牛圈湖油田单井集输工艺适应性分析

牛圈湖油田单井集输工艺适应性分析Niujuanhuoilfieldgatheringprocessadaptabilityanalysis邓丽君孙立媛胡志胜吐哈油田分公司三塘湖采油厂摘要：根据牛圈湖油田原油性质，选用单管集输工艺。牛圈湖油田的原油物性较好，原油含有少量伴生气，为常温集输创造了一定的条件。在产液量相同的情况下，当管径大于DN30时，安全输送距离随管径的增大而减短。原油含水率越高，因温降减小、粘度降低，管线集输长度会增长。对低产液的高凝高粘原油，采用常温输送或电加热输送很难解决单井回压高的问题，应考虑采用热管伴热的方式，井口掺热水或采用电加热管线。关键词：集输；产液量；管径；高回压；牛圈湖油田地理位置位于新疆哈密地区巴里坤哈萨克自治县与伊吾县的交界处，区内地面水资源缺乏，植被稀少，零星分布疏叶骆驼刺、戈壁藜、胡杨等，气候干旱少雨，属典型的高纬度内陆性气候。牛圈湖油田地质位于三塘湖盆地马朗凹陷的西北部，开发层系以侏罗系西山窑组为主。发现的牛圈湖西山窑油藏储层属低孔特低渗、原始地层压力低、油井自然产能低。2007年牛圈湖油田投入开发建设，2009年牛圈湖油田地面主体配套系统建成，全面投入运行。1基本参数牛圈湖油田初期单井产量6t/d（直井），一年后单井平均产量2.6t/d，气油比36m3/t，井口出油温度15～16℃，井口回压要求1.5MPa以下。2单井集输工艺目前常用的单井集输工艺有单管集输工艺、双管掺水（或稀油）集输工艺和三管伴热集输工艺。根据牛圈湖油田原油性质，选用单管集输工艺。单管集输工艺又分为常温集输、加热集输和加药集输等。牛圈湖油田的原油物性较好，原油含有少量伴生气，为常温集输创造了一定的条件。3建立数学模型为了方便运算，建立了管输的数学模型，假定：①原油连续平稳生产，连续平稳输送；②管线埋深在冻土层以下，地温随季节缓慢、连续变化，冬季极限地温为3℃；③流体在管线流动过程中，温度随粘度连续变化。利用达西公式和热力计算公式，从原油含水、原油粘度、产液量三个方面对原油集输1能力的影响进行了分析。（1）输油管线沿程水力摩阻损失计算公式：式中h—管道内沿程水力摩阻损失（m）；λ—摩阻系数；L—管道长度（m）；d—输油管道的内直径（m）；V—原油在管道内的平均流速（m/s）；g—重力加速度（m/s2）；qv—平均温度下的原油流量（m3/s）。（2）埋地输油管道的温降计算公式：式中t1—管道起点原油温度（℃）；t2—管道终点原油温度（℃）；t0—管道中心处最冷月份平均地温（℃）；L—管道长度（m）；i—流量为qm时的水力坡降（m）；g—重力加速度（m/s2）；C—输油平均温度下原油的比热容（J/kg·℃）；K—总传热系数（W/m2·℃）；D—管道的外直径（m）；qm—原油流量（kg/s）。（3）原油热负荷计算Q=GmCp(t2－t1)/3.6Q―被加热介质所需热负荷，kW；Gm―被加热介质质量流量，t/h；Cp―被加热介质定压比热容，kJ/（kg.℃）；t2――被加热介质加热后温度，℃；t1―被加热介质加热前温度，℃。(4)传热系数的确定牛圈湖油田地处戈壁，土壤较为干燥，土壤潮湿程度按稍湿，保温厚度50mm，经过计算，埋地集油管线总传热系数见表1表1埋地集油管线总传热系数管道公称直径（mm）506580100150200250300350K值1.831.691.541.401.251.201.131.091.034单井集输工艺适应性分析4.1井口温度对集输能力的影响gVdLh2.2aLebttbtt0201aCgibCmqDKa2计算时取地温3℃，管线内部因结蜡等影响，壁厚进行了调整，牛圈湖区块及牛东区块原油凝点取7℃，起点压力(即回压)设为1.5MPa，单井管线输送到末端江管处压力为0.6MPa、温度为10℃，原油含水40%，单井管线管径分别按Φ76×4mm、Φ60×4mm、Φ45×3.5mm、Φ38×3mm、Φ34×3mm、Φ22×3mm，井口温度分别按15℃、50℃计算。计算结果绘成特征曲线如图。起点：压力1.5MPa,温度15℃终点：压力不低于0.6MPa,温度不低于10℃02004006008001000120014000.511.522.533.545678产液量（m³)管线长度（m）Φ76×4mmΦ60×4mmΦ45×3.5mmΦ38×3mmΦ34×3.5mmΦ22×3mm图1：井口温度15℃时液量与管线长度的关系起点压力1.5MPa，终点不低于0.6MPa，含水40%，起点温度50℃，终点温度不低于10℃050010001500200025000.511.522.533.545678产液量m³管线长度mΦ76×4mmΦ60×4mmΦ45×3.5mmΦ38×3mmΦ34×3mmΦ22×3mm图2：井口温度50℃时液量与管线长度的关系3根据计算结果，考虑到原油含蜡影响管道半径因素，单井管线选用Φ60×4mm。（1）井口原油15℃（不加热）安全输送的集输半径1）单井产液量为3m3/d时，集输半径为300m；2）单井产液量为4.3m3/d时，集输半径为400m；3）单井产液量为5.6m3/d时，集输半径为500m。（2）井口原油加热至50℃时安全输送的集输半径1)单井产液量为1.8m3/d时，集输半径为300m；2)单井产液量为2.4m3/d时，集输半径为400m；3)单井产液量为2.85m3/d时，集输半径为500m；根据试验区生产实践，初期产量较高时，单井管线不加热集输半径最大可达600米，但考虑大部分井伴生气较少，推荐常温集输半径为500米。但后期产量下降后，常温输送半径仅为300米。单井管线集输半径大于500米时，需要采取加热集输或加药常温集输。但考虑牛圈湖自然环境差，井口加药集输大大增加了工人的劳动强度，管理难度大，因此集输半径较大时，采用加热集输工艺。井口加热方式有燃气加热炉和电加热器加热两种，由于油气比较低，许多油井基本无气，即使有些井有气，井口取气的难度较大，若建气管网供气，工程投资较高，且使用加热炉，也会增大管理的难度，因此井口加热方式推荐采用电加热。4.2原油含水率高低对集输能力的影响原油含水不仅影响原油的粘度，也影响液体的比热，不同含水率的原油其散热程度是不同的。起点35℃不同含水液量与管线长度关系图0200400600800100012000.511.522.533.545678产液量（m³）管线长度15%含水40%含水60%含水4图3：含水与管线长度关系由图3可以看出，原油含水率越高，其温降越慢。也就是说，在同样的井口温度下，原油的集输距离越长（假定凝点一致的情况下）。4.3原油粘度高低对集输能力的影响粘度直接影响液体的雷诺数，影响流体的流态，但在液量较低时，流体仍然为层流，对管线的影响表现在压力损失方面。图4：粘度与压力的关系图4为Φ60Х4的单井管线的粘度与压力的关系图，由图可以看出，含水原油温度高于凝点时，粘度与压力降低成正相关系。4.4原油凝点对集输能力的影响原油凝点高对原油集输影响较大，凝点越高集输距离越短。4.5集输支线压力对集输能力的影响支线压力是单井回压测算的基础数据之一，单井管线进入集输支线节点的压力对井口回压影响较大。节点压力越高，井口回压越高。5结论（1）在产液量相同的情况下，当管径大于DN30时，安全输送距离随管径的增大而减短。当管径小于DN30时，在产液量为2.5—3m3/d处出现拐点。当单井产液量低于8m3/d时，单井管线最适合采用Φ34Х3的管线。因地温、结腊、散热等因素影响，且考虑产液量变化、管线热洗等因素，单井管线并不适宜选小管径。（2）在相同的末端压力和集输距离下，原油粘度是影响井口回压的重要因素，原油粘度越大，井口回压越高。用非金属复合管，减少管线磨阻。（3）原油含水率越高，因温降减小、粘度降低，管线集输长度会增长。（4）对低产液的高凝高粘原油，采用常温输送或电加热输送很难解决单井回压高的问题，应考虑采用热管伴热的方式，井口掺热水或采用电加热管线。（5）起点增加液量，采用串接或环接集输方式。6运行建议（1）有条件改变集输半径的各单井，将集输半径缩短至合理范围，并在改造过程中根据产液量适当考虑减小管径。粘度与压降的关系0100020003000400050001234567891011121314151617181920压降MPa粘度cts5（2）产液量偏低的各单井，采用单井罐生产。（3）能够通过提高井口温度实现安全输送的各井，井口加装电磁加热器，将温度提高到安全输送温度。（4）提高单井液量或井口注热水【(第一)作者简介】邓丽君：助理工程师，2007年毕业于新疆大学土木工程专业，现吐哈油田三塘湖采油厂地面工程室工程监督(0902)2772405、13565703558