赵海波
中石化东北油气分公司四平采油厂（吉林 长春 130062）
摘要：通过对秦家屯油田原油粘度与含水、剪切速率、温度等曲线的分析，并对联合站、计量站现场数据分析，针对秦家屯油田高含水的特点，得出了秦家屯油田合理的掺水制度，达到节能、降耗的目的。
关键词：集输；粘度；温度；合理掺水；减少能耗
1、集输工艺概况
秦家屯油田综合含水为88.82%；平均单井日产油0.7t，日均产液6t；1、2、3、4号集数站57口井掺水，日产液489.5m3，原油凝固点为17-24℃； 主要依靠秦家屯联合站输送掺水，平均日掺水1261.1m3，掺水温度43-50℃，回油温度37-45℃，掺水炉出口温度为46-53℃，日耗气量3776m3；见下表1；
表1掺水情况统计表
1.1掺水输送目的：
通过增加水相体积及提高流体温度，达到降低输送摩擦阻力，从而减少能耗。
1.2秦家屯掺水存在的主要问题：
1.2.1掺水量及掺水温度没有随油田开发而相应的调整，造成了能 量的浪费。
1.2.2没有统一的掺水制度，掺水温度不稳定，掺水炉温度（46-53℃）及回油温度（37-45℃）变化大。
1.2.3掺水量过大，导致三相分离器超负荷运行。
2、合理掺水制度的研究
2.1集输系统的管网结构（掺水管管径、集油管管径及管道保温层结构）已经确定。
2.2掺水温度、掺水压力、井口产出液温度、含水率、产液量等会随着油井生产过程动态变化之外“其它因素均是稳定的。
因此选择掺水温度、掺水量等动态变化的因素进行分析比选择管径等静态的因素进行分析更具实际意义。
2.2.1原油粘度与粘度之间的关系
如图1所示，低含水状态（ 0～5％）下，随着乳状液含水率的增加，粘度上升缓慢；含水率为10～30％之间，粘度急速上升；含水率达到32％时，粘度达峰值；随后粘度急剧下降。但实际上在管道中的并非均值乳状液，而是油水气分离的复杂多相流动；
图1 QK142-13井原油含水率与粘度关系图
2.2.2原油粘度与剪切速率之间的关系
如图2所示，原油的粘度随着剪切速率的增加而减小；原油在30℃与40 ℃时，其流变曲线较为接近。
图2 不同温度下流变曲线图
2.2.3原油粘度与温度之间的关系
如图3所示，原油的粘度随着温度的降低而增加；合理的原油流动温度应该控制在31-35℃，即最低联合站回油温度。
图3 原油粘度与温度关系曲线图
2.2.4井口混合液量与井口回压之间的关系
如图4所示，单井产液量与掺水量之和（混合液量）小于16m3时，回压随着混合液量增加而降低，主要是因为总液量降低，管线内流速变低，温降增加；混合液量大于16m3时，掺水压力大，回压变大。因此相邻的油井采用环形串联的掺水管线可以减少掺水量。
图4 井口混合液量与井口回压关系曲线图
2.2.5计量站掺水温度与外输温度之间的关系
如图5所示，计量站掺水温度低于47.5-48.5℃时，外输温度随掺水温度升高呈局部线性关系；当掺水温度大于47.5-48.5℃时，外输温度变化相对较小，主要是由于沿程温差越大，热量散失越多。现行开发状态下合理的计量站掺水温度可定为47.5-48.5℃。
图5 掺水温度与外输温度关系曲线图
3、结论
通过合理的掺水制度可以减少能耗：
考虑到联合站三相分离器及沉降罐处理能力，决定减少掺水量。由于温降主要发生在计量站到井口这段距离，因此在现行联合站来水温度下（49.3℃），适当减少掺水量不会对计量站掺水温度（47.5-48.5℃）造成很大的影响。
合理掺水制度限定条件：
（1）联合站回油温度为31-35℃；
（2）冬季计量站掺水温度为47.5-48.5℃；
（3）单井井口回油（井口-计量站）温度大于31-35摄氏度；
（4）平均井口回油（井口-计量站）温度为36-40℃；
（4）掺水液与井口产出液总量不小于16m3（保证较低的井口回压）。
掺水后液体温度计算公式为：
注：由于秦家屯油田处于高含水开发后期，产出液的比热容和水的比热容视为相等。
表2 秦家屯油田各计量站掺水运行情况表
按照泵效72%，电机效率0.85，功率因子0.9,输送1m3水所消耗的电量为：
表3 秦家屯油田改进掺水制度前后对比表
因掺水量减少，日节电178.2度，半年节电3.2×104度.
另外由于掺水量减少，三相分离器处理能力扩大588.2m3/d。
通过掺水制度的改进，有效的降低了电量、气量，降低了成本、能耗，减少了二氧化碳的排放。
参考文献
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