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【摘要】随着油田进入了高含水期，采出原油80%以上为凝点较高的含蜡原油和重质原油，集输管网中的含水率多在90%以上。传统上对含水原油进行输送广泛采用了加热输送的工艺，该工艺需要消耗大量的能量，在能源紧缺的今天致使输油成本居高不下，并且能源的燃烧对环境也造成巨大的污染。在保障安全生产的前提下，我矿对含水易凝原油可以进行低温输送试验，从而找到含水原油低温集输的现场应用方法，最大程度地降低输油成本，减少环境污染。
【关键词】降温集输 节能
1 试验情况及分析
试验选取集输条件相似的3种不同管径（φ76mm、φ60mm、φ48mm）采出井，通过控制掺水量，改变回油管线内温度及流量，摸索压降变化规律。在相同管径下，当以固定温度进行输油时，流量越大，压降越高；当以固定流量进行输油时输油温度越高，压降越低。在相同压降下，流量越大，其所需的输油温度越高。这是由于在固定管路中，层流时，压降与流速1 次方成正比；紊流时，压降与流速的1.75～2次方成正比。因此在固定管路和保障安全输送的情况下，可以通过减少流量来降低输油的极限温度。
在同一流量下，实验段压降随着管径的增大而降低， 在同一管径下，输油温度越高，压降越低。在固定压降下，管径越大，其所需输油温度越低。这是因为管路内流体无论是做层流流动还是紊流流动，流动的压降都与管径成反比。因此在固定流量和保障安全输送的情况下可以通过增大输油管径的方法来降低输油的极限温度。但是这种方法可行性较差，当输油流量较大时用增大输油管径的方法，效果不是很明显。因此，现场生产过程中可以通过减少流量来减少压降。
（1）在固定管路中，输油的极限温度随着流量的减少而降低。也就是说，降低掺水量减少管内流量下降，极限温度降低有利于采出液集输。
（2）在固定输油流量情况下，输油的极限温度随着管径的增大而降低。但这种方法可行性差，并且当输油流量较大时效果不是很显著。现场生产过程中可以通过减少流量来降低压降。
2 现场应用情况及效果比较
2.1 季节停掺水
根据以上对流量，压降及极限温度认识，我矿按照集油工艺差别，分类实施；根据时间不同，分批实施；根据季节变化，分形式实施。
2.1.1 双管掺水流程井
当含水率上升时，含水油凝固点产生漂移，可以低于原油凝固点10℃集油，结合含水油转相点（65%），确定季节停掺界限：当含水率大于75%，井口回压不大于1.0MPa的油井，原则上全部实施季节停掺水。
2.1.2 单管环状掺水流程井
停掺界限：端点井产液量大于15t/d、含水率大于75%，全环产液量大于20t/d、含水率大于75%的油井，停掺后井口回压不高于1.3MPa。
不能全环停掺水的油井，控制全环掺水量，要求包括掺水量后含水率、集输量满足单管环状掺水井季节停掺条件。
为了保证油井的安全生产，季节性停掺水井采取分区块、分阶段逐步深入的办法，共分三个批次：
第一批：实施时间2011年3月26日～11月25日。产液量31～60t/d、含水75%以上的双管流程井，端点井大于30 t/d、含水大于80%的单管环状油井实施季节性停掺水（共203口），其余油井掺水运行。
第二批：实施时间2011年5月1日～10月31日。产液量20～30t/d、含水75%以上的双管流程井， 端点井大于20 ～30t/d、含水大于80%的单管环状，油井实施季节性停掺水（共407口），第一阶段实施停掺水油井继续实施停掺水（155），其余油井掺水运行。
第三批：实施时间2011年6月1日～9月30日。剩余双管流程井，端点井产液量15～20t/d，含水75%以上环状流程井（共289口）。剩余双管流程井，对单井至计量间距离在150米以内生产井，执行季节停掺水（29口）。
2.2 全年停掺水油井的实施
满足全年停掺水运行的油井（共89口），原则上必须停掺水运行。采用双管掺水工艺油井：含水大于80%、产液量大于80t/ d的油井双管出油；含水大于80%，产液量60～80t/d的油井停掺水、单管出油。
2.2.1 保证常温集油站按计划实施
2011年计划实施7座，其它站全站实施低温集油，掺水温度不超过45℃。为保证常温集油站的实施时率，每月常温集油天数必需达到20天以上；5月～6月，10月～11月过渡期间，可以采取10～15天升温1次冲洗集输油管道，降低系统回压，保证实施效果。
2010年与2005年全年能耗数据对比，转油站系统耗气量下降了893.77×104m3，下降幅度达49.64%；耗电量下降了118.73×104kWh，下降幅度达11.19%；吨液耗气下降了0.8m3/t，下降幅度45.7%；集输吨液耗电下降了0.05kWh /t，下降幅度为4.9%。降温集输工作在油田开发过程中取得了较好的应用效果（见表1所示）。
参考文献
[1] 韩洪升，李文庆，王小兵.含水原油低温集输极限温度的实验研究[J].新疆石油天然气 2007，（3）
作者简介
何崇韬，男，1989年5月出生，现就读于西南石油大学石油工程学院。
【关键词】降温集输 节能
1 试验情况及分析
试验选取集输条件相似的3种不同管径（φ76mm、φ60mm、φ48mm）采出井，通过控制掺水量，改变回油管线内温度及流量，摸索压降变化规律。在相同管径下，当以固定温度进行输油时，流量越大，压降越高；当以固定流量进行输油时输油温度越高，压降越低。在相同压降下，流量越大，其所需的输油温度越高。这是由于在固定管路中，层流时，压降与流速1 次方成正比；紊流时，压降与流速的1.75～2次方成正比。因此在固定管路和保障安全输送的情况下，可以通过减少流量来降低输油的极限温度。
在同一流量下，实验段压降随着管径的增大而降低， 在同一管径下，输油温度越高，压降越低。在固定压降下，管径越大，其所需输油温度越低。这是因为管路内流体无论是做层流流动还是紊流流动，流动的压降都与管径成反比。因此在固定流量和保障安全输送的情况下可以通过增大输油管径的方法来降低输油的极限温度。但是这种方法可行性较差，当输油流量较大时用增大输油管径的方法，效果不是很明显。因此，现场生产过程中可以通过减少流量来减少压降。
（1）在固定管路中，输油的极限温度随着流量的减少而降低。也就是说，降低掺水量减少管内流量下降，极限温度降低有利于采出液集输。
（2）在固定输油流量情况下，输油的极限温度随着管径的增大而降低。但这种方法可行性差，并且当输油流量较大时效果不是很显著。现场生产过程中可以通过减少流量来降低压降。
2 现场应用情况及效果比较
2.1 季节停掺水
根据以上对流量，压降及极限温度认识，我矿按照集油工艺差别，分类实施；根据时间不同，分批实施；根据季节变化，分形式实施。
2.1.1 双管掺水流程井
当含水率上升时，含水油凝固点产生漂移，可以低于原油凝固点10℃集油，结合含水油转相点（65%），确定季节停掺界限：当含水率大于75%，井口回压不大于1.0MPa的油井，原则上全部实施季节停掺水。
2.1.2 单管环状掺水流程井
停掺界限：端点井产液量大于15t/d、含水率大于75%，全环产液量大于20t/d、含水率大于75%的油井，停掺后井口回压不高于1.3MPa。
不能全环停掺水的油井，控制全环掺水量，要求包括掺水量后含水率、集输量满足单管环状掺水井季节停掺条件。
为了保证油井的安全生产，季节性停掺水井采取分区块、分阶段逐步深入的办法，共分三个批次：
第一批：实施时间2011年3月26日～11月25日。产液量31～60t/d、含水75%以上的双管流程井，端点井大于30 t/d、含水大于80%的单管环状油井实施季节性停掺水（共203口），其余油井掺水运行。
第二批：实施时间2011年5月1日～10月31日。产液量20～30t/d、含水75%以上的双管流程井， 端点井大于20 ～30t/d、含水大于80%的单管环状，油井实施季节性停掺水（共407口），第一阶段实施停掺水油井继续实施停掺水（155），其余油井掺水运行。
第三批：实施时间2011年6月1日～9月30日。剩余双管流程井，端点井产液量15～20t/d，含水75%以上环状流程井（共289口）。剩余双管流程井，对单井至计量间距离在150米以内生产井，执行季节停掺水（29口）。
2.2 全年停掺水油井的实施
满足全年停掺水运行的油井（共89口），原则上必须停掺水运行。采用双管掺水工艺油井：含水大于80%、产液量大于80t/ d的油井双管出油；含水大于80%，产液量60～80t/d的油井停掺水、单管出油。
2.2.1 保证常温集油站按计划实施
2011年计划实施7座，其它站全站实施低温集油，掺水温度不超过45℃。为保证常温集油站的实施时率，每月常温集油天数必需达到20天以上；5月～6月，10月～11月过渡期间，可以采取10～15天升温1次冲洗集输油管道，降低系统回压，保证实施效果。
2010年与2005年全年能耗数据对比，转油站系统耗气量下降了893.77×104m3，下降幅度达49.64%；耗电量下降了118.73×104kWh，下降幅度达11.19%；吨液耗气下降了0.8m3/t，下降幅度45.7%；集输吨液耗电下降了0.05kWh /t，下降幅度为4.9%。降温集输工作在油田开发过程中取得了较好的应用效果（见表1所示）。
参考文献
[1] 韩洪升，李文庆，王小兵.含水原油低温集输极限温度的实验研究[J].新疆石油天然气 2007，（3）
作者简介
何崇韬，男，1989年5月出生，现就读于西南石油大学石油工程学院。