摘要：【目的】目前中国大部分内陆油田已进入高含水开采阶段,含水率达90%以上甚至有个别区块的含水率大于95%,导致油田地面集输系统的加热能耗较高。为解决这一问题,部分高含水油田开展了高含水原油低温集输的现场试验,但仍存在“能否降温、降到多少温度以及是否发生粘壁现象”的工程技术问题。【方法】利用室内实验与数值模拟相结合的方法对高含水原油低温集输粘壁温度(最低进站温度)进行了测试与模拟,得到了输送温度、析蜡特性对粘壁现象的影响规律,发现了析蜡点、析蜡高峰与粘壁温度的相关性。利用Pipesim软件对集输管道的水力热力特性进行了模拟计算,探究了不同进站温度下管道沿线的温度与压降。【结果】集输干线实现了外输温度从原本的55℃降至39℃的低温集输,在外输温度降低16℃的工况下,低温集输管道可安全运行。同时热力中转站W5的加热炉单日可节省天然气2032 m^(3),取得了良好的经济效益,并在此基础上制定了高含水原油的低温集输方案与流动保障措施。【结论】研究成果可保障集输管道在降温过程中的安全运行与风险预测预警,未来可通过引入修正系数或优化水力热力计算模型算法来提升高含水原油地面集输管网的水力热力计算精度。该集输干线低温集输现场试验可为高含水油田开展低温集输工作提供经验参考与工程应用实例。

摘要：高含水原油的集输温度可以低于原油凝点,为实现集输过程的节能降耗和优化运行,不加热集输工艺受到了广泛的关注,但随之而来的凝油粘壁问题成为制约该工艺大规模应用的关键因素。为了在保证安全的前提下最大限度地降低集油温度,明确高含水原油粘壁特性具有十分重要的工程意义。采用自主设计的带压模拟罐装置在国内某油田现场开展了高含水原油1 MPa条件下的粘壁实验。根据实验所得的粘壁温度,指导现场进行单井降温集油试验,取得了井口加热炉温度下降30℃的效果;根据现场生产数据,计算集油管道沿线粘壁速率分布,结果表明在粘壁温度下,粘壁速率会出现突增,验证了模拟罐粘壁实验结果的准确性。