新北油田不加热集输工艺技术研究与应用

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1、第21卷第5期石油规划设计2010年9月33jc-≯囊瑟孽≤ij耋：0蔫赵倩(中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司基建工程处)赵倩．新北油田不加热集输工艺技术研究与应用．石油规划设计，201O，21(5)：33～35摘要新北油田的开发历程已达30多年，采出液的综合含水率为88％。为淘汰落后产能，新北油田进行了综合调整改造。论述了新北油田对不加热集输工艺技术进行研究，确定了适合新北油田的不加热集输技术的边界条件及各种因素，并应用于新北油田整体改造工程中，优化站外整体布局，达到了优化简化、节能降耗的目的，为其他油田不加热集输工艺的应用提供了参考。关键词新北油田不加热集输工艺

2、技术研究改造应用泵效低(50％～60％)、集输能耗高(1796MJ／t)，管1概述理难度大，已严重不适应当前生产的需要。新北油田始建于1978年，位于吉林省前郭县，新北联合站站外管网投产于1978年，站外单井辖区东西约为4kin，南北约为1lkm。地面海拔高度管道80％以上处于稻田地，长期处于水中浸泡，致180～200m，年平均气温3～6cc，一月份平均气温使管道腐蚀严重、穿孑L频繁，尤其是近几年漏失量一19～一7℃，最大冻土深1．8m；辖区内多为水田、逐渐增加，造成土地赔偿费用也逐年增加，仅2004沼泽，有部分耕地和草原。年就漏失93次，赔偿费约为18万元；2005年上半

3、新北油田建有联合站1座、换热站3座，站外年漏失达到112次，赔偿费用约20万元。因此，造成有的管道停运时间较长，影响了油井的生产时率。共有计量间20座、油井202口，产液为980t／d，产油为152t／d。支干线长34kin，单井管线长68km，同时由于管道保温效果不好，热量增加，能耗也增加。有集油阀池12座。干线和支干线采用双管掺输流程，单井集油采用三管伴随流程。鉴于存在的这些问题，有必要采用先进的工艺技术对新北油田进行整体改造，以达到保证安全生2工艺技术改造的必要性产、实现节能降耗的目的。目前站外单井采用三管伴随流程生产，接转站3不加热集输工艺技术研究外设3座伴热水加热

4、站，支干线采用双管掺输流程，接转站内设掺输系统，站内流程复杂，且设施老化、表1列出了新北油田的原油物性及相关参数。表1新北油田原油物性及相关参数赵倩，女，程师。1999年毕业于石油大学(华东)石油天然气储运T程专业，获学土学位。现在中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司基建工程处，从事地面J：程设计管理T作。通信地址：吉林省松原市宁江区沿江东路1219号吉林油田分公司基建工程处，138001赵倩：新北油田不加热集输工艺技术研究与应用2010年9月新北油田的单井常温输送试验始于90年代初，4不加热集输工艺技术改造改造前有19口油井采用常温集油方式生产，井口出油温度平均仅为1

5、5～20℃，冬季最冷月份环境温度4．1集输工艺的优化在零下30℃以下，井口出油温度和冬季环境温度低4．1．1优化站外集输流程为新北油田实现不加热集输增大了难度。根据新北油田的特点，新建油气集输系统以节在不加热集输研究中，首先通过实验手段，掌省工程投资、降低集输能耗为目标，经过多方案筛握了新北油田原油的流变性、析蜡机理、析蜡点和选，站外采用了先进成熟、投资最低的不加热集输蜡熔点，并模拟管路中三相介质的流动状态，在此流程。单井计量采用软件计量与翻斗计量相结合的基础上进行现场试验，完成不同产液量、不同含水方式，翻斗计量方式可以计量一个集油环的总产量，率、不同管线长度、不同气油比、

6、不同管材的油井软件计量可以计量每口井的产量，两者的结合既增不加热集输试验的数据统计，研究确定适合新北油加了计量的准确性，又可相互标定。根据新北油田田的不加热集输技术的边界条件及各种因素的相互布井和布站方式，站外采用枝状管网与放射状管网影Ⅱ向．眭，形成新北油田不加热集输依据：相结合，计量问与干线阀池相结合，使集输半径扩一是气油比与单井产液量对不加热集输的影大到5km，既避免了边远井不能进系统，又减少了响。产液量高、气油比大的井口回压较低；产液量支干线的工程量。低、气油比小的井口回压较高。可见，产液量高、4．1．2优化总体布局气油比高对井口回压降低是有利的。改造前，站外有3座换

7、热站、20座计量间、12二是单井集油管道长短对井口回压的影响。单座集输阀池，布局不合理；改造后，站外建成为l0井集油管道越长，尤其是超过450m以上，产液输座计量间，取消了3座换热站和12座集输阀池，为送时沿程阻力越大，井口回压越容易升高；单井集生产和管理带来方便。油管道在200～450m，沿程摩阻较小，比较利于产4．1．3优化站内平面布局液的流动；单井管道长度小于200m，沿程摩阻更小，新北油田联合站既是联合站，又是外输首站，井口回压更低，更有利于油井生产。站内平面布置在满足规范的防火间距和风向要求的三是根据数据