雙管摻水集油工藝溫降計算公式的應(yīng)用

許文會 楊永剛 胡延平 付麗（大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠）

1 現(xiàn)狀

杏北油田屬高凝、高黏原油、高寒地區(qū)，集輸過程中需要加熱、保溫，站外系統(tǒng)92%的井采用雙管摻水集油工藝流程。該系統(tǒng)的動力、熱力消耗與摻水量、摻水溫度、輸送介質(zhì)黏度以及油井產(chǎn)出液的流量、含水率等因素有關(guān)，這些因素又是相互影響和相互制約的[1]。現(xiàn)場結(jié)合環(huán)境溫度變化、站庫平穩(wěn)運行所需最低集油溫度，分為低溫集輸、常溫集輸、冬季生產(chǎn)3個階段對摻水溫度和摻水量給出管理指標(biāo)。隨著油田開發(fā)的深入，單井含水升高，集輸環(huán)境發(fā)生變化，以及精細(xì)化管理的需求，部分管理指標(biāo)已經(jīng)不能滿足生產(chǎn)需求。根據(jù)現(xiàn)場生產(chǎn)經(jīng)驗，摸索單井摻水量，急需一種根據(jù)單井的不同情況，計算個性化的摻水參數(shù)的方法。

2 雙管摻水集油工藝計算公式

2.1 溫降計算公式

根據(jù)企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《雙管流程油井摻水技術(shù)條件》（Q/SY DQ0796—2016），摻高溫水摻水溫度的確定主要應(yīng)用熱力學(xué)中的熱油管線沿軸向溫降公式。

油氣集輸管道沿線任意點的流體溫度計算公式為

式中：tx——管道沿線任意點的流體溫度，℃；

t0——管外環(huán)境溫度（埋地管道取管中心深度地溫），℃；

t1——管道計算段起點的流體溫度，℃；

x——管道計算段起點至沿線任意點的長度，m；

a——系數(shù)。

其中系數(shù)a計算公式為

式中：D——管道外徑，m；

qm——混合液的質(zhì)量流量，kg/s；

C——混合液比熱容，J/（kg·℃）；

K——總傳熱系數(shù)，W/（m2·℃）。

2.2 雙管摻水集油工藝

油井至計量站（或轉(zhuǎn)油站、聯(lián)合站）之間有2條管道相連，其中一條管道集油，另一條管道輸送高溫水至井口，起到加熱保溫和熱洗的作用（圖 1）。

圖1 雙管摻水集油工藝流程

從圖1和已有現(xiàn)場參數(shù)情況看，若計算單井摻水量，需已知油井井口出油溫度，計算出采出液和摻水混合后的溫度，作為集油管道的起點溫度。

2.3 井口出油溫度

對大慶油田該地區(qū)的油井出油溫度進行調(diào)查與研究，在大量實測井口出油溫度的基礎(chǔ)上擬合出井口出油溫度的經(jīng)驗公式，并在油氣集輸系統(tǒng)設(shè)計過程中一直采用[2]。但隨著油田開采的不斷進行，產(chǎn)液量和含水率較以前有顯著變化，井口實際出油溫度與公式計算結(jié)果存在較大誤差，需要校正。經(jīng)修正后的油井井口出油溫度經(jīng)驗公式[3]如下：

式中：T——出油溫度，℃；

G——產(chǎn)液量，t/d；

W——含水率，%。

為驗證公式準(zhǔn)確性，選取幾十口不同產(chǎn)液井現(xiàn)場取樣對比（表1），取樣前關(guān)閉井口的摻水閥門，3～5 min后取樣測溫。對于日產(chǎn)液大于20 m3井，公式吻合度為97.4%，對于日產(chǎn)液小于20 m3井，公式吻合度為86.8%，公式整體準(zhǔn)確性較高。

表1 井口采出液溫度校核情況

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 以回油溫度為目標(biāo)的摻水量計算

通過指定計量間、轉(zhuǎn)油站、聯(lián)合站各級站庫最低進站運行溫度和摻水出站溫度的情況下，根據(jù)單井實際生產(chǎn)參數(shù)和集輸管道參數(shù)，就可應(yīng)用雙管摻水集油工藝溫降計算公式計算每口井所需的摻水量。計量間和轉(zhuǎn)油站匯管處混合液溫度采用加權(quán)平均的方式計算。

式中：T——混合溫度，℃；

G1——第一種流體流量，t/d；

G2——第二種流體流量，t/d；

C1——第一種流體比熱容，kJ/(kg·℃)；

C2——第二種流體比熱容，kJ/(kg·℃)；

T1——第一種流體溫度，℃；

T2——第二種流體溫度，℃。

3.2 參數(shù)修正

在實際應(yīng)用過程中，對于集輸管道受結(jié)垢、埋深、外部環(huán)境等因素影響，其真實管徑和總傳熱系數(shù)等參數(shù)無法得到真實數(shù)值，可采用實際生產(chǎn)參數(shù)反推的方式得到當(dāng)量管徑或總傳熱系數(shù)[4]。對于5年以內(nèi)較新的管道可修正總傳熱系數(shù)，研究表明：進出站溫度對反算管道總傳熱系數(shù)的影響最敏感，其次為含水率和輸量，管道周圍介質(zhì)溫度最不敏感；因此應(yīng)盡量減小現(xiàn)場采集進出站溫度、含水率和輸量的誤差，以提高總傳熱系數(shù)反算的精度。在輸送過程中，溫度沿管線逐漸下降，當(dāng)油溫低于析蠟溫度時，發(fā)生結(jié)晶析出并產(chǎn)生一定的結(jié)晶潛熱，這就使得原油的比熱容發(fā)生了變化[5]。因此，對于5年以上的舊管道可修正管徑。應(yīng)用修正后的參數(shù)再進行計算，與現(xiàn)場符合度較高。

3.3 應(yīng)用實例

某油井日產(chǎn)液30 t，含水90%，出油溫度井計算為30.2℃，單井集油摻水管道規(guī)格均為60 mm×3.5 mm，長度500 m，該井1月份計量間摻水溫度為60℃，摻水量為0.8 m3/h，若到6月份計量間摻水溫度降低到45℃，回油溫度要保證30℃進入計量間。經(jīng)計算需要摻水量0.5 m3/h，原油的比熱容取2.09 kJ/(kg·℃)，水的比熱容取4.18 kJ/(kg·℃)。

杏北某轉(zhuǎn)油站2017年4月份實施常溫集輸試驗，通過當(dāng)前的運行數(shù)據(jù)對每口井的管徑進行校核。通過校核后的管道規(guī)格進行計算，轉(zhuǎn)油站控制摻水溫度35℃，優(yōu)化后的摻水量為44.1 m3/h，轉(zhuǎn)油站來液平均溫度為26.7℃。現(xiàn)場實施后，轉(zhuǎn)油站來液溫度最低為27℃，與計算相比，誤差較小。

利用上述方法，2017年5—12月在杏北油田某轉(zhuǎn)油站現(xiàn)場應(yīng)用，與2016年同期對比，累計調(diào)整參數(shù)210井次，摻水量下降13%，耗電量下降13.4×104kWh，耗氣量下降37.1×104m3，年節(jié)約510 t（標(biāo)煤），運行能耗顯著下降（表2）。

表2 杏北油田某轉(zhuǎn)油站現(xiàn)場應(yīng)用效果

4 結(jié)論

1）隨著開發(fā)的深入，油井井口出油溫度經(jīng)驗公式需要及時修正，滿足工程計算需求。

2）根據(jù)雙管摻水集油工藝溫降計算公式，可以實現(xiàn)以溫度為目標(biāo)的調(diào)整摻水量的定量計算，為優(yōu)化集輸參數(shù)提供定量指導(dǎo)。

3）生產(chǎn)運行參數(shù)越精確，參數(shù)修正越準(zhǔn)確，計算結(jié)果越接近實際。

4）油氣集輸系統(tǒng)模擬軟件以大量的實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)為支持，通過采用校核后的水力熱力參數(shù)計算集輸參數(shù)，具有推廣價值。

[1]崔之健，王菁，張曉陽，等.基于遺傳算法的油氣集輸管網(wǎng)運行效率優(yōu)化[J].西安石油大學(xué)學(xué)報（自然科學(xué)版），2008，23（6）：59-62.

[2]魏立新，劉揚，油井出油溫度最優(yōu)化擬和方法[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報，2004（2）：54-56.

[3]亓福香，汪壽琴，吳瑾.井口出油溫度計算方法與應(yīng)用分析[J].油氣田地面工程，2015，34（8）：34-36.

[4]魏立新.反算管道傳熱系數(shù)影響因素的敏感性分析[J].科學(xué)技術(shù)與工程，2014（20）：294-296.

[5]崔崇，陳保東，李璽，等.含蠟原油熱輸管道軸向溫降計算及其應(yīng)用[J].煉油技術(shù)與工程，2007，37（5）：43-45.