接轉(zhuǎn)站集油管線降壓技術(shù)研究應(yīng)用

黃鎧 訾曉晨 李鵬亮 吳迪 （華北油田分公司第三采油廠工程技術(shù)研究所地面室）

一、引言

華北油田第三采油廠高29站為接轉(zhuǎn)站，接收高29斷塊、高44斷塊來液，外輸至高一聯(lián)，集油管線規(guī)格D114×4—13.88km，管線設(shè)計壓力4MPa，隨著近年新建產(chǎn)能增多，致使外輸管線的液量不斷增大，外輸壓力不斷升高，管線壓力升高至3.5Mpa，嚴(yán)重影響原油日常生產(chǎn)，因此，有必要進(jìn)行管線降壓技術(shù)研究與應(yīng)用，研究出適合管線現(xiàn)場運行的降壓技術(shù)，保證管線安全運行。

二、外輸管線運行壓力升高原因研究

1、研究思路

室內(nèi)試驗、理論計算分析原因，提出解決方案，現(xiàn)場管線試驗，結(jié)論總結(jié)。

2、室內(nèi)試驗

2.1 原油物性試驗

2.2 原油50℃下，不同含水率下的原油粘溫曲線—確定轉(zhuǎn)相點

表1 原油性質(zhì)分析數(shù)據(jù)表

由以上試驗結(jié)果可知，高29原油（摻游離水）的含水率轉(zhuǎn)相點為30%左右。原油含水率低于30%時，粘度隨含水率升高而增加；原油含水率高于30%時，隨著含水率的升高，粘度逐漸降低。

2.3 降粘劑篩選和不同投藥量試驗

試驗油樣：高29原油50%乳狀液；試驗溫度50℃；降粘劑濃度：400mg/L

試驗表明，降粘劑HBJ-2的降粘率最高，在50℃時對高29含水50%原油乳狀液的降粘率在76.2%以上。

2.4 壓降計算

根據(jù)以上粘度曲線及不同輸量下，外輸壓力計算結(jié)果根據(jù)達(dá)西公式

達(dá)西公式：

式中：ΔP—壓降，米；

λ—水力摩阻系數(shù)；

L—管線長度；

d—管線的內(nèi)直徑，米；

ν—在流動截面上原油的平均流速，米/秒；

g—重力加速度，g=9.8 米/秒 2。

通過對高29管線不同條件（不同摻水情況、含水、輸量、外輸溫度、地溫）外輸壓力的計算結(jié)果分析，得出以下結(jié)論：

（1）管線目前的運行狀況與壓力計算中摻游離水的情況相符；

（2）管線輸量在26 m3/h以內(nèi)，外輸壓力小于3.0MPa必需同時滿足以下條件：外輸溫度在60℃～70℃以上；改變輸送方式，由白天輸油，晚上輸水，改變?yōu)橛退燧?，控制外輸原油含水率?5%以上；

（3）管線在不加藥的情況下，外輸壓力達(dá)到小于3.0MPa的條件：外輸量≤20m3/h；外輸溫度≥65℃；原油含水率在60%以上。

3、解決方案

（1）輸送方式由原來的白天輸油，夜間輸水改為油水混合輸，控制好油水界面，使原油含水率在60%以上；

（2）外輸量控制在26m3/h以內(nèi)；

（3）外輸溫度控制在 65℃～75℃之間；

（4）加藥方式及加藥量先維持現(xiàn)狀，通過現(xiàn)場試驗確定是否需要改變加藥方式及加藥量。

三、現(xiàn)場試驗

試驗控制外輸量：20m3/h、26m3/h； 外輸溫度：65℃～75℃；外輸油含水：60%以上，均不加藥。由低輸量逐漸到高輸量，較高溫度至較低溫度按以下三個步驟逐步進(jìn)行。

（1）控制輸量20m3/h,外輸溫度70℃～75℃，外輸油含水60%以上，觀察并記錄外輸壓力。

（2）控制輸量20m3/h,外輸溫度65℃～70℃，外輸油含水60%以上，觀察并記錄外輸壓力。

（3）控制輸量26m3/h,外輸溫度65℃～75℃，外輸油含水65%以上，觀察并記錄外輸壓力。

四、結(jié)語

（1）高29原油屬于含蠟原油，粘度反常點均為45℃。

（2）通過室內(nèi)試驗，找到了原油不同摻水情況的含水率轉(zhuǎn)相點。

（3）通過對管線原油的降粘劑篩選、最佳投藥量試驗，找到了高29原油的最佳降粘劑為HBJ-2，最佳投藥量分別為400mg/L、300mg/L。

（4）室內(nèi)試驗的確定最佳運行方案，通過在現(xiàn)場實際運行，達(dá)到了外輸管線降壓的目的。

（5）通過高29集輸管線降壓技術(shù)的研究，需要針對不同接轉(zhuǎn)站外輸管線實際情況，選擇不同的降壓措施，保證原油安全生產(chǎn)。

[1]馮叔初.油氣集輸與礦場加工[M].北京.中國石油大學(xué)出版社，2006.作者：馮叔初主編頁數(shù)：603出版社：中國石油大學(xué)出版社 出版日期：2006.05