接转站集油管线降压技术研究应用

黄铠 訾晓晨 李鹏亮 吴迪 （华北油田分公司第三采油厂工程技术研究所地面室）

一、引言

华北油田第三采油厂高29站为接转站，接收高29断块、高44断块来液，外输至高一联，集油管线规格D114×4—13.88km，管线设计压力4MPa，随着近年新建产能增多，致使外输管线的液量不断增大，外输压力不断升高，管线压力升高至3.5Mpa，严重影响原油日常生产，因此，有必要进行管线降压技术研究与应用，研究出适合管线现场运行的降压技术，保证管线安全运行。

二、外输管线运行压力升高原因研究

1、研究思路

室内试验、理论计算分析原因，提出解决方案，现场管线试验，结论总结。

2、室内试验

2.1 原油物性试验

2.2 原油50℃下，不同含水率下的原油粘温曲线—确定转相点

表1 原油性质分析数据表

由以上试验结果可知，高29原油（掺游离水）的含水率转相点为30%左右。原油含水率低于30%时，粘度随含水率升高而增加；原油含水率高于30%时，随着含水率的升高，粘度逐渐降低。

2.3 降粘剂筛选和不同投药量试验

试验油样：高29原油50%乳状液；试验温度50℃；降粘剂浓度：400mg/L

试验表明，降粘剂HBJ-2的降粘率最高，在50℃时对高29含水50%原油乳状液的降粘率在76.2%以上。

2.4 压降计算

根据以上粘度曲线及不同输量下，外输压力计算结果根据达西公式

达西公式：

式中：ΔP—压降，米；

λ—水力摩阻系数；

L—管线长度；

d—管线的内直径，米；

ν—在流动截面上原油的平均流速，米/秒；

g—重力加速度，g=9.8 米/秒 2。

通过对高29管线不同条件（不同掺水情况、含水、输量、外输温度、地温）外输压力的计算结果分析，得出以下结论：

（1）管线目前的运行状况与压力计算中掺游离水的情况相符；

（2）管线输量在26 m3/h以内，外输压力小于3.0MPa必需同时满足以下条件：外输温度在60℃～70℃以上；改变输送方式，由白天输油，晚上输水，改变为油水混输，控制外输原油含水率在65%以上；

（3）管线在不加药的情况下，外输压力达到小于3.0MPa的条件：外输量≤20m3/h；外输温度≥65℃；原油含水率在60%以上。

3、解决方案

（1）输送方式由原来的白天输油，夜间输水改为油水混合输，控制好油水界面，使原油含水率在60%以上；

（2）外输量控制在26m3/h以内；

（3）外输温度控制在 65℃～75℃之间；

（4）加药方式及加药量先维持现状，通过现场试验确定是否需要改变加药方式及加药量。

三、现场试验

试验控制外输量：20m3/h、26m3/h； 外输温度：65℃～75℃；外输油含水：60%以上，均不加药。由低输量逐渐到高输量，较高温度至较低温度按以下三个步骤逐步进行。

（1）控制输量20m3/h,外输温度70℃～75℃，外输油含水60%以上，观察并记录外输压力。

（2）控制输量20m3/h,外输温度65℃～70℃，外输油含水60%以上，观察并记录外输压力。

（3）控制输量26m3/h,外输温度65℃～75℃，外输油含水65%以上，观察并记录外输压力。

四、结语

（1）高29原油属于含蜡原油，粘度反常点均为45℃。

（2）通过室内试验，找到了原油不同掺水情况的含水率转相点。

（3）通过对管线原油的降粘剂筛选、最佳投药量试验，找到了高29原油的最佳降粘剂为HBJ-2，最佳投药量分别为400mg/L、300mg/L。

（4）室内试验的确定最佳运行方案，通过在现场实际运行，达到了外输管线降压的目的。

（5）通过高29集输管线降压技术的研究，需要针对不同接转站外输管线实际情况，选择不同的降压措施，保证原油安全生产。

[1]冯叔初.油气集输与矿场加工[M].北京.中国石油大学出版社，2006.作者：冯叔初主编页数：603出版社：中国石油大学出版社 出版日期：2006.05