環(huán)狀集油工藝集輸界限研究

程志學(xué)（大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠基建工程管理中心，黑龍江 大慶 163000）

環(huán)狀集油工藝集輸界限研究

程志學(xué)（大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠基建工程管理中心，黑龍江 大慶 163000）

受井口出液溫度低、原油凝固點(diǎn)高等因素影響，集輸系統(tǒng)單井摻水量、摻水溫度、回油溫度均偏高。為了實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗的目的，開(kāi)展了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，研究回油溫度控制界限，為環(huán)狀集油工藝低溫運(yùn)行探索新的途徑。

原油物性;回油溫度;溫降;壓降;界限

外圍油田建成脫水站5座、轉(zhuǎn)油站32座、閥組間237座；站外集油工藝主要采用單管環(huán)狀摻水流程，2005年前建成的集油環(huán)，每個(gè)管轄3-5口油井，2005年以來(lái)隨著叢式井大面積推廣，每個(gè)集油環(huán)管轄井?dāng)?shù)8-10口。單井摻水量0.8-1.2m3∕h，回油溫度40.5-43.3℃，噸液耗氣23.6m3∕t。為了控制生產(chǎn)能耗，開(kāi)展了環(huán)狀集油工藝集輸界限研究。

1 影響因素分析

(1)原油物性差。原油凝固點(diǎn)為37.0℃，老區(qū)采油廠26-31℃，其它外圍廠30-32℃，如果均按照原油凝固點(diǎn)進(jìn)站集輸，集輸溫度要比其它采油廠高5-10℃。

(2)井口出液溫度低。井口采出液溫度在8-15℃，與老區(qū)采油廠相比低20-30℃，老區(qū)采油廠可以實(shí)現(xiàn)不加熱低溫冷輸，而我廠則很難實(shí)現(xiàn)。

(3)已建集輸管線(xiàn)規(guī)格偏大。按照要求，單井摻水量需控制在0.5m3∕h左右，流速只有0.15m∕s。摻水量降低后集油環(huán)流速降低，溫降大、散熱量大。很難保證正常集輸。

2 降溫集輸技術(shù)研究

2.1 室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)情況

選擇DN65、DN50兩種管徑，并考慮埋地管線(xiàn)季節(jié)溫度變化情況，模擬環(huán)狀流程油氣集輸，通過(guò)連續(xù)調(diào)整摻水量和摻水溫度等參數(shù)，確定安全回油溫度值。

2.2.1 溫降變化規(guī)律

以試驗(yàn)過(guò)程中管路測(cè)試管段起點(diǎn)的溫度作為玻璃鋼內(nèi)流體溫度，監(jiān)測(cè)流動(dòng)過(guò)程沿程的溫降變化，繪制沿程溫降梯度（℃∕m）隨流動(dòng)體系溫度變化的關(guān)系曲線(xiàn)，反映不同環(huán)境溫度條件下、不同含水原油體系在不同規(guī)格管道中的溫降特征與規(guī)律。

不同含水原油體系溫降特征曲線(xiàn)

由于跟周?chē)h(huán)境溫差的縮小，隨著玻璃鋼內(nèi)流體溫度的降低，沿程溫降梯度總體上不斷減小。降低到30℃以后，溫降梯度減小到0.04℃∕m以下，且基本維持不變。因此，30℃附近的溫度做為集輸溫度界限。

2.2.2 壓降變化規(guī)律

記錄管路不同含水壓降變化隨溫度變化情況，如下圖。

不同含水原油體系壓降變化關(guān)系

當(dāng)含水率的升高，壓降梯度值減??；在相同含水情況下，當(dāng)回油溫度降低到一定值后，壓降梯度值出現(xiàn)“拐點(diǎn)”（30-32℃），含水不高于90%，回油溫度低于“拐點(diǎn)”時(shí)，壓降梯度值隨著回油溫度降低迅速增加；當(dāng)含水達(dá)95%時(shí)，回油溫度低于“拐點(diǎn)”，呈現(xiàn)出隨溫度降低管道壓降梯度有所下降的反常趨勢(shì)，這是因?yàn)樵撨^(guò)程具備了“水環(huán)油包水核（W∕O＆W）”的混合流型的形成條件，使水力摩阻系數(shù)減小。因此，所以壓降梯度曲線(xiàn)的“拐點(diǎn)”所對(duì)應(yīng)溫度可認(rèn)為是為集輸溫度界限。

經(jīng)過(guò)以上分析，環(huán)狀摻水流程集輸溫度界限為30-32℃，系統(tǒng)含水在85-90%，流速0.25m∕s～0.45m∕s。

2.2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)情況

在室內(nèi)開(kāi)展模擬試驗(yàn)的同時(shí)，在SⅡ-4站開(kāi)展了降溫集輸現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。該區(qū)塊管轄閥組間6座，26個(gè)集油環(huán)，58口油井（總井82口），綜合含水53.9%，原油凝固點(diǎn)37℃。試驗(yàn)過(guò)程中通過(guò)定量摻水閥設(shè)定回油溫度，逐步降低轉(zhuǎn)油站加熱爐出口溫度。經(jīng)過(guò)2個(gè)月的試驗(yàn)，站內(nèi)摻水溫度48℃，平均回油溫度31.8℃（低于凝固點(diǎn)5.2℃），系統(tǒng)含水在89.6%，系統(tǒng)運(yùn)行平穩(wěn)。

3 幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)

(1)實(shí)施降溫集輸為油田實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗提供了一條“低投入、高產(chǎn)出”較好的管理途徑。

(2)模擬裝置能夠模擬環(huán)狀流程集油工藝，為摸索回油溫度控制界限創(chuàng)造了條件。

(3)經(jīng)過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)分析，夏季時(shí)環(huán)狀摻水流程回油溫度控制界限在30～32℃。

程志學(xué)(1967-)，男,工程師。1990年畢業(yè)于重慶石油學(xué)校油田應(yīng)用化學(xué)專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)任大慶第八采油廠基建工程管理中心副主任。