某轉油站站外集輸管道管徑優化設計

王博(大慶油田第一采油廠，黑龍江大慶 163113)

某轉油站站外集輸管道管徑優化設計

王博(大慶油田第一采油廠，黑龍江大慶 163113)

某轉油站系統工程新建57口水驅油井，需新建單井管線。為確保機采系統安全平穩運行，提高管道效率，降低工程投資，利用水力計算表及熱洗（摻水）管線設計參數計算熱洗（摻水）管線管徑大小。利用PIPEPHASE工藝模擬計算軟件進行模擬計算，根據計算結果優化油井集油管道的管徑大小。通過經濟評價，管徑為DN65的管線比管徑為DN50的管線每公里貴3.61萬元，因此，在使用管徑為DN50的管線可以保證集采系統安全平穩運行時，不選取管徑為DN65的管線。所以，通過計算及綜合評價，某轉油站系統工程選擇管徑為DN50的管線37.07km；管徑為DN65的管線9.97km，投資估算656.92萬元。

集輸系統;管徑選取;水力計算;pipephase

某轉油站管轄油井161口，其中水驅油井105口，普通聚驅油井11口，高濃度聚驅油井45口，轄計量間8座（其中純水驅間1座，純聚驅間2座）。2015年產能工程除9#聚驅計量間所轄11口油井仍為普通聚驅油井外，其他聚驅油井均為本次產能二次上返利用井。

本次產能將新建水驅加密井57口接入水驅計量間。系統調整后，站場共轄井173口（老井116口，新井57口），計量間7座。新建管道均選內纏聚乙烯膠帶硬質聚氨酯泡沫塑料保溫管。

1 基本資料及技術參數

1.1 物性參數

原油物理性質見表2.1-1。

表2.1-1原油物性表

1.2 設計參數

計量站來油進轉油站壓力：0.15～0.2 MPa（表壓）；計量站來油進轉油站溫度：34～35℃；摻水出站溫度：≤70℃；摻水出站壓力：≤200m單井平均摻水量：0.7m3/h·口；油井最高允許回壓：≤1.0 MPa（表壓）；熱洗強度：20m3/h·井；熱洗周期：60天；井口熱洗壓力：3.5MPa

2 管道規格的確定

2.1 去油井摻水（熱洗）管線規格的確定

根據上述設計參數，熱洗強度遠大于單井平均摻水量，因此由熱洗強度確定摻水（熱洗）管線管徑大小。根據水力計算表（表3.1-1）及管線設計參數：井口熱洗壓力=3.5MPa。計算熱洗管線進各計量間壓力。

表3.1-1水力計算表

某轉油站各計量間去油井摻水（熱洗）管線允許水力損失為2.272MPa到2.760MPa，所以管線長度≤600m，選擇管徑為DN50的管線；管線長度＞600m，選擇管徑為DN65的管線。

2.2 油井來集油（計量）管線規格的確定

單井集油管道管徑的大小主要取決于油井最高允許回壓的設計參數，原油物性，產液量及管線長度。在確定井口回壓≤1.0MPa、進站溫度34℃到35℃的前提下，利用PIPEPHASE等工藝模擬計算軟件進行模擬計算，根據計算結果優化集輸油管道的管徑大小，提高管道效率，降低工程投資。

2.2.1 產量預測

根據產量預測計算得出：該區塊基建油井出油溫度：29.7℃；平均單井產油量：0.141m3/h；體積含水：90.4%；氣油比：88.9。

2.2.2 集油管線規格的確定

本系統基建新井共57口，利用PIPEPHASE進行模擬計算，根據進站溫度34℃到35℃的要求，調整摻水量。

根據計算結果，得出以下結論：某單井管線距離960m，選擇管徑為DN50的集油管線，井口回壓為0.41MPa＜1.0MPa，滿足設計要求。其它單井利用pipephase軟件模擬計算，選擇管徑為DN50的管線均可滿足油井最高允許回壓≤1.0 MPa（表壓）的要求。

3 結語

（1）某轉油站去油井摻水（熱洗）管線，管線長度≤600m，選擇管徑為DN50的管線；管線長度＞600m，選擇管徑為DN65的管線。

（2）某轉油站單井集油管線選擇管徑為DN50的管線。

（3）某轉油站系統工程選擇管徑為DN50的管線37.07km；管徑為DN65的管線9.97km，投資估算656.92萬元。

[1]pipephase多相流管網模擬軟件中文用戶手冊.北京中油奧特科技有限公司.

[2]崔海清.工程流體力學.北京：石油工業出版社，1995.

王博，男，第一采油廠。