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【摘要】针对秦家屯油田产液高含水的特点，通过室内理论研究分析原油乳状液特性，室内对原油进行粘温曲线和流变曲线测试，得出秦家屯油田原油在输送过程中的摩阻变化规律，同时在室内对现场情况进行模拟实验预测，找出主要影响因素。通过现场实验、采集数据，分析确定了原油输送过程中掺水边界的确定和减掺方案。通过室内研究和现场实验，为秦家屯油田停掺或减掺提供技术支撑，同时也为类似集输工艺参数调整方面的开发和应用提供技术储备技术借鉴。
【关键词】高含水 粘温 流变 乳状液 掺水边界
1 掺水输送室内研究机理
掺水输送一般流程是，油气水三相分离器分出的油井采出水在供热站加热、增压后通过单独的管线送至计量站，经计量站阀组分配并输送至各井井口。热水由井口掺入油井出油管线。热水提高井流物温度、降低液相粘度的同时也增加了出油管线的输量。从井口到计量站有两条管线，一条是出油管线，一条是热水管线，属双管流程。
1.1 乳状液特性
1.1.1 乳状液的类型
在油田开发过程中，含水原油一般形成油包水型乳状液。当含水量增加到一定数量时，乳状液中出现游离水，并开始转相，向水包油型乳状液转换，此时的含水率称乳状液的转相点，或称临界含水率。
掺水输送的一个目的就是通过增加水相体积，是乳状液转相，从而降低乳状液的粘度，达到降低输送摩擦阻力，输送减少能耗。
1.1.2 乳状液粘度
影响乳状液粘度的因素很多，主要有：
（1）外相粘度；
（2）内相体积浓度；
（3）温度；
（4）分散相粒径；
（5）乳化剂及界面膜性质；
（6）内相颗粒表面带电强弱等。
原油乳状液 粘度随含水率的变化却呈现较为复杂的关系。含水率较低时乳状液粘度随含水率的增加而缓慢上升；含水率较高时，粘度迅速上升；当超过某一数值（约为65%～75%）时，粘度又迅速下降，此时W/ O型乳状液变为O/W型或W/O/W型乳状液。此后，随含水率进一步增加，油水混合物的粘度变化不大。
1.1.3 含水率对乳状液转相的影响
在理想条件下，转相点为74.02%，但实际的原油乳状液中的液珠大小很不均匀，而且当内相浓度很高时，乳状液的液珠可被挤压成多面体，外相液体则被挤成很薄的液膜，这使得内相体积分数可以大于74%。实际上制得的多为相体积分数φ>90%的稳定乳状液，在一定条件下也能制得内相浓度达98～99%的乳状液。
但该理论也说明了乳状液转相与含水率有密切关系。当含水率较高时，有利于水包油型乳状液的生成。一般认为，含水原油的乳状液的转相点为70%左右。
2 秦家屯油田原油流变测试
秦家屯区块共有六个开发单元（SN106区块、SN78区块、SN121区块、SN142区块、SN122区块、SN129区块），由于每个开发单元内的油品性质差别很小，所以我们在其中2个开发单元选取了一口含水40～60%的油井作为代表，进行了流变测试。
QK121-6井，其纯油粘度在30°C以上小于50mpa.s，随后随温度的下降上升较快，在25°C达到800 MPa·s左右，但在18°C时仍可测到其粘度，而其凝固点在20°C，说明在凝固点下其仍有流动性。
QK142-13井的产出液随着乳状液含水率的增加，其粘度值随之上升，含水率为0～5%之间，粘度值上升缓慢：含水率为10～30%之间，粘度上升很快：当含水率上升到35%时，粘度达峰值：随后粘度急剧下降。
3 实际情况预测
预测计算采用的我们做实验的QK142区块原油乳状液物性进行，首先对QK142—8的起点温度和终点温度进行测试，根据其实产液量、含水、起止压力等进行预测，发现实际结果和预测结果，回压差距不大，到站温度偏低有较大的差别，为此对传热系数等进行修正，并再次预测，使其和实际结果相近；再进行下列计算。预测计算结果如下：
3.1 井口起点温度对回压的影响预测
从下图3的预测结果看，起点温度35°C以上，井口回压变化不大，在起点温度低于35°C时，回压有明显上升，说明温度低导致粘度上升是主导回压升高的主要因素；但回压上升不太明显，说明温度井口在25°C以上时，温度是增加井口回压的重要要因素，但还不是主要因素。
3.2 产出液含水对井口回压的影响预测
含水的变化对井口回压有很大的影响，回压上升区集中在含水40%以下，随含水增加回压急剧上升，含水40%左右乳状液开始转相，粘度快速下降，含水的增加导致产出液热熔增加，温降也减慢，所以回压迅速下降，含水在60%左右以后，乳状液粘度变化不大，温降也趋于平稳，回压也趋于平稳；因此含水的多少是影响井口回压的主要因素。
4 掺水边界确定及减掺水实施方案
4.1 掺水边界确定
根据室内试验和借鉴兄弟油田经验以及现场实验，我们初步确定单井集输的边界条件：
冬季：
（1）产液量加掺水量含水大于80%；（保证乳状液转相后有较低的粘度）；
（2）产液量加掺水量大于20方/天；（保持产出液一定的流速，不会因分层后结蜡，温降也不会太大）；
（3）到计量站温度30～35°C。（保证计量站到联合站的输送和联合站脱水）。
夏季：
（1）产液量加掺水量含水大于80%；（2）产液量加掺水量大于15方/天；
（3）到计量站温度25～30°C。
4.2 单井不加热集输的边界条件
（1）含水大于80%；
（2）产液量大于20方/天；
（3）井口出油温度大于30°C；（4）到站距离小于1000米。
4.3 减少掺水实施方案
（1）所有产液量低于5方的油井，掺水15方；按出油温度15°C，井口掺水温度40～45°C，预计掺水后井口温度38～40°C，到站温度30～33°C；
（2）产液量5～10方的油井，掺水至产出液加掺水20～25方，预计掺水后井口温度30～40°C，到站温度26～33°C；
（3）产液量15方以上夏季全部实施停掺水，冬季掺水5～10方；
（4）产液量大于25方的油井，全面停掺水。5 结论
（1）通过粘温曲线测试和流变性测试，确定了产出液的转相点，完成了相关的模拟计算，为掺水边界条件的确定提供了依据；
（2）确定了比较宽泛的油井冬季、夏季掺水和停掺水边界条件，秦家屯油田可全面应用该技术；
（3）制定出适合减少掺水的工艺改造方案，掺水实施方案，方案切合实际，便于掌握和运行，方便推广；
（4）为适应掺水减少后，整个进三相分离器产液温度下降引起的脱水系统不适应，应尽快开展低温破乳实验研究；
（5）开展单井计量和单井集输管网优化，为油田的改造提供技术支撑；
（6）井口增设简易井口房及温度测试。
参考文献
[1] 康万利，刘桂范，李金环.油水乳化液流变性研究进展.日用化学工业第34卷第1期2004，2
[2] 刘桂范.油气储运2006锯高含水期水平管内油水混输压降模型及其应用
[3] Chen Jie：Study on Oil—Water Two Phase Pipe Flow Pattern Transition.Journal of Hydrodynamics（in Chinese），2003，（3）
【关键词】高含水 粘温 流变 乳状液 掺水边界
1 掺水输送室内研究机理
掺水输送一般流程是，油气水三相分离器分出的油井采出水在供热站加热、增压后通过单独的管线送至计量站，经计量站阀组分配并输送至各井井口。热水由井口掺入油井出油管线。热水提高井流物温度、降低液相粘度的同时也增加了出油管线的输量。从井口到计量站有两条管线，一条是出油管线，一条是热水管线，属双管流程。
1.1 乳状液特性
1.1.1 乳状液的类型
在油田开发过程中，含水原油一般形成油包水型乳状液。当含水量增加到一定数量时，乳状液中出现游离水，并开始转相，向水包油型乳状液转换，此时的含水率称乳状液的转相点，或称临界含水率。
掺水输送的一个目的就是通过增加水相体积，是乳状液转相，从而降低乳状液的粘度，达到降低输送摩擦阻力，输送减少能耗。
1.1.2 乳状液粘度
影响乳状液粘度的因素很多，主要有：
（1）外相粘度；
（2）内相体积浓度；
（3）温度；
（4）分散相粒径；
（5）乳化剂及界面膜性质；
（6）内相颗粒表面带电强弱等。
原油乳状液 粘度随含水率的变化却呈现较为复杂的关系。含水率较低时乳状液粘度随含水率的增加而缓慢上升；含水率较高时，粘度迅速上升；当超过某一数值（约为65%～75%）时，粘度又迅速下降，此时W/ O型乳状液变为O/W型或W/O/W型乳状液。此后，随含水率进一步增加，油水混合物的粘度变化不大。
1.1.3 含水率对乳状液转相的影响
在理想条件下，转相点为74.02%，但实际的原油乳状液中的液珠大小很不均匀，而且当内相浓度很高时，乳状液的液珠可被挤压成多面体，外相液体则被挤成很薄的液膜，这使得内相体积分数可以大于74%。实际上制得的多为相体积分数φ>90%的稳定乳状液，在一定条件下也能制得内相浓度达98～99%的乳状液。
但该理论也说明了乳状液转相与含水率有密切关系。当含水率较高时，有利于水包油型乳状液的生成。一般认为，含水原油的乳状液的转相点为70%左右。
2 秦家屯油田原油流变测试
秦家屯区块共有六个开发单元（SN106区块、SN78区块、SN121区块、SN142区块、SN122区块、SN129区块），由于每个开发单元内的油品性质差别很小，所以我们在其中2个开发单元选取了一口含水40～60%的油井作为代表，进行了流变测试。
QK121-6井，其纯油粘度在30°C以上小于50mpa.s，随后随温度的下降上升较快，在25°C达到800 MPa·s左右，但在18°C时仍可测到其粘度，而其凝固点在20°C，说明在凝固点下其仍有流动性。
QK142-13井的产出液随着乳状液含水率的增加，其粘度值随之上升，含水率为0～5%之间，粘度值上升缓慢：含水率为10～30%之间，粘度上升很快：当含水率上升到35%时，粘度达峰值：随后粘度急剧下降。
3 实际情况预测
预测计算采用的我们做实验的QK142区块原油乳状液物性进行，首先对QK142—8的起点温度和终点温度进行测试，根据其实产液量、含水、起止压力等进行预测，发现实际结果和预测结果，回压差距不大，到站温度偏低有较大的差别，为此对传热系数等进行修正，并再次预测，使其和实际结果相近；再进行下列计算。预测计算结果如下：
3.1 井口起点温度对回压的影响预测
从下图3的预测结果看，起点温度35°C以上，井口回压变化不大，在起点温度低于35°C时，回压有明显上升，说明温度低导致粘度上升是主导回压升高的主要因素；但回压上升不太明显，说明温度井口在25°C以上时，温度是增加井口回压的重要要因素，但还不是主要因素。
3.2 产出液含水对井口回压的影响预测
含水的变化对井口回压有很大的影响，回压上升区集中在含水40%以下，随含水增加回压急剧上升，含水40%左右乳状液开始转相，粘度快速下降，含水的增加导致产出液热熔增加，温降也减慢，所以回压迅速下降，含水在60%左右以后，乳状液粘度变化不大，温降也趋于平稳，回压也趋于平稳；因此含水的多少是影响井口回压的主要因素。
4 掺水边界确定及减掺水实施方案
4.1 掺水边界确定
根据室内试验和借鉴兄弟油田经验以及现场实验，我们初步确定单井集输的边界条件：
冬季：
（1）产液量加掺水量含水大于80%；（保证乳状液转相后有较低的粘度）；
（2）产液量加掺水量大于20方/天；（保持产出液一定的流速，不会因分层后结蜡，温降也不会太大）；
（3）到计量站温度30～35°C。（保证计量站到联合站的输送和联合站脱水）。
夏季：
（1）产液量加掺水量含水大于80%；（2）产液量加掺水量大于15方/天；
（3）到计量站温度25～30°C。
4.2 单井不加热集输的边界条件
（1）含水大于80%；
（2）产液量大于20方/天；
（3）井口出油温度大于30°C；（4）到站距离小于1000米。
4.3 减少掺水实施方案
（1）所有产液量低于5方的油井，掺水15方；按出油温度15°C，井口掺水温度40～45°C，预计掺水后井口温度38～40°C，到站温度30～33°C；
（2）产液量5～10方的油井，掺水至产出液加掺水20～25方，预计掺水后井口温度30～40°C，到站温度26～33°C；
（3）产液量15方以上夏季全部实施停掺水，冬季掺水5～10方；
（4）产液量大于25方的油井，全面停掺水。5 结论
（1）通过粘温曲线测试和流变性测试，确定了产出液的转相点，完成了相关的模拟计算，为掺水边界条件的确定提供了依据；
（2）确定了比较宽泛的油井冬季、夏季掺水和停掺水边界条件，秦家屯油田可全面应用该技术；
（3）制定出适合减少掺水的工艺改造方案，掺水实施方案，方案切合实际，便于掌握和运行，方便推广；
（4）为适应掺水减少后，整个进三相分离器产液温度下降引起的脱水系统不适应，应尽快开展低温破乳实验研究；
（5）开展单井计量和单井集输管网优化，为油田的改造提供技术支撑；
（6）井口增设简易井口房及温度测试。
参考文献
[1] 康万利，刘桂范，李金环.油水乳化液流变性研究进展.日用化学工业第34卷第1期2004，2
[2] 刘桂范.油气储运2006锯高含水期水平管内油水混输压降模型及其应用
[3] Chen Jie：Study on Oil—Water Two Phase Pipe Flow Pattern Transition.Journal of Hydrodynamics（in Chinese），2003，（3）