綏靖油田站場常溫集輸技術

任 超，高慶鴿，馮曉成，趙天福，吳 霞

（中國石油長慶油田分公司第四采油廠，陜西榆林 718500）

綏靖油田2001 年投入大規模產建，以淺層開發為主，歷經近二十年的勘探開發，目前整體采出液平均含水率已超過80%，產液量約為50×104m3，產油量約80×103t。集輸態由“油-水”不連續相，逐漸轉變為“水包油”相。鑒于原油與水的物性差異，含水上升與原油集輸熱負荷正相關，呈拋物線關系。隨著含水率從50%逐漸增加至95%過程中，加熱負荷不斷增大，且上升幅度不斷增大[1]。因此，開展從增壓點常溫集輸、轉油站控溫集輸方法的研究，可達到高含水開發期集輸系統節能降耗的目標[2]。

1 實驗部分

1.1 原油樣品DSC 實驗

對綏靖油田特征原油進行現場取樣，密封后送達實驗室。48 h 后預熱至井底溫度，按集輸壓力2.5 MPa取樣分析，確定含水原油蠟沉積規律。兩種典型的長2和長6 原油，根據差示掃描量熱儀工作原理，將無相變、熱焓小的空氣作為參比樣，通過測量輸入到測試樣和參比樣，根據熱流量之差隨溫度變化函數關系，得到DSC 曲線（見圖1），計算出不同溫度下的析蠟點下的含蠟量。從圖1 對比結果可以分析，長2 原油析蠟點為25.66 ℃，含蠟量14.56%；長6 原油析蠟點為28.31 ℃，含蠟量13.20%。

圖1 兩種原油DSC 曲線

1.2 原油樣品HMS 實驗

開展“冷流”與“熱流”條件下的實驗，對不同徑向位置的沉積物采用機械分層取樣法（MSS）與加熱融化取樣法（HMS）進行取樣，獲得含蠟量、析蠟點以及碳數分布等特性參數。對長2 和長6 兩個原油樣品，按1:1、1:2 混合，取兩個樣品，進行實驗。分別進行蠟沉積實驗、不同流速下的沖刷實驗，對比沖刷前后的蠟層厚度，分析油溫和流速對蠟沉積厚度的影響（見圖2）?！?br>