓計(jì)算值升高比較快，當(dāng)管徑大于40mm，井口回壓值變化不明顯，存在明顯的拐點(diǎn)。不同油井產(chǎn)液量條件下井口回壓變化趨勢(shì)一致，對(duì)應(yīng)關(guān)系明顯，可以利用井口回壓變化趨勢(shì)預(yù)測(cè)常溫輸送管線內(nèi)部等效結(jié)蠟厚度的變化。3.9 溫降關(guān)系曲線根據(jù)原油動(dòng)態(tài)凝固點(diǎn)取值以及原油溫度降關(guān)系曲線通過pk軟件計(jì)算的某10%含水率原油溫降曲線見附圖8。由于某原油集輸管道材質(zhì)為非金屬，總傳熱系數(shù)需要根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際數(shù)據(jù)計(jì)算核定，目前取值為（1.5w/m2k）。3.10. 項(xiàng)目研究認(rèn)識(shí)通過以上室內(nèi)試驗(yàn)研究分析，取得以下認(rèn)識(shí)： 某油田某有油井154口，日產(chǎn)液1900余噸，綜合含水25%，油井、管線結(jié)蠟傾向相對(duì)嚴(yán)重，水浴爐

27、、盤管爐年用氣量約1967萬(wàn)方，單井管線最長(zhǎng)達(dá)到1000米左右。冬季點(diǎn)爐前井口溫度在1521.5之間。不同季節(jié)地溫相差10左右，冬季單井原油加熱集輸易出現(xiàn)管堵、管損事故。 某油田某原油屬含蠟含膠中間基偏石蠟基原油，析蠟點(diǎn)在20左右，凝固點(diǎn)在1520，原油粘度隨溫度變化比較明顯，原油溫度低于20時(shí)呈現(xiàn)明顯的假塑性流體的流變特征。 某油田某原油具有熱處理效應(yīng)，經(jīng)過熱處理后的原油結(jié)構(gòu)強(qiáng)度能夠表征原油在流動(dòng)狀態(tài)下的殘余結(jié)構(gòu)強(qiáng)度，初步確定某原油的動(dòng)態(tài)凝點(diǎn)為10。 某油田某單井原油實(shí)現(xiàn)冷輸對(duì)原油結(jié)蠟速率影響不大。 某油田某當(dāng)原油含水大于70%以后原油乳狀液類型從w/o型轉(zhuǎn)變成o/w型可以實(shí)現(xiàn)單井原油冬季冷

28、輸。原油破乳劑能夠在原油低含水率條件下將乳狀液形態(tài)從w/o型轉(zhuǎn)變成o/w型，明顯降低各區(qū)塊單井含水原油集輸時(shí)的摩阻，這為確保遠(yuǎn)端回壓比較高的單井原油順利冬季冷輸提供了額外的技術(shù)保障手段。 可以利用井口回壓變化趨勢(shì)預(yù)測(cè)單井冷輸可行性以及冷輸管線內(nèi)部等效結(jié)蠟厚度的變化情況，在單井開展一段時(shí)間的冷輸工作以后，在其他生產(chǎn)條件不變時(shí)，當(dāng)井口回壓累計(jì)上升0.2mpa時(shí)可考慮采取相應(yīng)加熱輸送或清蠟措施。4. 某油田某單井冷輸方案及實(shí)施情況分析根據(jù)該項(xiàng)目研究結(jié)果，實(shí)現(xiàn)含水原油安全冷輸，核心問題在于保證管線壓力差能夠克服原油流動(dòng)時(shí)的動(dòng)屈服阻力，壓力差所能夠達(dá)到的幅度是使單井原油能否開展冷輸?shù)募夹g(shù)關(guān)鍵。4.1 某

29、油田某單井原油常溫輸送方案 原油含水率高于轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率的油井可在冬季實(shí)現(xiàn)冷輸。 根據(jù)溫度降模版確定原油管線的出口溫度，進(jìn)而確定理論壓差提高值，對(duì)于壓差小于1.5mpa的單井可以開展常溫輸送。 通過監(jiān)測(cè)集油管線回壓值的變化特征，作為采出液安全冷輸?shù)募夹g(shù)保障，當(dāng)其他條件不變時(shí)，如果單井回壓升高超過0.2mpa,需要及時(shí)提高采出液輸送溫度，必要時(shí)應(yīng)采取管線疏通措施。 油井停輸后，必須在8小時(shí)內(nèi)及時(shí)掃線，防止管道中的原油凝點(diǎn)隨時(shí)間延長(zhǎng)升高而造成凝管。 先小批量、典型代表井試驗(yàn)觀察正常后，再小批量推廣試驗(yàn)，最后全面推廣試驗(yàn)。 4.2 冷輸井選井步驟 根據(jù)含水原油輸送距離與溫降的關(guān)系曲線（圖7-圖10）計(jì)

30、算單井管線的出口溫度。 根據(jù)表6提供的數(shù)據(jù)以及氣液比確定單井回壓的理論提高量。 將冷輸前井口回壓加上冷輸后回壓的提高量，當(dāng)其低于1.5mpa時(shí)，表明該單井原油滿足在冬季開展冷輸?shù)募夹g(shù)條件，含水原油能夠?qū)嵤┌踩漭敹荒埽嚓P(guān)計(jì)算表明對(duì)于夏季集輸時(shí)井口回壓為0.7 mpa，集輸距離1000m的油井脫氣原油，只要開展油井開展冷輸時(shí)井口回壓分別達(dá)到1.18mpa、0.972mpa、0.86mpa時(shí)可以實(shí)現(xiàn)井口溫度在2、5、10條件下的安全集輸。 已經(jīng)開展冷輸?shù)膯尉?dāng)其他條件不變時(shí)如果單井回壓升高超過0.2mpa，應(yīng)采取管線疏通措施。4.3現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況分析某油田從2006年10月起進(jìn)入冬季生產(chǎn)運(yùn)行

31、階段，根據(jù)項(xiàng)目階段研究成果進(jìn)行了選井工作，并開展了單井冷輸現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)工作，截止2009年12月，實(shí)施冷輸共計(jì)了109口，并記錄了其中95口油井井口加熱前后的井口回壓、溫度變化，對(duì)26口井經(jīng)過了整個(gè)冬季的考驗(yàn)，冷輸井在各種地溫條件下均正常生產(chǎn)。統(tǒng)計(jì)結(jié)果摘要見表13。表13 某油田單井原油冬季常溫集輸試驗(yàn)結(jié)果（部分?jǐn)?shù)據(jù)）井號(hào)07年11月27日09年2月16日井口油溫進(jìn)站油溫回壓mpa井口油溫進(jìn)站油溫回壓mpasn810112.910.30.727.86.30.7sn804012.38.50.839.611.20.85sn806112.75.30.687.310.60.72sn800210.58.30

32、.658.15.90.66snhw82512.111.70.256.610.60.65sn81008.05.90.669.86.30.68sn80388.814.11.078.912.10.8sn805910.38.90.817.55.80.8sn806013.46.10.8sn808013.76.00.778.813.10.78sn809912.16.30.86.97.80.82石南31-6.98.90.7sn804410.96.30.8510.86.90.8sn800510.76.80.79.88.40.75sn810513.38.40.7712.18.50.8sn814a14.79.10

33、.7511.39.20.85sn800811.35.00.758.36.20.72sn806515.112.70.697.313.80.77sn800719.76.30.7511.28.30.75sn8006-1.84.30.810.88.40.72sn800317.3411.30.7211.09.80.72sn80178.37.90.8610.911.40.76sn80185.110.40.827.211.20.85sn8015-0.48.30.775.35.70.85sn801313.713.30.978.211.51.03sn80018.98.40.6810.27.10.63從表13可以看出原油伴生氣在油嘴后端低壓膨脹吸熱，造成井口溫度低于0的現(xiàn)象，當(dāng)管線埋深處的溫度為10時(shí)，管線中原油在集輸過程中實(shí)際存在吸熱過程。管線回壓能夠滿足小于1.5mpa的條件就能夠?qū)崿F(xiàn)單井原油冷輸?，F(xiàn)場(chǎng)主要通過監(jiān)測(cè)井口回壓的上升幅度確定能否實(shí)現(xiàn)單井原油冷輸。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)統(tǒng)計(jì)的單井溫度降數(shù)據(jù)，結(jié)合管道三相流計(jì)算公式（杜克勒1）逆向計(jì)算的單井管線埋深處的傳熱系數(shù)值見表14。表14 某單井原油管線埋地溫度計(jì)算結(jié)果井 號(hào)井口油溫進(jìn)站油溫回壓mpa產(chǎn)液量（m3/d）含水率（%）管線長(zhǎng)度（