张立峰特高含水期原油常温集输工艺研究

萨北油田特高含水期原油常温集输技术
张立峰
（大庆油田有限责任公司第三采油厂黑龙江大庆163152 ）
摘要阐述了大庆萨北油田特高含水期原油低温集输试验原理及工艺流程，确定试验参数。

试验表明，水驱油井常温集输技术界限为24℃，集输半径界限为 1000m，含水率为 80%，产液量为30t/d。

聚驱油井常温集输技术界限初步确定为为24℃，集输半径界限为1000m，含水率为 90%，产液量为200t/d。

井口回压正常，低温工况对转油站泵输影响不大。

对符合低能降耗集油条件的油井实施不加热集油，降低系统运行能耗。

关键词：常温集输粘壁温度集输界限高含水原油节能降耗
中图分类号：TE 文献标识码：A 文章编号：
大庆原油是一种石蜡基原油[1]，具有高凝点（31 C）、高含蜡量（25%）、高粘度等三高特点。

萨北油田综合含水已达到93%以上，随着油井综合含水的上升，集输自耗气呈急剧上升的趋势，其中大部分热能用于集输掺水加热上。

原油集油能耗已占地面系统总能耗78%，吨油集油自耗气达到27m3，年耗气达到13×108m3。

由于产液量的不断增加和产油量的持续下降，使原油生产成本呈上升趋势，吨油生产操作成本进一步升高。

为此，开展原油常温集输工艺技术研究可以实现部分油井全年或季节性常温集输，可达到节能增效的目的。

1 试验原理及工艺流程
油田开发初期主要推广应用了单管密闭混输流程（萨尔图流程）、蒸汽伴随流程、三管热水伴随流程以及双管掺油（水）流程。

当油田进入中高含水期，分别应用了喇嘛甸油气集输流程、双管掺活性水油气集输流程。

目前萨北开发区已进入特高含水开发后期，原油集输主要采用掺热水双管保温流程，工艺流程。

该流程以中转站为单元中心，计量间所输液量进“三合一”游离水脱除器进行沉降分离后，一部分水直接进掺水泵返输到计量间。

为了保障安全生产，允许适当补充高温水。

采用这种流程要求：将中转站掺水热洗合一的流程改造为掺水、热洗分开流程；中转站只点一台加热炉作为热洗用炉，其他加热炉停用(冬季可小火烘炉)；对于低产液井偏多的中转站，可适当补充一些高温水，使掺水温度在45℃；中转站掺水温度不得超过45℃，计量间回油温度不低于35℃。

这种不加热集油技术方式适合于中转站所辖的电泵井或高产液井较多及含有部分低产液井的情况。

要求油井综合含水相对较高，日掺水量要充足。

即转油站三合一沉降水经加热炉加热至70℃左右，经计量间掺入各井口集油管线，单井回油温度保持在40℃左右。

当油井处于高含水期时，由于水远远多于油，即使集输温度达到了原油的凝固点，在水的带动和冲刷下也可以正常输送，故其集输温度可以降低到原油凝固点以下，但应当在原油粘壁温度以上。

（原油粘壁温度指的是原油在该温度时会有部分凝固的原油粘在管壁上，故称之为粘壁温度）。

粘壁温度与原油凝固点不同，其影响因素主要有含水率、油井的产量、原油的性质等。

当集输温度低于粘壁温度时，部分凝固的原油就会粘在管壁上，从而使得集输管道摩阻增加、阻力增大、井口回压升高、管道内流动截面积减少甚至会产生堵管现象，因此，集输温度必须高于粘壁温度。

见图1、图2。

图1采油三厂原油在不同含水率时的粘壁温度图2采油三厂原油在不同流速时的粘壁温度
2 现场试验
2003年在北Ⅱ-2联合站作为特高含水期原油低温集输处理试验区。

从2005年3月到目前，重点进行了低温污水处理试验，转油站为给污水系统创造低温运行环境，停运全部掺水、热洗炉，4个转油站外输温度在33～37℃之间，转油站运行平稳。

试验表明：萨北油田纯油区产液量在30t/d 及含水率85%以上的油井在技术上可实行全年单管不加热集油。

纯油区转油站完全可以实施常温集输运行。

某厂准备从2005年开始在萨北油田整个纯油区地区全面实施低温集输，最大限度降低生产耗气耗电。

目前纯油区共有5个联合站系统，包括1座放水站，21座转油站，有油井1936口，占全厂井数的72.8%。

试验确定了实施低温集输的运行参数为水驱转油站冬季掺水温度低于50℃，聚驱转油站冬季掺水温度低于55℃，具备参数油井实施单、双管出油。

a 单管不加热集油试验。

单管集油试验的19口油井到目前已经进行了19个月的运行，从2005年3月到6月份期间，这些油井运行平稳，井口回压没有发生较大波动。

b 联合站系统低温集输试验。

2005年5月，北Ⅱ-2联合站所属的转油站同时停运掺水炉和热洗炉，停炉后，掺水温度降到33～36℃，外输温度达到33～37℃，试验工况与第一个冬季和春季相近，集输系统运行平稳。

试验表明，特高含水期，在联合站系统实行掺常温水不加热集油试验期间，游离水脱除温度由加热时的40～42℃降为35℃，脱水后油水指标满足要求。

2005年7月，在试验区2座转油站进行了转油站低温泵输试验试验，通过加大泵输量，检测低含水时外输情况。

随着转油站外输油含水降低，外输泵外输回压变化不大，说明低温回压变化不大，低温工况对转油站泵输影响不大。

c 低温污水处理试验。

2005年4月中旬，随着温度降低，污水站核桃壳式过滤罐的反冲洗压差逐渐增大，该阶段通过添加滤料反冲洗剂试验对核桃壳滤料的清洗再生效果。

目前北Ⅱ-2联合站污水站核桃壳过滤罐的处理温度为35～36℃。

自4月23日开始，过滤起始压差已明显升高，因此在5月12日～5月14日进行了为期三天的加药试验，反冲洗剂投加在反冲洗水中(反冲洗泵再出水)，投药量为100mg/L 。

加药后，过滤起始压差已经回落平稳，滤料的再生效果恢复较好，充分说明了滤料反冲洗剂对滤料的低温再生具有明显效果。

3 参数计算
（1）温度界限。

由图1和图2可以看出随着流速的增加和含水率的升高，凝油粘壁温度在降低。

在相同含水率的条件下，流速与粘壁温度基本成线性关系。

在相同流速下，随着含水率的升高，粘壁温度降低，但是降低幅度不同。

研究表明：温度为32℃时，小部分油已凝，水为连续相，油不连续，油浮在水上面，在气体作用下，虽然存在滑脱现象，但不明显；温度在 27℃~32℃之间时，大部分油已凝且呈片状漂在水上面，此时水为连续相，水带着片状凝油走；当温度在 23℃~27℃之间时，油都已凝成大块，同时流动不连续，靠气流推动着水带着油走，压力无明显变化；当温度在 23℃以下时，油已出现辫状。

从油的形状可以看出，管壁已挂油，而且压降不断升高，不适合直接输送。

该实验结果与凝油粘壁温度变化曲线十分的相符，结合粘壁温度变化曲线，确定大庆油田高含水油井常温集输温度界限为24℃。

（2）油、气、水三相混输管路的压降计算。

由基本公式：
2221
n Q Z P P KG L --= （1） 21254(1)n n n a n n C ZR T K d μηηπ----+=g
△ （2）
式中：Q P 、Z P
为管路起、终点压力，Pa ；μ为气体混合物粘度，Pa ·s ；Z 为气体压缩因子，无因次；T 为管路平均温度，K ；1G 为液体质量流量，kg/s ；L 、d 为管长和管径，m 。

利用上述方程式计算压降时，需根据雷诺数确定流态，雷诺数可用下式计算
14(1)4e G G R d d ηπμπμ
+== （3） 因为我国油田在进行混输管路计算时，习惯上采用粗糙区的计算公式，即C=λ,n=0所以压降公式即可化为
22215
(1)465.27Q Z g ZTG L P P d ηηλ+-=△ （4） 其中大庆油田规定水力摩阻系数λ=0.03比较合适于原油运动粘度小于0.5cm 2/秒、气油比低于120m 3/t 、混合物平均流速在1～5m/s 的情况。

4 存在问题
实施冬季低温集输后，需要加大对单井井口回压的监测频度，但目前井口取压设施不防冻，操作不方便；目前多数产液量高、含水高的油井在井口或计量间不具备双管流程，不能实施双管回油；计量间、转油站部分阀门漏失影响冬季安全生产；实施低温集输后需要提高掺水系统压力，目前部分转油站掺水热洗泵漏失严重，提不起系统压力；目前纯油区部分转油站加药系统损坏严重，不能正常加入破乳剂，纯油区多数转油站二合一加热炉收油工艺不能正常收油，影响掺水水质；部分计量间没有电源，导致无线巡检系统无法正常运行；计量间掺水温度低，无法保证值班室采暖问题。

分析表明，高地势与低地势的土壤温度分布曲线随时间变化趋势相同，土壤埋深越浅，土壤温度受气温的影响越大，地表温度随气温波动也越大。

埋深超过200mm 时，土壤温度波动逐渐趋缓，而且埋深越深波动幅度越小，温度延迟时间越长。

5 结束语
确定了大庆油田高含水油井常温集输技术界限为水驱油井集输温度界限为 24℃，集输半径界限为 1000m ，含水率为 80%，产液量为30t/d 。

聚驱油井的集输技术界限初步确定为集输温度界限为24℃，集输半径界限为 1000m ，含水率为 90%，产液量为200t/d 。

在含水率比较高的情况下产液量、含水率的集输界限可适当下调。

集输半径界限在不同现场条件下也是变化的。

敷设新管线应尽量加大管线埋深及保温。

更换井口取压设施，防止气温低时发生冻住的现象。

改进产液量高、含水高的油井流程，使其变为双管流程，以便可以实现双管回油。

确保纯油区转油站加药系统的正常运行，确保破乳剂正常加入。

参 考 文 献
[1] 冯叔初 郭揆常 王学敏[M].油气集输.石油大学出版社.2002.。