某站低常溫外輸可行性分析

張浩（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）

某站低常溫外輸可行性分析

張浩（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）

隨油田開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，某站外輸含水進(jìn)入高含水范圍，外輸液粘度降低，低溫條件下管壁結(jié)蠟減少，本文結(jié)合某站實(shí)際運(yùn)行情況利用溫降公式，對(duì)某站常溫外輸進(jìn)行可行性的初步分析，并對(duì)常溫外輸后管壁結(jié)蠟情況進(jìn)行理論預(yù)測(cè)，結(jié)果表明在某站實(shí)施4-10月份常溫外輸，冬季低溫外輸即可以降低氣耗又避免了過(guò)多改造，明顯提高了效益。

常溫外輸；溫降公式；結(jié)蠟；粘度；高含水

近年來(lái)國(guó)際石油價(jià)格持續(xù)降低，成本控制、節(jié)能降耗已成為油田一項(xiàng)重要工作，在老區(qū)低溫常溫集輸技術(shù)已試驗(yàn)推廣驗(yàn)證多年時(shí)，外圍油田由于單井產(chǎn)液量小，含水不穩(wěn)定，析蠟點(diǎn)溫度高等原因一直未進(jìn)行大面積推廣。然而在集油站——聯(lián)合站的外輸中，外輸液含水多在75%左右、外輸液量大、管徑大，管線保溫層保護(hù)也較好，并且外輸液影響管路外輸?shù)闹饕奈镄粤髯冃詤?shù)由于含水上升產(chǎn)生很大變化，本文針對(duì)此情況對(duì)本站常溫低溫外輸進(jìn)行可行性分析。

1 某轉(zhuǎn)油站集輸系統(tǒng)概況

某站集輸流程為三合一+大罐沉降的開(kāi)式流程，計(jì)量間來(lái)液進(jìn)三合一進(jìn)行初步分離緩沖沉降后，再進(jìn)入沉降罐進(jìn)一步沉降，油經(jīng)外輸泵進(jìn)加熱爐加熱后外輸，水經(jīng)摻水泵經(jīng)加熱爐加熱后進(jìn)入計(jì)量間，調(diào)配水量后參與環(huán)狀摻水流程。某站轄49口油井，33口水井，日產(chǎn)液量310t，產(chǎn)油84t，摻水910t，外輸液含水73%左右，外輸管線長(zhǎng)7.8km，現(xiàn)日耗干氣850m3，伴生氣1300m3，噸油耗氣25m3。

站內(nèi)集輸系統(tǒng)主要設(shè)備能耗來(lái)自兩個(gè)方面，一是加熱爐加熱介質(zhì)產(chǎn)生的氣耗，二是集輸系統(tǒng)各類機(jī)泵產(chǎn)生的電力能耗。在氣耗方面由主要可分為摻水加熱耗氣、外輸加熱耗氣、采暖加熱耗氣。

2 存在問(wèn)題

某站在夏季停運(yùn)一臺(tái)加熱爐的情況下依然無(wú)法保持停干氣集輸，5月份用氣超配額，噸油耗氣35m3左右。隊(duì)內(nèi)針對(duì)此種情況情況采取的節(jié)氣措施一是站內(nèi)降低三合一壓力確保伴生氣充分析出將原三合一壓力由0.1降至0.05；二是控制摻水溫度，根據(jù)環(huán)壓力、材質(zhì)、油井遠(yuǎn)近、產(chǎn)量等因素制定了一環(huán)一策的集油環(huán)溫度控制方案；三是加強(qiáng)井上套耳器管理確保伴生氣回收，取得一定成效，但耗氣仍然較高，有時(shí)使用仍超過(guò)礦配干氣量。

3 解決方案及效益分析

3.1 埋地管路軸向溫降

3.1.1 計(jì)算的基本假設(shè)

（1）該外輸管線經(jīng)長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行，熱力條件穩(wěn)定，輸量變化小，工況穩(wěn)定，輸油時(shí)同一段時(shí)間內(nèi)認(rèn)為地溫、氣溫不變。

（2）總傳熱系數(shù)K認(rèn)為是常數(shù)，不考慮形成蠟層后K值變化。

（3）比熱c認(rèn)為是常數(shù)，不考慮含蠟原油蠟晶析出后管內(nèi)液體比熱增大的影響。

（4）忽略延程摩阻生熱，忽略溫度降低時(shí)析出蠟潛熱的影響。

3.1.2 管道軸向溫度計(jì)算

某站至某一聯(lián)管線同時(shí)承擔(dān)某站輸油工作，某站外輸油在某站經(jīng)匯管與某站外輸油同時(shí)進(jìn)入總外輸管線，某站末點(diǎn)溫度由實(shí)際測(cè)得56℃，某站如采取不加熱外輸出口溫度為42℃，由熱平衡方程可得混合后溫度為50.1℃，再由蘇霍夫溫降公式求得L=7800m時(shí)末點(diǎn)進(jìn)站溫度Tz

可得Tz=41.88℃。

由于假設(shè)條件限定該溫度應(yīng)低于實(shí)際進(jìn)站溫度，夏季常溫輸送可以達(dá)到進(jìn)下站要求。

冬季可實(shí)施低溫外輸，某站外輸溫度控制到48℃，某站末點(diǎn)溫度65℃時(shí)混合后溫度57.8℃。自然地溫-11℃，計(jì)算得Tz= 44℃。

3.2 常溫外輸后管線結(jié)蠟情況分析

在管道外輸時(shí)蠟沉積形成蠟層后主要有兩方面影響，一是蠟層附著在管壁上形成保溫層總傳熱系數(shù)K降低，摩擦生熱增大管內(nèi)液體溫度降低減慢。二是蠟層形成后管徑變小、延程摩阻增大，增加能耗，甚至阻塞管道。

3.2.1 確定管內(nèi)油流開(kāi)始析蠟時(shí)離出口距離

根據(jù)蘇霍夫溫降公式，在T析=44.5時(shí)，L=5121m，L蠟=7800-5121=2679m

3.2.2 蠟沉積速率確定

參考廠《原油集輸系統(tǒng)節(jié)能優(yōu)化運(yùn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)》結(jié)論中粘溫曲線，計(jì)算得Re=1415，判斷液體為層流區(qū)。在實(shí)際生產(chǎn)運(yùn)行中可根據(jù)壓力變化數(shù)值進(jìn)行反算取得結(jié)蠟層厚度。

3.2.3 高含水對(duì)管壁結(jié)蠟的影響

隨著原油含水增加尤其是超過(guò)轉(zhuǎn)向點(diǎn)后，結(jié)蠟量顯著減少，當(dāng)含水達(dá)到80%以后管壁上會(huì)形成水膜，影響蠟沉積，這說(shuō)明原油達(dá)到高含水后，對(duì)管壁結(jié)蠟有抑制作用，利于實(shí)現(xiàn)低溫集輸[6]。

3.3 運(yùn)行準(zhǔn)備

（1）管線保溫被破壞的部位需要重建保溫層，過(guò)渠等埋深不夠的位置需填埋，從而改善總傳熱系數(shù)K值。

（2）根據(jù)實(shí)際運(yùn)行結(jié)蠟情況，可在每月選定一天進(jìn)行高溫加熱外輸已達(dá)到管線融蠟熱洗的作用。

（3）試運(yùn)時(shí)為確保外輸安全可進(jìn)行通球試驗(yàn)。

4 結(jié)語(yǔ)

（1）經(jīng)過(guò)理論計(jì)算，某站在4-10月份實(shí)施常溫集輸時(shí)進(jìn)站溫度為41℃左右，在冬季進(jìn)行低溫集輸時(shí)出站溫度50℃進(jìn)站溫度為44℃左右，低常溫外輸方案是完全可行的，不僅可節(jié)約耗氣，而且涉及改造少方案費(fèi)用低。

（2）為防止低常溫外輸時(shí)管壁結(jié)蠟影響外輸，建議每月1日高溫外輸12小時(shí)，起到熱洗管線的作用。

（3）現(xiàn)各站外輸溫度普遍較高，存在浪費(fèi)現(xiàn)象，建議各站根據(jù)溫降公式重新計(jì)算本站合理的外輸溫度，達(dá)到降耗目的。

[1]劉楊王志華成慶林.大慶原油管輸結(jié)蠟規(guī)律及清關(guān)周期確定.