大慶油田工程建設(shè)公司

特高含水原油凝滯點(diǎn)及其變化規(guī)律研究

宋承毅大慶油田工程建設(shè)公司

與凝固點(diǎn)相比，凝滯點(diǎn)更能正確地反映特高含水原油體系的流動(dòng)特征，而且具有工程實(shí)際意義。生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)的測(cè)試數(shù)據(jù)表明，在存在擾動(dòng)的情況下，如介質(zhì)流經(jīng)水平敷設(shè)的管道兩端的立管處時(shí)，或處于氣液多相管流狀態(tài)時(shí)，特高含水原油中油相的含水率有可能達(dá)到轉(zhuǎn)相點(diǎn)的數(shù)值，因此，將轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率作為試樣的油相初始含水率。大慶喇薩杏油田特高含水原油的凝滯點(diǎn)比純?cè)偷哪厅c(diǎn)低，其降幅隨著含水率的升高而增大，當(dāng)含水率為90%時(shí)，其凝滯點(diǎn)比純?cè)偷哪厅c(diǎn)低3℃；當(dāng)含水率為95%時(shí)，比純?cè)偷哪厅c(diǎn)低4.5～5.5℃。凝滯點(diǎn)僅僅反映特高含水原油體系在測(cè)試狀態(tài)下呈現(xiàn)出整體滯留的形態(tài)，并不表征其整體凝固。

特高含水原油；凝固點(diǎn)；凝滯點(diǎn)；測(cè)試；含水率

1 體系的凝固特點(diǎn)

對(duì)于凝固點(diǎn)接近室溫的高凝原油，以水相為主體的特高含水原油在一定溫度下，盡管油相已經(jīng)發(fā)生了凝固，而水相卻具有良好的整體流動(dòng)性，只是在測(cè)試條件下，在上部已凝固的油相封堵了試管的端口，阻止了水相向外流動(dòng)而已。如果在試管的底部設(shè)置孔口，那么水相就會(huì)整體從孔口流出去，而只把油相留在試管中。從這一點(diǎn)上看，轉(zhuǎn)相前的中低含水原油與轉(zhuǎn)相后的特高含水原油有著很大的區(qū)別。轉(zhuǎn)相前的中低含水原油，在一定溫度下，當(dāng)油相發(fā)生凝固而水相并未凝固時(shí)，水相以分散小水滴的形式被束縛在凝油之中，不具有整體流動(dòng)性，無(wú)論從試管的端口和底部都不能夠流出試管，表現(xiàn)為整體凝固。所以，特高含水原油的整體流動(dòng)性已經(jīng)不適用凝固點(diǎn)來(lái)表征。故不宜用嚴(yán)格的國(guó)標(biāo)法測(cè)定的原油凝固點(diǎn)來(lái)處理此類(lèi)原油管道的停輸再啟動(dòng)問(wèn)題。

2 凝滯點(diǎn)定義的建立

關(guān)于原油凝固點(diǎn)，其概念為原油失去流動(dòng)性的最高溫度，它是評(píng)價(jià)原油流動(dòng)性能的一個(gè)條件性指標(biāo)，這個(gè)參數(shù)的測(cè)量過(guò)程有國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)可循，其中，被測(cè)原油必須為均一介質(zhì)。不含水的凈化原油是均一介質(zhì)，含水的油包水型原油乳狀液也是一種特殊情形的均一介質(zhì)。在這樣的介質(zhì)條件下，針對(duì)凝固點(diǎn)高于水的冰點(diǎn)的原油或油包水型原油乳狀液測(cè)出的凝固點(diǎn)，對(duì)不同類(lèi)型的原油具有同等可比性，并可用于生產(chǎn)實(shí)際。當(dāng)原油的凝固點(diǎn)低于水的冰點(diǎn)時(shí)，因水相以冰粒的形態(tài)分散于油連續(xù)相之中，這樣的測(cè)試方法對(duì)油包水型原油乳狀液就不能適用。

當(dāng)含水原油為油水兩相體系時(shí)，它就不再是均一介質(zhì)，而是由油包水型乳狀液和游離水構(gòu)成的油水兩相體系。當(dāng)按照原油凝固點(diǎn)的標(biāo)準(zhǔn)測(cè)試方法進(jìn)行測(cè)試時(shí)，如圖1（b）所示，所得到的凝固點(diǎn)數(shù)值，不能真實(shí)地反映該體系的流動(dòng)特性，因未凝固的游離水占據(jù)了試管的一部分體積，如圖1（a）所示，引起由油相所占據(jù)的液面的變形作用力發(fā)生變化。引起液面變形的作用力是試管中液體在重力作用下產(chǎn)生的剪切力，由于水的密度大于油包水型乳狀液的密度，而且水的流動(dòng)性好于油包水型乳狀液，當(dāng)試管傾斜時(shí)，在試管液面下部的游離水對(duì)試管液面處的油包水型乳狀液所產(chǎn)生的剪切應(yīng)力要大于油包水型乳狀液本身，從而使測(cè)得的油水兩相體系的凝固點(diǎn)的數(shù)值小于凈化原油或油包水型乳狀液。再者，在油包水型乳狀液相凝固了的狀態(tài)下，游離水相仍處于可整體自由流動(dòng)的狀態(tài)，采用凝固點(diǎn)一詞來(lái)表征這樣的油水兩相體系的流動(dòng)特性明顯不符合工程實(shí)際。

為此，本文采用凝滯點(diǎn)作為測(cè)定特高含水原油流動(dòng)性的一個(gè)指標(biāo)，其定義為：在一定條件下，對(duì)于出現(xiàn)游離水的高含水原油體系，由其油包水型乳狀液相發(fā)生凝固、游離水相未凝固而使整個(gè)油水兩相體系停止流動(dòng)的最高溫度?；谶@一定義，在凝滯點(diǎn)的溫度下，油水兩相體系只是條件性地失去了流動(dòng)性而不是發(fā)生整體凝固。由此可見(jiàn)，特高含水原油的凝滯點(diǎn)一般將低于原油的凝固點(diǎn)。與凝固點(diǎn)相比，凝滯點(diǎn)更能正確地反映特高含水原油體系的流動(dòng)特征，而且具有工程實(shí)際意義。

圖1 凝滯點(diǎn)與凝固點(diǎn)測(cè)試狀態(tài)比較

3 凝滯點(diǎn)的工程意義

凝滯點(diǎn)概念的建立，有助于加深對(duì)含有游離水的油水兩相體系流動(dòng)特性的理解。原油凝固點(diǎn)和油水兩相體系凝滯點(diǎn)都是用來(lái)表征介質(zhì)輸送管道停輸以后再次啟動(dòng)的易難程度的參數(shù)，但是，對(duì)于同一物性的油相介質(zhì)，當(dāng)凝固點(diǎn)與凝滯點(diǎn)相等時(shí)，并不等于與之對(duì)應(yīng)的兩類(lèi)介質(zhì)輸送管道停輸后再啟動(dòng)的易難程度一樣，明顯地，由于存在游離水相，以凝滯點(diǎn)表征的介質(zhì)輸送管道的停輸再啟動(dòng)更容易。

一方面，以凝滯點(diǎn)表征的特高含水原油中的水相占有絕對(duì)多的份額，有利于管道停輸再啟動(dòng)。大慶油田含水原油的轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率一般為70%，含水率為80%時(shí)，其油相的最大含水率為70%，油相在油水兩相體系中占據(jù)的質(zhì)量百分比為66.7%，而游離水占據(jù)的質(zhì)量百分比為33.3%。雖然，當(dāng)含水率由70%上升到80%時(shí)，含水原油的含水率僅增加了10個(gè)百分點(diǎn)，但其中游離水所占有的份額卻從0猛增到33.3%，使其流動(dòng)性能得到大幅度改善；而當(dāng)含水率為90%時(shí)，其油相的最大含水率仍為70%，油相在油水兩相體系中占據(jù)的重量百分比則為33.3%，游離水占據(jù)的重量百分比為66.7%，顯然，其流動(dòng)性能比含水率為80%的油水兩相體系更好。特高含水原油體系中大量游離水的存在，使得即使在原油凝固點(diǎn)的溫度下，管道也很容易實(shí)現(xiàn)再啟動(dòng)，而若以整體凝固的概念去預(yù)測(cè)管道的停輸再啟動(dòng)壓降，就將導(dǎo)致嚴(yán)重偏離生產(chǎn)實(shí)際的結(jié)果。

另一方面，以凝滯點(diǎn)表征的特高含水原油體系中的油相含水率普遍低于轉(zhuǎn)相點(diǎn)，由此引起的油相體積減小、黏度降低，有利于管道停輸再啟動(dòng)。由于特高含水原油的整體含水率已經(jīng)超過(guò)油水乳狀液轉(zhuǎn)相點(diǎn)，所以，只有在充分紊流混合的管輸流動(dòng)狀態(tài)下，其油相的含水率才有可能等于轉(zhuǎn)相點(diǎn)的含水率，而當(dāng)油水兩相呈現(xiàn)油水分層管輸流動(dòng)型態(tài)時(shí)，其油相的含水率將低于轉(zhuǎn)相點(diǎn)。因在轉(zhuǎn)相點(diǎn)處含水原油的黏度達(dá)到了峰值，當(dāng)含水率低于其轉(zhuǎn)相點(diǎn)時(shí)，含水原油的黏度將下降。對(duì)于平原地區(qū)油田水平敷設(shè)的含水原油輸送管道，在油水分層流動(dòng)型態(tài)下，其截面上將出現(xiàn)一個(gè)油水界面，油相中的水滴會(huì)在重力作用下通過(guò)油水界面逐漸沉降到水相之中，從而使油相中的水不斷脫出，含水率不斷降低，同時(shí)伴隨其體積的減小。在實(shí)際工程中，油相的含水率和體積不會(huì)這樣一直降下去，管道沿線(xiàn)起伏地形段和立管段的存在，會(huì)產(chǎn)生油水混合流型，使脫出來(lái)的游離水再重新進(jìn)入到油相之中。所以，在一條實(shí)際工程中的含水原油輸送管道，從管道起點(diǎn)到終點(diǎn)的各個(gè)截面上，將普遍存在油相含水率不一致的狀況，但是，處于水平管段的油相含水率和體積一定比處于轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率的油相的體積和黏度低得多，這將使管道停輸后，滯留在管道中的油相體積更小、粘度更低，有利于降低啟動(dòng)壓降。

4 凝滯點(diǎn)測(cè)試方法的建立

為了具有通用性和可比性，凝滯點(diǎn)測(cè)試與凝固點(diǎn)測(cè)試所使用的儀器和操作步驟基本一致，考慮到特高含水原油的特點(diǎn)，需對(duì)試樣的配制采取特殊的步驟。

生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)的測(cè)試數(shù)據(jù)表明，在存在擾動(dòng)的情況下，如介質(zhì)流經(jīng)水平敷設(shè)的管道兩端的立管處時(shí)，或處于氣液多相管流狀態(tài)時(shí)，特高含水原油中油相的含水率有可能達(dá)到轉(zhuǎn)相點(diǎn)的數(shù)值，因此，將轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率作為試樣的油相初始含水率。

特高含水原油進(jìn)行凝滯點(diǎn)測(cè)試與純?cè)突蛴桶腿闋钜耗厅c(diǎn)測(cè)試的最大不同是：后者不需要對(duì)從現(xiàn)場(chǎng)取回來(lái)的油樣進(jìn)行重新配制即可直接進(jìn)行測(cè)試，而當(dāng)在生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)的取樣點(diǎn)將試樣排放至取樣桶時(shí)，特高含水原油試樣就已經(jīng)發(fā)生了油水分離，改變了其在管道中的原始狀態(tài)。所以，在凝滯點(diǎn)測(cè)試過(guò)程中，需要使試樣恢復(fù)到其原始狀態(tài)。為此，建立了如下的試樣配制操作步驟：①在取樣桶中提取上部的油相試樣，化驗(yàn)其含水率；②根據(jù)油相含水率，向油相試樣中加水，使其綜合含水率達(dá)到50%；③將含水率達(dá)到50%的中間油相試樣放入膠體磨，進(jìn)行充分乳化；④按需要測(cè)試特高含水原油體系含水率，確定裝入試管的游離水重量和油相試樣重量；⑤先將從取樣桶下部取出的水相試樣裝入試管，再將油相試樣裝入試管；⑥將裝好特高含水原油試樣的試管置入恒溫水浴中，按原油凝固點(diǎn)的測(cè)試步驟對(duì)試樣進(jìn)行凝滯點(diǎn)測(cè)試；⑦每改變一次測(cè)試溫度，更換一個(gè)試樣。

在上述步驟②中，之所以將油相試樣的含水率設(shè)定為50%，主要基于大慶喇薩杏油田含水原油的轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率普遍在60%～70%之間，若將油相試樣的含水率設(shè)在此范圍，有可能使由膠體磨配出的中間試樣出現(xiàn)游離水，難以從中提取用于裝入試管的等含水率試樣。而將油相試樣的含水率設(shè)定為50%時(shí)，由膠體磨配出的中間試樣就不會(huì)出現(xiàn)游離水，可方便地從中提取裝入試管的等含水率試樣，而且此含水率靠近轉(zhuǎn)相點(diǎn)含水率，對(duì)凝滯點(diǎn)測(cè)試條件的真實(shí)性影響較小。

在上述步驟⑦中，之所以要求“每改變一次測(cè)試溫度，更換一個(gè)試樣”，主要考慮：將試管放入水浴后，水浴建立試樣溫度需要恒溫時(shí)間，在這段時(shí)間內(nèi)，特高含水原油試樣將在試管中出現(xiàn)油水分離現(xiàn)象，使油相的含水率比初始試樣降低。如果改變溫度后，仍然使用原來(lái)的試樣，在下一個(gè)恒溫時(shí)間段內(nèi)，油相含水率還將進(jìn)一步降低，使本次測(cè)試條件與前一次相比發(fā)生改變，造成人為測(cè)試誤差。

此外，需要充分考慮測(cè)試時(shí)間的影響，這也是凝滯點(diǎn)測(cè)試與凝固點(diǎn)測(cè)試不同的一個(gè)特點(diǎn)。由于油水靜置分離的影響，當(dāng)測(cè)試者的操作時(shí)間不同時(shí)，對(duì)同一試樣將測(cè)出不同的凝滯點(diǎn)數(shù)值。因此，鑒于操作時(shí)間對(duì)測(cè)試結(jié)果有影響的這一特殊問(wèn)題，要求測(cè)試者在恒溫時(shí)間到達(dá)時(shí)，立即對(duì)試管進(jìn)行測(cè)試操作。

雖然在測(cè)試過(guò)程中，試樣的恒溫時(shí)間和由此引起的油水靜置分離效應(yīng)是無(wú)法改變的，但對(duì)測(cè)試結(jié)果使用價(jià)值的影響并不大。油田含水原油生產(chǎn)管道的計(jì)劃停輸時(shí)間比凝滯點(diǎn)的測(cè)試時(shí)間要長(zhǎng)多得，特高含水原油在管道中的油水分離率要高于測(cè)試試樣的油水分離率，管道再啟動(dòng)時(shí)的油相含水率要低于測(cè)試試樣，這樣，將使室內(nèi)凝滯點(diǎn)測(cè)試值略偏保守，可確保其使用的安全可靠性。

5 凝滯點(diǎn)測(cè)試結(jié)果與分析

應(yīng)用本文建立的凝滯點(diǎn)測(cè)試方法，對(duì)喇薩杏油田的特高含水原油進(jìn)行了凝滯點(diǎn)測(cè)試，試樣的含水率為85%～95%，破乳劑加入量為0～30mg/L，測(cè)試結(jié)果見(jiàn)圖2～圖4。

圖2 喇嘛甸油田特高含水原油凝滯點(diǎn)測(cè)試數(shù)據(jù)曲線(xiàn)

圖3 薩北油田特高含水原油凝滯點(diǎn)測(cè)試數(shù)據(jù)曲線(xiàn)

圖4杏北油田特高含水原油凝滯點(diǎn)測(cè)試數(shù)據(jù)曲線(xiàn)

圖2 ～圖4表明，在含水率為85%～95%、破乳劑加入量為0～30mg/L的條件下，特高含水原油體系的凝滯點(diǎn)隨含水率和加藥量的增加呈下降趨勢(shì)。在不加藥的情況下，當(dāng)含水為85%時(shí)，喇薩杏油田特高含水原油體系的凝滯點(diǎn)為31～33℃，僅比純?cè)偷哪c(diǎn)低1～2℃。當(dāng)含水率上升到90%時(shí)，體系的凝滯點(diǎn)為30～31℃，比純?cè)偷哪c(diǎn)低3℃左右；當(dāng)含水率上升到95%時(shí)，體系的凝滯點(diǎn)為28.5℃，比純?cè)偷哪c(diǎn)低4.5～5.5℃，發(fā)生了明顯的變化。當(dāng)破乳劑加入量由0增加到30mg/L時(shí)，體系的凝滯點(diǎn)僅下降1.5℃，破乳劑對(duì)特高含水原油體系的凝滯點(diǎn)影響較小。

在裝入同樣重量試樣的情況下，試樣的含水率越高，其油相占據(jù)的體積就越小，而水相占據(jù)的體積就越大，油相在試管端口處形成的凝油層的厚度就越薄，抵抗剪切變形的能力就越弱，水相在試管傾斜測(cè)試狀態(tài)下對(duì)凝油層的剪切作用力就越大，使其發(fā)生凝滯的最高溫度就越低。

對(duì)試樣加入破乳劑后，進(jìn)入油相中的破乳劑將促進(jìn)其脫水，使油相的含水率和黏度降低，體積減小，抵抗剪切變形的能力減弱，破乳劑的這一作用隨其加藥量的增大而增強(qiáng)，但由于凝滯點(diǎn)的測(cè)試溫度較低，減弱了破乳劑的作用效果，因而出現(xiàn)了破乳劑對(duì)凝滯點(diǎn)影響不明顯的測(cè)試結(jié)果。

可以看出，當(dāng)原油含水率達(dá)到特高含水之后，其油水兩相體系的凝滯點(diǎn)明顯低于原油的凝固點(diǎn)，特高含水原油體系的低溫流動(dòng)性呈變好趨勢(shì)。

6 結(jié)論

（1）建立了特高含水原油凝滯點(diǎn)的概念與測(cè)試方法，以此來(lái)區(qū)別于原油凝固點(diǎn)的概念與測(cè)試方法，用于處理特高含水原油管道的停輸再啟動(dòng)問(wèn)題。與在凝固點(diǎn)下純?cè)秃秃桶l(fā)生條件性整體凝固完全不同，在凝滯點(diǎn)下，只是油相發(fā)生了凝固，而其中以聚集態(tài)存在的水相依然保持良好的整體流動(dòng)性。

（2）大慶喇薩杏油田特高含水原油的凝滯點(diǎn)比純?cè)偷哪厅c(diǎn)低，其降幅隨著含水率的升高而增大，當(dāng)含水率為90%時(shí)，其凝滯點(diǎn)比純?cè)偷哪厅c(diǎn)低3℃；當(dāng)含水率為95%時(shí)，比純?cè)偷哪厅c(diǎn)低4.5～5.5℃。

（3）在同樣溫度數(shù)值的凝固點(diǎn)和凝滯點(diǎn)下，占較大體積比的凝聚態(tài)水相的存在，使處于凝滯點(diǎn)的特高含水原油管道要比處于凝固點(diǎn)的純?cè)突蚝凸艿赖耐］斣賳?dòng)容易得多。

（0459）5902931、songchengyi@petrochina.com.cn

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.11.009

宋承毅：工學(xué)博士，教授級(jí)高級(jí)工程師，1982年畢業(yè)于華東石油學(xué)院油氣儲(chǔ)運(yùn)專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)任大慶油田工程建設(shè)有限公司總工程師、中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司高級(jí)技術(shù)專(zhuān)家。