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環(huán)狀集油工藝集輸界限研究

文檔作者：程志學(xué) 文檔來(lái)源：大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠基建工程管理中心		點(diǎn) 擊數(shù)：	更新時(shí)間： 2023年01月07日
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2017 年06 月
工藝控制
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）
摘要：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。
關(guān)鍵詞：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，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
由于跟周圍環(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，壓降梯度值減小；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
為該過(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℃。
作者簡(jiǎn)介：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)專業(yè)，現(xiàn)任大慶第八采油廠基建工程管理中心
副主任。
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