高含水期集输系统常温输送研究

朱宁宁　王清岭　倪海涛　黄崇舜

摘 要：针对油田高含水原油常温集输过程中会出现粘壁的情况，对高含水原油进行了试验，利用已知的不加热集输温度边界式进行了管线粘壁温度计算。结合实际生产数据，参考粘壁温度，制定了加热炉停用方案，并利用pipephase进行模拟计算验证后进行了现场试验，效果较好，研究方法可行，可以在油田内推广。

关键词：高含水油藏;常温集输;技术界限;粘壁温度

东部某油田集输系统目前采用加热输送的方式，原油含水率升高，带来加热能耗的急剧上升。同时由于集输管道内的多相流流态与低含水率的開发初期相比变化很大，由“油包水”转变为“水包油”，液体粘度下降，为集输系统常温输送提供了有利条件。因此，以文卫油田为试验区块，进行集输系统常温输送技术界限研究，为油田安全经济运行提供技术支持。

1 室内测试粘壁温度

室内模拟试验条件根据现场运行条件确定，可模拟高含水原油在管道中的流动过程，得到了不同含水率的油水混合液在室内模拟试验条件下的粘壁温度，可以对现场试验确定粘壁温度进行指导。将粘壁厚度显著增加的温度确定为室内模拟试验条件下的粘壁温度（见表1）。

2 管线粘壁温度计算

有研究者通过室内试验和环道实验，对实验数据进行了公式拟合，得到了高含水时期油水乳状液集输温度计算式：

利用不加热集输温度边界辨别式，根据室内测试数据反推计算K、m、n。

经过计算文卫油田k=12.7425，m=2.6356，n=0.2115。根据集输系统生产运行数据，参考高含水原油不加热集输温度边界式，对于文卫油田的单井管线和干支线进行计算，其中单井管线粘壁温度在26-29℃之间，干支线粘壁温度最高为25℃。

3 结论

按照文卫油田单井和计量站加热炉撤销方案，文卫油田在2018年冬季进行了集输系统常温输送验证。其中10口单井停用了加热炉，12座计量站停用了加热炉，以上10口单井井口没有出现回压超高现象，12座计量站相关的集油支干线进站温度在35℃以上，保障了三相分离器脱水效果。通过现场试验验证了通过计算管线粘壁温度的办法计算集输系统常温输送安全技术界限的办法是可行的，同时可以在油田进行推广使用。

参考文献：

[1]郑泽旭.油井常温集输技术原理与研究[J].江汉石油职工大学学报，2015，28（5）：56-58.

[2]樊俊生，梁玉波，蒲琳等.双河油田原油不加热集输工艺技术研究[J].石油地质与工程，2009，23（5）：119-121.

[3]田东恩.西区油田高含水期原油粘壁规律研究[J].科学技术与工程，2015，15（9）：176-179.