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摘 要：如何通过技术手段，科学合理的提升采油系统管网应用能力，实现综合效益最优化，是采油生产管理中的一项重点工作。本文从实践入手，分别对混输方式、混输温度和单井回压控制进行系统科学优化，实施后取得了良好效果，对同类型生产管理有着较好的借鉴意义。
关键词：采油管网 应用能力 混输控制单井压力控制
1、前言
临盘采油厂采油二矿共开油井502口，管输生产398口，拉油生产104口，计量站点67座，混输管线77条，混输升温炉73台。如何进一步提升采油管网应用能力，使现有的流程管网在最佳状态下运行，现有的设备设施在最优状态下工作，实现经济效益最优化，是我们必须面对的一项问题。
2、混输方式、混输温度和单井回压控制最优化模式探索
2.1、根据原油物性确定流体流态，实现混输最优化
不同的区块采出的原油物性各不相同，有的油稠粘度大，有的含蜡量高，有的易结垢。油稠粘度大的流体适合层流生产，含蜡量高易结垢的流体适合紊流生产。这是因为层流输送时摩阻与粘度是一次方的正比关系，加热后粘度和摩阻降低显著；紊流输送时摩阻与粘度的0.25次幂成正比关系，粘度的降低远远不如层流时显著，但因流速快，原油不宜在管壁上结蜡结垢。如何做到不同物性流体采用不同形式的流态生产呢？
混输流态是层流还是紊流由雷诺数Re决定，当Re≤2000时为层流，当Re>2000时为紊流。
公式中V是管内流体的速度；d是管内径；u是液体运动粘度
对于一座计量站来说，管输生产时，管内径和液体的运动粘度是一定的，所以雷诺数由流体的速度决定。也就是说，只要改变速度流体流态是可以相互转换的。目前我矿核心计量站都靠混输泵生产，且有变频控制，靠调节频率实现改变流体的速度是完全能够实现的。
商88-1块油稠粘度大，适合在层流流态下管输生产，商88-1站输油管线内径100mm，流体运动粘度0.001m?/S，取雷诺数2000，根据公式①计算出层流流态下的流速
当流速小于或等于20m/s时，层流流动，我国原油输送管道推荐小直径（内径150mm以下）流速在3m/s以下，当流速为3m/s时，混输泵的频率23，实际生产频率我们选择了20。目前生产正常。
采油九队混输干线还担负着采油23队的原油混输任务，结蜡结垢比较严重，适合在紊流流态下生产，该混输干线内径250mm，流体运动粘度0.0005m?/S，取雷诺数2000，根据公式①计算出紊流流态下的流速
当流速大于4m/s时，紊流生产， 当流速为4.5m/s时，混输泵频率为37，实际生产频率我们选择了38。目前生产正常。
2.2、根据原油破乳温度确定计量站出口温度，实现升温最佳化
原油稳定破乳所需温度为42度左右 ，即各队来液进四净站温度不能低于40度。这就要求计量站出口温度必须有一个达标值。因为原油内部含有水份，温度过高时水易结垢、油易结焦。温度太高还存在一定的安全隐患，气源也不一定满足要求。那么就需要一个科学而有依据的温度。温降计算公式②提供了可靠的参考值。
TR= T0+（Tz- T0） e ②[2]
TR：加热炉的出口温度
T0：周围介质年平均温度
Tz：末端所需温度
K：管道总传热系数
D：管道外直径
LR：管道长度
G： 原油质量流量
C： 原油平均温度下的比热容
以S13站为例进行计算
S13站混合液进四净站温度定为42度
可以根据温降公式计算出出站温度TR
TR=47.26
S13站出口温度可定为48度
同样我们计算出了S25站出站温度为51度S8-17站出站温度为55度S73-5站出站温度为54度。
2.3、根据压头损失确定单井回压，实现回压管理数据化
油井回压是采油管理中最重要的指标之一，在采油管理中都是凭经验定回压值，没有准确的理论为依据。为了加强回压管理，用数据说话。我们引进了公式③和公式④，通过计算沿程水头损失和局部水头损失来确定单井回压值。沿程水头损失是管路直管段水头损失、局部损失是指沿程弯头和阀门等管段的水头损失。
沿程水头损失公式
局部水头损失公式
hf：沿程水头损失
hj：局部水头损失
λ：水力摩阻系数
L：管线长度
d： 管内径
V：液流平均速度
∑：局部阻力系数
8-X84液量6.4吨/天，管线长度512m，沿程有3个90度弯头，两个闸阀，
8-X84沿程水头损失hf = λ
8-X84局部损失hj = ∑
单个弯头局部损失hj = 3.3
= 0.38m
3个弯头损失=1.14m ⑵
单个阀门局部损失hj = 3.4
=0.39m
两个阀门水头损失=0.78m ⑶
单井水套炉水头损失为6.5m ⑷
计量房流程压头15m ⑸
8-X84总压头损失=⑴+⑵+⑶+⑷+⑸
=25.8+1.14+0.78+6.5+15=49.22
因此该井的回压为0.5MPa左右，但是目前该井回压为0.6MPa
说明该井在回压管理方面是有问题的。我们对该井进行了分析调查，发现沿程有一个直角弯，有一个阀门开关程度不够。我们都进行了整改，回压降到了0.55 MPa。我矿对目前回压较高的28口井进行了计算，共计发现19口井回压管理有问题，采取了相应的措施，见到了明显的效果，平均单井回压降低0.07MPa。
3、存在问题
3.1、混输管线内部流体在实际工作中性质会发生一定程度的改变，混输参数应当及时修正。
3.2、计量站混输达标温度容易受到管线内部结垢、外界气温的影响，应当适当考虑。
4、几点结论
4.1、科学合理计算并调整生产参数，可以有效地提升采油管网应用能力。
4.2、参数的设置应当考虑管网实际使用情况。
参考文献：
[1]陈学俊，陈立勋，蒋贤儒，周芳德.气液两相流与传热基础[J].北京：科学出版社，1995.
[2]姚光镇.输气管道设计与管理[J].山东：石油大学出版社，1991.
关键词：采油管网 应用能力 混输控制单井压力控制
1、前言
临盘采油厂采油二矿共开油井502口，管输生产398口，拉油生产104口，计量站点67座，混输管线77条，混输升温炉73台。如何进一步提升采油管网应用能力，使现有的流程管网在最佳状态下运行，现有的设备设施在最优状态下工作，实现经济效益最优化，是我们必须面对的一项问题。
2、混输方式、混输温度和单井回压控制最优化模式探索
2.1、根据原油物性确定流体流态，实现混输最优化
不同的区块采出的原油物性各不相同，有的油稠粘度大，有的含蜡量高，有的易结垢。油稠粘度大的流体适合层流生产，含蜡量高易结垢的流体适合紊流生产。这是因为层流输送时摩阻与粘度是一次方的正比关系，加热后粘度和摩阻降低显著；紊流输送时摩阻与粘度的0.25次幂成正比关系，粘度的降低远远不如层流时显著，但因流速快，原油不宜在管壁上结蜡结垢。如何做到不同物性流体采用不同形式的流态生产呢？
混输流态是层流还是紊流由雷诺数Re决定，当Re≤2000时为层流，当Re>2000时为紊流。
公式中V是管内流体的速度；d是管内径；u是液体运动粘度
对于一座计量站来说，管输生产时，管内径和液体的运动粘度是一定的，所以雷诺数由流体的速度决定。也就是说，只要改变速度流体流态是可以相互转换的。目前我矿核心计量站都靠混输泵生产，且有变频控制，靠调节频率实现改变流体的速度是完全能够实现的。
商88-1块油稠粘度大，适合在层流流态下管输生产，商88-1站输油管线内径100mm，流体运动粘度0.001m?/S，取雷诺数2000，根据公式①计算出层流流态下的流速
当流速小于或等于20m/s时，层流流动，我国原油输送管道推荐小直径（内径150mm以下）流速在3m/s以下，当流速为3m/s时，混输泵的频率23，实际生产频率我们选择了20。目前生产正常。
采油九队混输干线还担负着采油23队的原油混输任务，结蜡结垢比较严重，适合在紊流流态下生产，该混输干线内径250mm，流体运动粘度0.0005m?/S，取雷诺数2000，根据公式①计算出紊流流态下的流速
当流速大于4m/s时，紊流生产， 当流速为4.5m/s时，混输泵频率为37，实际生产频率我们选择了38。目前生产正常。
2.2、根据原油破乳温度确定计量站出口温度，实现升温最佳化
原油稳定破乳所需温度为42度左右 ，即各队来液进四净站温度不能低于40度。这就要求计量站出口温度必须有一个达标值。因为原油内部含有水份，温度过高时水易结垢、油易结焦。温度太高还存在一定的安全隐患，气源也不一定满足要求。那么就需要一个科学而有依据的温度。温降计算公式②提供了可靠的参考值。
TR= T0+（Tz- T0） e ②[2]
TR：加热炉的出口温度
T0：周围介质年平均温度
Tz：末端所需温度
K：管道总传热系数
D：管道外直径
LR：管道长度
G： 原油质量流量
C： 原油平均温度下的比热容
以S13站为例进行计算
S13站混合液进四净站温度定为42度
可以根据温降公式计算出出站温度TR
TR=47.26
S13站出口温度可定为48度
同样我们计算出了S25站出站温度为51度S8-17站出站温度为55度S73-5站出站温度为54度。
2.3、根据压头损失确定单井回压，实现回压管理数据化
油井回压是采油管理中最重要的指标之一，在采油管理中都是凭经验定回压值，没有准确的理论为依据。为了加强回压管理，用数据说话。我们引进了公式③和公式④，通过计算沿程水头损失和局部水头损失来确定单井回压值。沿程水头损失是管路直管段水头损失、局部损失是指沿程弯头和阀门等管段的水头损失。
沿程水头损失公式
局部水头损失公式
hf：沿程水头损失
hj：局部水头损失
λ：水力摩阻系数
L：管线长度
d： 管内径
V：液流平均速度
∑：局部阻力系数
8-X84液量6.4吨/天，管线长度512m，沿程有3个90度弯头，两个闸阀，
8-X84沿程水头损失hf = λ
8-X84局部损失hj = ∑
单个弯头局部损失hj = 3.3
= 0.38m
3个弯头损失=1.14m ⑵
单个阀门局部损失hj = 3.4
=0.39m
两个阀门水头损失=0.78m ⑶
单井水套炉水头损失为6.5m ⑷
计量房流程压头15m ⑸
8-X84总压头损失=⑴+⑵+⑶+⑷+⑸
=25.8+1.14+0.78+6.5+15=49.22
因此该井的回压为0.5MPa左右，但是目前该井回压为0.6MPa
说明该井在回压管理方面是有问题的。我们对该井进行了分析调查，发现沿程有一个直角弯，有一个阀门开关程度不够。我们都进行了整改，回压降到了0.55 MPa。我矿对目前回压较高的28口井进行了计算，共计发现19口井回压管理有问题，采取了相应的措施，见到了明显的效果，平均单井回压降低0.07MPa。
3、存在问题
3.1、混输管线内部流体在实际工作中性质会发生一定程度的改变，混输参数应当及时修正。
3.2、计量站混输达标温度容易受到管线内部结垢、外界气温的影响，应当适当考虑。
4、几点结论
4.1、科学合理计算并调整生产参数，可以有效地提升采油管网应用能力。
4.2、参数的设置应当考虑管网实际使用情况。
参考文献：
[1]陈学俊，陈立勋，蒋贤儒，周芳德.气液两相流与传热基础[J].北京：科学出版社，1995.
[2]姚光镇.输气管道设计与管理[J].山东：石油大学出版社，1991.