环状集油工艺集输界限研究

2017-07-18程志学大庆油田有限责任公司第八采油厂基建工程管理中心黑龙江大庆163000

化工管理 2017年17期

关键词：温降回油集输

程志学（大庆油田有限责任公司第八采油厂基建工程管理中心，黑龙江大庆 163000）

环状集油工艺集输界限研究

程志学（大庆油田有限责任公司第八采油厂基建工程管理中心，黑龙江大庆 163000）

受井口出液温度低、原油凝固点高等因素影响，集输系统单井掺水量、掺水温度、回油温度均偏高。为了实现节能降耗的目的，开展了室内实验研究和现场试验，研究回油温度控制界限，为环状集油工艺低温运行探索新的途径。

原油物性;回油温度;温降;压降;界限

外围油田建成脱水站5座、转油站32座、阀组间237座；站外集油工艺主要采用单管环状掺水流程，2005年前建成的集油环，每个管辖3-5口油井，2005年以来随着丛式井大面积推广，每个集油环管辖井数8-10口。单井掺水量0.8-1.2m3∕h，回油温度40.5-43.3℃，吨液耗气23.6m3∕t。为了控制生产能耗，开展了环状集油工艺集输界限研究。

1 影响因素分析

(1)原油物性差。原油凝固点为37.0℃，老区采油厂26-31℃，其它外围厂30-32℃，如果均按照原油凝固点进站集输，集输温度要比其它采油厂高5-10℃。

(2)井口出液温度低。井口采出液温度在8-15℃，与老区采油厂相比低20-30℃，老区采油厂可以实现不加热低温冷输，而我厂则很难实现。

(3)已建集输管线规格偏大。按照要求，单井掺水量需控制在0.5m3∕h左右，流速只有0.15m∕s。掺水量降低后集油环流速降低，温降大、散热量大。很难保证正常集输。

2 降温集输技术研究

2.1 室内模拟实验情况

选择DN65、DN50两种管径，并考虑埋地管线季节温度变化情况，模拟环状流程油气集输，通过连续调整掺水量和掺水温度等参数，确定安全回油温度值。

2.2.1 温降变化规律

以试验过程中管路测试管段起点的温度作为玻璃钢内流体温度，监测流动过程沿程的温降变化，绘制沿程温降梯度（℃∕m）随流动体系温度变化的关系曲线，反映不同环境温度条件下、不同含水原油体系在不同规格管道中的温降特征与规律。

不同含水原油体系温降特征曲线

由于跟周围环境温差的缩小，随着玻璃钢内流体温度的降低，沿程温降梯度总体上不断减小。降低到30℃以后，温降梯度减小到0.04℃∕m以下，且基本维持不变。因此，30℃附近的温度做为集输温度界限。

2.2.2 压降变化规律

记录管路不同含水压降变化随温度变化情况，如下图。

不同含水原油体系压降变化关系

当含水率的升高，压降梯度值减小；在相同含水情况下，当回油温度降低到一定值后，压降梯度值出现“拐点”（30-32℃），含水不高于90%，回油温度低于“拐点”时，压降梯度值随着回油温度降低迅速增加；当含水达95%时，回油温度低于“拐点”，呈现出随温度降低管道压降梯度有所下降的反常趋势，这是因为该过程具备了“水环油包水核（W∕O＆W）”的混合流型的形成条件，使水力摩阻系数减小。因此，所以压降梯度曲线的“拐点”所对应温度可认为是为集输温度界限。

经过以上分析，环状掺水流程集输温度界限为30-32℃，系统含水在85-90%，流速0.25m∕s～0.45m∕s。

2.2 现场试验情况

在室内开展模拟试验的同时，在SⅡ-4站开展了降温集输现场试验。该区块管辖阀组间6座，26个集油环，58口油井（总井82口），综合含水53.9%，原油凝固点37℃。试验过程中通过定量掺水阀设定回油温度，逐步降低转油站加热炉出口温度。经过2个月的试验，站内掺水温度48℃，平均回油温度31.8℃（低于凝固点5.2℃），系统含水在89.6%，系统运行平稳。