尚增輝，曲 虎，劉 靜，邵艷波，張鵬虎

(中國石油集團工程設計有限責任公司 華北分公司，河北 任丘 062550)

0 引言

對于油井產液量、溫度和含水量均較低，且原油的粘度、凝固點、含蠟量都比較高的外圍油田，常采用單管環(huán)狀摻水集油工藝［1－2］。該工藝在集中處理站設有摻水泵和摻水加熱爐，水經過加熱爐升溫后，通過摻水泵升壓后輸送至集油閥組間，由閥組分配給各集油環(huán)的油井［3－4］。熱水與井口出油管的原油混合后通過集輸管線混輸至處理站進行處理，分離出來的伴生氣供加熱爐進行燃燒［5－7］。

在運行過程中，為了能夠保證原油的安全輸送，必須要保持一定的摻水溫度，但是如果摻水溫度過高，則會使摻水系統(tǒng)能耗損失增大，運行費用增加［8－9］。因此，本文以某斷塊油田為研究對象，研究摻水溫度對能耗損失和運行費用的影響，優(yōu)化不同季節(jié)的摻水溫度，達到降低運行費用的目的。

1 計算依據(jù)

1．1 計算公式

(1)集輸管線溫降計算［10］

式中 tx——管道沿線任意點的流體溫度/℃;

t0——管外環(huán)境溫度/℃;

t1——管道起點的流體溫度/℃;

x——管道計算段起點至沿線任意點的長度/m;

a——系數(shù)。

式中

K——總傳熱系數(shù)/W·m－2·℃－1;

D——管道外徑/m;

qm——原油的質量流量/kg·s－1;

C——原油比熱容/J·kg－1·℃－1。

(2)集輸管線壓降計算

式中

Δp——集輸管道壓降/MPa;

λm——阻力系數(shù);

ρm——氣液混合物平均密度/kg·m－3;

vm——流體流速/m·s－1;

L——管道長度/km;

1．2 計算參數(shù)

20℃時原油密度0． 897 3 g/cm3，50℃粘度55.23 mPa·s，凝固點30℃，氣油比10 m3/t，產液量為216 t/d，綜合含水率為60．3%，井口平均出油溫度25℃，控制進站溫度35℃，進站壓力0．2 MPa，井口最高回壓1． 5 MPa，冬季管線埋地土壤溫度為5℃，夏季管線埋地土壤溫度15℃。傳熱系數(shù)根據(jù)“油氣集輸設計規(guī)范”GB50350 － 2005 附錄中取值。

圖1 原油粘度隨溫度的變化曲線

由圖1 和圖2 可以看出，原油粘度隨著溫度的上升而下降，含水原油的粘度隨著含水率的升高先上升后下降，原油轉向點為60%左右。

圖2 含水原油粘度隨含水率的變化曲線

1．3 計算方法

本文使用PIPESIM 軟件進行計算。

2 計算結果及分析

2．1 計算條件

分別對摻水溫度為50 ～85℃8 個溫度下的模型進行計算，模型中管道埋深為－1．5 m，保溫層厚度為40 mm。調節(jié)摻水比來控制產出液的進站溫度在35℃左右，通過模型計算各個溫度下的摻水比、井口回壓、耗氣量、耗電量及運行費用，具體計算結果見表1 和表2。

2．2 結果分析

2．2．1 摻水溫度對摻水比的影響

在不同的摻水溫度下(摻水泵流量通過變頻進行控制)，通過調節(jié)摻水比控制產出液的進站溫度在35℃左右，由圖3 可以看出，在保證產出液進站溫度的情況下，摻水比隨著摻水溫度的升高而增大，曲線在50 ～60℃之間時變化比較明顯，說明摻水比在低溫區(qū)對摻水溫度的變化比較敏感，在溫度超過70℃以后，摻水比隨摻水溫度的升高變化比較平緩。冬季土壤溫度較低，管線的散熱量較大，因此冬季摻水比相比夏季有所增大。

圖3 摻水比隨摻水溫度的變化曲線

表1 冬季不同摻水溫度下各摻水的計算結果

表2 夏季不同摻水溫度下各摻水的計算結果

2．2．2 摻水溫度對井口回壓的影響

井口回壓主要是由管線的沿程摩阻決定的，沿程摩阻主要受流體粘度和流速的影響，管線摩阻損失隨流體粘度和流速的降低而下降。由圖4 可以看出，摻水溫度在50 ～55℃時，井口回壓下降比較明顯，在摻水溫度達到60℃以上時，摻水溫度對井口回壓影響不大。

另外，根據(jù)BIG網站信息，印度尼西亞早在2013年之前，就意識到了多規(guī)合一的重要性，執(zhí)行了“一張圖”政策，計劃到2019年底全面實現(xiàn)“一張圖”的標準化目標。該政策從基礎圖、林業(yè)用圖、空間規(guī)劃圖等方面對1∶50 000地圖首先進行多規(guī)合一，以服務于土地出讓和基礎設施建設等方面的工作，這一工作比我國大部分省區(qū)開展得都早。在印度尼西亞，這項工作的直接負責人是印度尼西亞總統(tǒng)和副總統(tǒng)，相關部委的部長、各省的省長、相關市的市長等直接領導人參與，這一點也是我國在開展這類工作時值得借鑒和學習的。

2．2．3 摻水溫度對耗氣量的影響

由圖5 可知，耗氣量隨著摻水溫度的升高而增加，這是因為隨著摻水溫度的增加，摻水系統(tǒng)熱負荷逐漸增大，摻水系統(tǒng)的熱負荷是通過加熱爐燃燒氣提供的，因此摻水溫度的升高導致耗氣量逐漸增大。冬季管線熱損失比夏季多，因此冬季的耗氣量比夏季耗氣量大。

圖4 井口回壓隨摻水溫度的變化曲線

這是因為在低溫時，摻水比隨著摻水溫度的下降有明顯增幅，摻水比的增加使管線內流體流速增加，根據(jù)式(3)，流體流速增大是使摩阻損失增大的因素，摻水溫度升高使流體粘度下降，這是摩阻損失減小的因素，但由圖2 可知，摻水量的減小又使流體粘度上升，這是摩阻損失增大的因素。在低溫區(qū)，流速成為影響摩阻損失的主要因素，因此，三個因素綜合的結果是井口回壓下降，在摻水溫度達到60℃以上時，三個因素基本保持平衡，井口回壓變化不大。

圖5 月耗氣量隨摻水溫度的變化曲線

2．2．4 摻水溫度對耗電量的影響

集油系統(tǒng)的電量消耗主要是摻水泵將低壓回水增壓，然后通過站間摻水管道輸至集油摻水閥組間的摻水匯管，并分配至各集油環(huán)管道內所消耗的電量。

由圖6 可知，耗電量隨著摻水溫度的升高而降低，這是因為，在進站溫度一定的情況下，隨著摻水溫度的升高，摻水比逐漸降低，由式(4)可知，泵的輸出功率與泵的流量和揚程成正比，由于管線摩阻損失隨摻水溫度變化不大，因此泵的揚程變化不大，所以隨著摻水比的逐漸下降，泵的輸出功率也逐漸降低［11］。相同摻水溫度下，冬季摻水比較大，因此冬季的耗電量較多。

圖6 摻水系統(tǒng)耗電量隨摻水溫度的變化曲線

式中

Q——流體流量/m3·h－1;

H——泵的揚程/m;

ρ——流體平均密度/kg·m－3;

η——泵的效率。

2．2．5 摻水溫度對運行費用的影響

由圖7 可知，摻水系統(tǒng)的運行費用隨著摻水溫度的升高，先減少后增加，運行費用主要包括燃氣費用和電費，由以上論述可知，隨著摻水溫度的增加，耗氣量逐漸增大，耗電量逐漸減小，當摻水溫度處于低溫區(qū)時，電費的下降是運行費用變化的主導因素，因此隨著溫度的升高，運行費用逐漸降低;當摻水溫度超過70℃(夏季65℃)以后，燃氣費用的增加成為運行費用變化的主導因素，因此，隨著摻水溫度的升高，運行費用逐漸增加。綜合考慮，冬季摻水溫度在70℃左右時運行費用最低，夏季摻水溫度在65℃左右時運行費用最低。

圖7 運行費用隨摻水溫度的變化曲線

3 結論

通過以上計算結果及分析，可以得到如下結論:

摻水系統(tǒng)熱損失隨著摻水溫度的升高而增大;井口回壓隨著摻水溫度的升高先降低后保持穩(wěn)定;耗氣量隨著摻水溫度的升高而增加，耗電量隨著摻水溫度的升高而降低;摻水系統(tǒng)運行費用隨著摻水溫度的升高先降低后升高，冬季摻水溫度在70℃左右時運行費用最低，夏季摻水溫度在65℃左右時運行費用最低。

［1］魏立新，李朋，等．單管環(huán)狀摻水流程降溫集輸運行實踐與分析［J］．節(jié)能，2011(7):112 － 115．

［2］南松玉． 油氣集輸系統(tǒng)能耗分析試驗及節(jié)能對策［D］．大慶:東北石油大學，2012．

［3］吳瑋，等． 大慶外圍油田集油系統(tǒng)摻水工藝研究［J］．油氣田地面工程，2007(1):12 －13．

［4］侯進才．原油集輸系統(tǒng)能耗分析與綜合優(yōu)化設計軟件開發(fā)［J］．科學技術與工程，2010，24(10):5880 －5884．

［5］王志華． 宋芳屯油田低溫集輸工藝參數(shù)優(yōu)化研究［D］．大慶:大慶石油學院，2010．

［6］張?zhí)m雙，魏立新，王文秀，等． 原油集輸系統(tǒng)效率計算與能耗分析軟件開發(fā)［J］． 油氣田地面工程，2005，24(11):13 －15．

［7］黃善波，徐明海，等．稠油油田雙管摻稀油集輸系統(tǒng)的優(yōu)化設計［J］．油氣儲運，2000，11(4):11 －14．

［8］毛前軍．環(huán)狀集油流程安全混輸溫度界限及優(yōu)化運行管理研究［D］．大慶:大慶石油學院，2009．

［9］毛前軍，劉立君，等．油田環(huán)狀集輸流程節(jié)能運行研究［J］．油氣田地面工程，2009，28(1):18 －20．

［10］中華人民共和國國家標準． 油氣集輸設計規(guī)范:GB50350 －2005［S］．北京:中國計劃出版社，2005:40 －51．

［11］李陽初，劉雪暖． 石油化學工程原理(上冊)［M］．北京:中國石化出版社，2008:86 －115．