石油开采行业油井常温输送应用研究

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1、摘 要本项目根据某单井原油冷输工作的实际需要，对该区块原油的活性物质含量、凝固点、转相点含水率、粘温关系曲线、热处理效应、表面活性剂，等影响原油冷输的内在与外在因素进行了详细的室内试验分析、现场实地调查、软件模拟计算工作，对各种因素对井口回压的影响程度进行了研究，建立了原油低温流动条件下回压的预测方法，提出原油能否进行冷输与凝油的粘附特性有关，与原油蜡沉积速率关系不大，在此基础上制定出某单井冬季冷输井的选择方案，以井口回压的变化趋势作为主要监测手段，某区块现场已顺利开展单井原油冷输工作。主题词：原油 凝点 回压 冷输目录1项目概况12某单井原油管输现状调查12.1 油井生产概况12.2 管线集

2、输概况22.3 管线保温条件22.4 存在问题23室内研究部分23.1某区块单井原油冷输技术研究思路23.2 原油性质分析33.3 原油热处理效应分析53.4 原油流变特性分析63.5 原油冷输模版及应用93.6 原油蜡沉积试验结果分析103.7 破乳剂转相效果试验113.8 单井回压与相关因素关系研究133.9 温降关系曲线143.10. 项目研究认识154. 某区块单井冷输方案及实施情况分析154.1 某区块单井原油常温输送方案164.2 冷输井选井步骤164.3 现场实施情况分析165. 项目研究结论186. 原油温降曲线197. 参考文献2424某区块单井原油冷输技术研究1项目概况某井

3、区有油井154口，日产液1900余吨，综合含水25%，油井、管线结蜡倾向相对严重，水浴炉、盘管炉年用气量约1967万方，实现油井冷输，对油井生产及提高油田经济效益有着重要的意义。开展本项目研究目的在于通过现场调查与室内研究，从某区块原油的凝固点、粘温特性及流变性曲线的分析入手，掌握某单井原油在冷输条件下的流动性特点，确定该区块含水原油安全冷输的温度下限、回压上限值，提出相应的冬季不加热输送方案，因地制宜的开展原油冬季冷输工作。本项目研究需要达到的指标：（1） 单井原油输送最低温度下限误差小于5。（2） 单井冷输距离工程应用准确性大于80%。根据项目研究需要，已经完成了某区块原油现场集输状况调查

4、，单井资料的收集整理工作，对原油基本性质、粘温特性、凝固点、低温流变特性进行了研究，对试验数据进行相关研究分析，确定了原油在冷输条件下所要求的回压值。并对影响回压的各种因素进行了分析，提出了某区块单井冷输井的选井条件，制定了单井冷输实施方案，通过单井现场冷输试验对本项目技术研究的成果进行了验证。2某区块单井原油管输现状调查2.1 油井生产概况截至2009年12月底，某区块有油井154口，日产液1900余吨，综合含水25%，油井、管线结蜡倾向相对严重，水浴炉、盘管炉年用气量约1967万方，极需要对于单井原油开展冷输工作。2.2 管线集输概况某单井距计量站直线距离从几十米到数百米不等。季节间和日间

5、气温变化比较大。单井管线埋深在-1.8m的冰冻线以下。冬季-1.8m处地温达到0以下，夏季-1.8m处地温为20左右，油层温度在45左右。2009年10月中旬，实测井口出油温度在15度21.5度之间。单井采出液管输状态在夏季是等温输送，冬季是热油管路输送，不同季节条件下管线散热状态有很大不同。2.3 管线保温条件为防止冬季管线结蜡与冻堵，某单井井口采用油井盘管炉、水浴炉、电加热保温三种方式，单井集输油管线采用“黄夹克”保温、井口采用保温盒保温，以上井口及管线的保温方式是各作业区在冬季通常采取的保温方式。2.4 存在问题根据统计，冬季采取单井点炉加热保温措施后，某单井输油线（采用的是复合玻璃钢管

6、线）出现15井次渗漏、内衬脱落、断头等破损事故，严重影响油井的正常生产。目前分析认为管材耐温性不好，降低管线内原油运行温度有利于保障管线的安全运行。因此需通过相关冷输技术应用研究工作，在某油田开展油井冬季不加热常温输送工作十分必要。3室内研究部分3.1石南31油田单井原油冷输技术研究思路通过对某原油的活性组分含量分析掌握油水乳化特性，进而掌握含水原油的粘温特性以及原油在低温条件下的流动特性，根据特定温度下原油流变小所确定管线的等基本性质及流变特性进行研究，某油田各区块原油含水率相差比较大，单井采出液中w/o以及o/w两种乳状液都普遍存在，而不同形态乳状液在实施冷输时影响因素不同，需要分别加以考

7、虑。对于w/o型乳状液，需要研究其动态凝固点，对于o/w型乳状液一般都可进行冷输，但需确定乳状液在低温集输条件下原油结蜡倾向。根据项目进度安排，首先针对确定各区块原油的动态凝固点和某油田单井冷输方案，根据某低含水油井冷输现场试验时统计的管线进出口温度、气、液量、管线回压，通过理论计算确定埋地管线的总传系数等相关基础参数，以进一步指导单井原油的冬季冷输工作。3.2 原油性质分析原油中活性组分含量及其相互间比例决定了原油在低温状态下的流变性特点，是油水乳状液在不同温度下形成牛顿流体、非牛顿流体的主要原因，根据项目研究需要，对某原油的活性组分含量进行了实验分析。试验目的：确定某原油中活性组分含量，确

8、定原油冷输项目的研究对象。试验方法：采用SY/T7550所规定的试验方法对各层位原油的活性组分进行分析。试验样品：某油井混合样。实验成果：某原油中不同种类活性组分含量为含蜡4.32%，胶质3.35%，沥青质5.69%。试验结果表明,某原油属于含蜡含胶中质原油。 表1 不同区块原油活性组分测定结果项 目石南31混合样原油中活性组分分析结果含蜡，%4.32胶质，%3.35沥青质，%5.69由于原油中石蜡、胶质、沥青质等组分属于有机高分子，在不同温度条件下溶解状态存在很大的差异，导致原油内部出现不同的结构强度，当原油温度高于原油凝固点时呈现牛顿流体特征，即剪切应力与剪切速率成正比，当原油温度低于原油

9、凝固点时呈现非牛顿流体特征（幂律流体）。原油粘温曲线是原油在固定的剪切速率条件下，剪切应力随温度的变化趋势，通过半对数坐标反映出原油在不同温度下蜡晶析出的程度1。某原油粘温特性曲线室内试验如下：试验目的：确定某油田某混合原油的析蜡温度，确定原油在不同温度条件下流动时的难易程度。试验方法：采用SY/T7549所规定的试验方法对某混合原油的粘温特性进行分析。试验样品：某油井混合样。实验成果：试验结果表明当温度低于20时，某净化原油粘度明显升高，表明原油内在结构强度随温度变化比较明显，在10条件下粘度为237.5mpa.s，粘度相对较低。 表2 某混合原油粘温曲线试验结果粘度， mpa.s温度，石南

10、31混 合 样 检测结果308.432258.9022010.741541.4610237.50备注温度与剪切应力关系曲线和流变曲线见图1-图6。石南31混合原油粘温特性试验结果见图1。图1石南31混合原油粘温特性试验结果图图1试验结果表明，当原油温度低于15时原油粘度明显上升，表明在低于15的试验条件下某混合原油析蜡相对比较严重。3.3 原油热处理效应分析原油的热处理效应本质上是原油中的胶质沥青质在高温条件下充分溶解，参与石蜡共晶，降低了网状结构的强度，而使原油凝固点降低2。原油的热处理效应实际上是反映出原油内部活性组分在混合结晶过程中对原油内在结构的破坏程度，对于具有热处理效应特点的原油，

11、利用原油经过热处理后所得到的原油凝固点数值可以作为单井原油冷输条件下的出口温度值，该值能够表征出原油在流动状态下内在结构强度的大小。某油田某原油凝固点与热处理后原油凝固点的试验方法按照标准SY/T10541进行，试验结果见表3。表3 各区块原油热处理效应试验结果凝固点试验方法原油种类石南31混 合 样 检测结果国标方法凝固点，+16含水原油(含水率50%)+16热处理方法90热处理后凝固点，+10含水原油(含水率50%)+10表3试验结果表明，某原油在不同含水率条件下，原油凝固点没有发生明显变化，原油内在结构强度并没有随原油中含水率变化而发生明显的变化。某混合原油具有比较明显的热处理效应，原油

12、经过90加热后凝固点降低了6,达到10，根据原油经热处理以后所获得的原油结构强度可以表征原油在流动条件下残余结构强度的研究成果，某原油动态凝固点至少为10。3.4 原油流变特性分析原油是复杂的混合物，在不同的温度条件下具有不同的流变特性，当温度高于凝固点时原油呈现牛顿流体特性，即剪切应力与剪切速率存在固定比值，当温度低于原油凝固点时原油呈现非牛顿流体特征，属于幂律流体3。a 牛顿(Newton)型流变曲线为一条过原点的直线a,切力与切速成正比 (5)比例系数为流体的粘度。b 塑性(Bingham，宾汉姆)型流变曲线为一条在临近横轴时逐渐向下弯曲的直线b，直线部分切力与切速呈线性关系 （8）式中

13、为直线延长线与横轴的交点，称为屈服值，为直线斜率，称为塑性粘度。塑性流体具有结构，屈服值的大小反映了结构的强弱。当切力超过屈服值时,结构被拆散后才能开始流动。C 假塑性流体流体粘度随剪切速率增大而持续变小的流体。式中K为稠度系数，m为幂指数D 屈服假塑性流体 流体由静止状态变为流动状态时需要额外提供启动压力，流体内部具有初始结构，并且粘度随剪切速率增大而持续变小。 式中为屈服值，K为稠度系数，m为幂指数某原油流变性试验依据标准SY/T7549进行，试验仪器采用HAAKE公司RV20流变仪完成。试验样品为某混合油样。凝固点温度附近某原油流变特性曲线如图2。图2石南31井区原油流变曲线测试结果从图

14、2可以看出，某原油在低温条件下存在明显的触变环，属于假塑性流体，显然继续降低温度原油会表现出屈服假塑性流体特征即原油刚启动时具有固体的弹性特征。某原油流变方程见表4表4 某原油在凝固点以下的流变方程拟合结果统计石南31混 合 样 检测结果102030流体类型Herschel-bulkleyBinK1HamNewton公式类型=0+ETA*Dn=0+ETA*D=ETA*D相关系数0.960.991表4统计结果表明某采出液在20时呈现BinKHam流体特征，当原油温度降低到10时，采出液呈现出Herschel-bulkley流体特征，具有明显的剪切稀释性。平衡流变曲线反映出原油在不同剪切速率下内部

15、残余结构强度，根据相关的文献采用应力松弛法测定的某原油屈服应力结果见图3。 图3 采用应力松弛法测定的某原油屈服应力结果图试验结果表明某油田某原油在2的条件下动屈服值5.35P，原油在不同温度条件下动屈服应力的测量结果见表5。表5 某油田某原油在不同温度条件下动屈服应力测量结果试验温度石南31混 合 样 检测结果101.9853.2525.35表5试验结果表明，某油田某原油在210的试验条件下通过应力松弛法测的动屈服值都在1.98Pa5.35Pa左右。根据管壁上压力与粘滞阻力平衡条件 得到管壁上切力的表示式 根据单井管线长度，压力差、气液比计算得到各种条件下所需要剪切应力的理论计算值，计算结果

16、见表6。表6在输送温度为地温为2条件下管线极限压力差的理论计算结果管线出口温度管线在不同输送距离条件下对应的理论压力差（MPa）200m400m600m800m1000m1200m20.0960.1920.2880.3840.485.7650.0540.1090.1630.2180.2723.264100.0320.0640.0960.1280.161.92表6理论计算结果表明，对于石南31脱气原油，管线出口温度不同对应的由原油动屈服值换算来的压力差不同，当原油集输距离超过1200米，且出口温度为2时管线压力增高量可达到5.76MPa。含气原油屈服值与原油含气量成正比，则脱气原油所需要的压力差

17、值除以气液比即为含气原油在实施冷输以后回压理论升高值，设含气原油的气液比为100则在相同条件下管线理论压力升高值为0.0576MPa。不同集输距离的单井他脱气原油当井口与计量站压力差能够满足压力差值时，单井原油可以实现冷输。3.5 原油冷输模版及应用根据原油动屈服值确定的原油输送距离以及不同管线出口温度条件下所需要的回压差值见图4。图4 原油输送距离及不同管线出口温度与回压差之间关系图4结果表明对于井口压力0.7MPa，集输距离1000m的油井脱气原油，只要开展冷输时井口回压分别达到1.18MPa、0.972MPa、0.86MPa时可以实现井口温度在2、5、10条件下的安全集输。3.6 原油蜡

18、沉积试验结果分析根据前人研究4，原油重蜡沉积行为通过分子扩散、剪切弥散和冲刷等过程进行，并建立了各种相应得动力学模型：W=w扩散+w剪切+w冲刷式中 w扩散=W剪切=W冲刷=式中：D为扩散系数、K速度常数、CW蜡晶浓度、为切速、s(r)蜡晶吸附常数。前人对各种机理的作用认识不一致，可能与研究者根据需要采用了不同条件有关。某油田某原油冬季不加热输送主要是在低温下进行，温度差相对比较小，因此剪切与冲刷可能是主要的影响因素。在室内建立原油蜡沉积模拟试验装置对某油田某原油在单井集输管线中的结蜡情况进行检测，该区块原油进行了蜡沉积模拟试验，原油在不同温度差条件下的结蜡速率比较试验结果见表7、图5。表7不

19、各区块原油在不同温度差条件下的结蜡速率比较试验分析项目石南31混 合 样 检测结果管线内外壁温度差200.459020.5320表7试验结果表明某油田某原油在外壁温度为2，内壁原油温度分别为20、2的实验条件下,石南31原油的结蜡量最少为0.532g/hur。图5 原油不同温度差条件下结蜡量变化率计算趋势：图5 原油不同温度差条件下结蜡量变化率计算趋势图5结果表明某油田某原油在外壁温度为2，内壁原油温度分别为20、2的实验条件下原油结蜡量在降低50%与提高20%之间变化，某混合样在模拟低温输送状态下原油的结蜡量有升高迹象，其它区块原油在低温条件下结蜡速率都有不同程度的降低，由于原油结蜡现场由几

20、个过程所决定，当蜡沉积量大于因流动剪切而携带走的蜡量时，宏观上会表现出原油结蜡程度上升的情况，具体原因有待进一步研究。3.7 破乳剂转相效果试验3.8.1 原油转相点含水率测定随着油田开发，含水原油粘度将随着原油含水率升高而升高，当原油含水率达到转相点时，将形成o/w型乳状液，靠近管壁处形成相对稳定的水膜，能够明显降低油井管线的集输摩阻，有利于单井开展冷输，油水转相点含水率对单井油水两相混输具有比较重要意义。油水转相点含水率的测定目前没有统一的技术标准，我们根据油田现场含水原油乳化的条件，在室内进行相关的油水乳化模拟试验，根据乳状液在不同含水条件下的稳定程度判断原油乳状液的转相点含水率。含水原

21、油经过乳化后静置30秒，脱出水量结果见表3，含水原油脱水时所对应的原油含水率，即油水转相点含水率。根据某油田混合原油现场输送平均温度，确定在25、30条件下测定油水转相点含水率，转相点含水率试验结果见表8。表8不同区块原油油水转相点含水率试验结果检测类型原油脱出水体积（ml）试验温度，乳化原油含水，%石南31混合样25500.0600.0700.530500.0600.07043.0备注：试验数据为100ml乳状液中的出水量，单位ml表8试验结果表明，某原油乳状液含水率达到70%时乳状液类型出现转相，表明该区块油水乳化能力相对比较强，在今后一定的采油时期内都要考虑以w/o型乳状液为主的单井原油

22、冷输问题。3.8.2 原油转相点含水率测定根据原油动态结蜡量试验结果，部分区块原油在冬季冷输条件下的需要加以适当考虑防蜡措施，由于原油破乳剂是油田常用的化学药剂，主要由聚醚类非离子表面活性剂组成，具有较强的润湿翻转性，在原油适当的含水率条件下能够将W/O型乳状液翻转成O/W型乳状液，形成水外相，降低原油在管壁上的吸附进而达到防蜡降粘效果，某油田某原油对路破乳剂（室内使用浓度200mg/L，现场浓度为室内浓度的20%-30%）不同含水率原油在20条件下的油水转相效果试验结果见表9。表9不同含水率原油加入原油破乳剂后粘度突变温度点统计结果原油含水率（%）粘 度 拐 点 检测结果石南31混合样2%油

23、外相5%油外相10%油外相15%油外相20%油外相25%油外相30%水外相备注：试验数据为含水原油乳状液类型从w/o变成o/w时的试验现象表9试验结果表明，某油田某原油在含水率大于25%条件下原油破乳剂能够使乳状液类型发生翻转，从W/O型局部转变成为O/W型，低含水原油在冷输过程中靠近管壁初也能够形成水膜或水环，起到防蜡降粘减阻作用，通过在井口投加原油破乳剂能够保障单井原油在冬季不加热条件下的常温输送。3.8 单井回压与相关因素关系研究单井采出液的各种因素对单井回压大小都有影响，根据前期研究成果，各种因素条件变化对井口回压的影响程度结果见表10。表10各种因素条件变化对井口回压的影响程度计算表

24、影响因素变化程度单井回压变化绝对数值（MPa)单井回压变化率采出液粘度增加10%（从330 mPa.s到360mPa.s）0.00050.08%采出液密度增加10% (从0.88到0.96)0.00110.19%产液量每10%（1吨）0.0030.48%油气比增加10%（约6m3/t）0.000670.117%管径增加22.6%（放大到65mm）-0.0142.4%管径缩小24.5%（缩小到40mm）0.1831.1%管长增加42.3%（增加100m）0.0282.0%高差增加57%（增加2m）0.0181.85%井口温度在凝点以上每降低30.00010.017%终点压力增加3.8%(增加0.

25、02Mpa)0.01963.4%表10计算结果表明，集输管线的输送量、油气比、管长、管径、高差、终点压力对单井回压值影响程度比较大，当油田投产后，除管径、产量、油气比以外，其他因素的影响基本固定，若原油回压出现突然升高现象时，应该首先查产量、油气比的数值变化情况，如果与前期一致，则可断定是由于低温导致在特定条件下剪切应力不足以破坏原油蜡晶结构，宏观上导致集输管汇管径变细，即出现堵管征兆，此时的原油出口温度即为常输温度的下限值。在其他因素不变的条件下，管径与回压之间的变化趋势见图6。图6 集输管线的管径变化与井口回压变化关系曲线图图6结果表明集输管线的管径变化与井口回压变化呈非线性相关，当有效管

26、径小于40mm时，井口回压计算值升高比较快，当管径大于40mm，井口回压值变化不明显，存在明显的拐点。不同油井产液量条件下井口回压变化趋势一致，对应关系明显，可以利用井口回压变化趋势预测常温输送管线内部等效结蜡厚度的变化。3.9 温降关系曲线根据原油动态凝固点取值以及原油温度降关系曲线通过PK软件计算的某10%含水率原油温降曲线见附图8。由于某原油集输管道材质为非金属，总传热系数需要根据现场实际数据计算核定，目前取值为（1.5w/m2k）。3.10. 项目研究认识通过以上室内试验研究分析，取得以下认识： 某油田某有油井154口，日产液1900余吨，综合含水25%，油井、管线结蜡倾向相对严重，水

27、浴炉、盘管炉年用气量约1967万方，单井管线最长达到1000米左右。冬季点炉前井口温度在1521.5之间。不同季节地温相差10左右，冬季单井原油加热集输易出现管堵、管损事故。 某油田某原油属含蜡含胶中间基偏石蜡基原油，析蜡点在20左右，凝固点在1520，原油粘度随温度变化比较明显，原油温度低于20时呈现明显的假塑性流体的流变特征。 某油田某原油具有热处理效应，经过热处理后的原油结构强度能够表征原油在流动状态下的残余结构强度，初步确定某原油的动态凝点为10。 某油田某单井原油实现冷输对原油结蜡速率影响不大。 某油田某当原油含水大于70%以后原油乳状液类型从w/o型转变成o/w型可以实现单井原油冬

28、季冷输。原油破乳剂能够在原油低含水率条件下将乳状液形态从w/o型转变成o/w型，明显降低各区块单井含水原油集输时的摩阻，这为确保远端回压比较高的单井原油顺利冬季冷输提供了额外的技术保障手段。 可以利用井口回压变化趋势预测单井冷输可行性以及冷输管线内部等效结蜡厚度的变化情况，在单井开展一段时间的冷输工作以后，在其他生产条件不变时，当井口回压累计上升0.2MPa时可考虑采取相应加热输送或清蜡措施。4. 某油田某单井冷输方案及实施情况分析根据该项目研究结果，实现含水原油安全冷输，核心问题在于保证管线压力差能够克服原油流动时的动屈服阻力，压力差所能够达到的幅度是使单井原油能否开展冷输的技术关键。4.1

29、 某油田某单井原油常温输送方案 原油含水率高于转相点含水率的油井可在冬季实现冷输。 根据温度降模版确定原油管线的出口温度，进而确定理论压差提高值，对于压差小于1.5MPa的单井可以开展常温输送。 通过监测集油管线回压值的变化特征，作为采出液安全冷输的技术保障，当其他条件不变时，如果单井回压升高超过0.2Mpa,需要及时提高采出液输送温度，必要时应采取管线疏通措施。 油井停输后，必须在8小时内及时扫线，防止管道中的原油凝点随时间延长升高而造成凝管。 先小批量、典型代表井试验观察正常后，再小批量推广试验，最后全面推广试验。 4.2 冷输井选井步骤 根据含水原油输送距离与温降的关系曲线（图7-图10

30、）计算单井管线的出口温度。 根据表6提供的数据以及气液比确定单井回压的理论提高量。 将冷输前井口回压加上冷输后回压的提高量，当其低于1.5MPa时，表明该单井原油满足在冬季开展冷输的技术条件，含水原油能够实施安全冷输而不凝管，相关计算表明对于夏季集输时井口回压为0.7 MPa，集输距离1000m的油井脱气原油，只要开展油井开展冷输时井口回压分别达到1.18MPa、0.972MPa、0.86MPa时可以实现井口温度在2、5、10条件下的安全集输。 已经开展冷输的单井，当其他条件不变时如果单井回压升高超过0.2MPa，应采取管线疏通措施。4.3现场实施情况分析某油田从2006年10月起进入冬季生产

31、运行阶段，根据项目阶段研究成果进行了选井工作，并开展了单井冷输现场试验工作，截止2009年12月，实施冷输共计了109口，并记录了其中95口油井井口加热前后的井口回压、温度变化，对26口井经过了整个冬季的考验，冷输井在各种地温条件下均正常生产。统计结果摘要见表13。表13 某油田单井原油冬季常温集输试验结果（部分数据）井号07年11月27日09年2月16日井口油温进站油温回压MPa井口油温进站油温回压MPaSN810112.910.30.727.86.30.7SN804012.38.50.839.611.20.85SN806112.75.30.687.310.60.72SN800210.58.

32、30.658.15.90.66SNHW82512.111.70.256.610.60.65SN81008.05.90.669.86.30.68SN80388.814.11.078.912.10.8SN805910.38.90.817.55.80.8SN806013.46.10.8SN808013.76.00.778.813.10.78SN809912.16.30.86.97.80.82石南31-6.98.90.7SN804410.96.30.8510.86.90.8SN800510.76.80.79.88.40.75SN810513.38.40.7712.18.50.8SN814A14.79.

33、10.7511.39.20.85SN800811.35.00.758.36.20.72SN806515.112.70.697.313.80.77SN800719.76.30.7511.28.30.75SN8006-1.84.30.810.88.40.72SN800317.3411.30.7211.09.80.72SN80178.37.90.8610.911.40.76SN80185.110.40.827.211.20.85SN8015-0.48.30.775.35.70.85SN801313.713.30.978.211.51.03SN80018.98.40.6810.27.10.63从表13

34、可以看出原油伴生气在油嘴后端低压膨胀吸热，造成井口温度低于0的现象，当管线埋深处的温度为10时，管线中原油在集输过程中实际存在吸热过程。管线回压能够满足小于1.5MPa的条件就能够实现单井原油冷输。现场主要通过监测井口回压的上升幅度确定能否实现单井原油冷输。根据现场统计的单井温度降数据，结合管道三相流计算公式（杜克勒1）逆向计算的单井管线埋深处的传热系数值见表14。表14 某单井原油管线埋地温度计算结果井 号井口油温进站油温回压MPa产液量（m3/d）含水率（%）管线长度（m）总传热系数W/(m2)SN810112.910.30.728.66.15001.2SN81008.05.90.669.

35、31.76671.0SN805910.38.90.816.43.211701.5备注：基础数据采用2006.11.27日，地温测量值10表14单井管线总传热系数计算结果表明，某油田单井管线的总传热系数在1.0 W/(m2)1.5 W/(m2)之间。5. 项目研究结论1、某油田某原油在低于凝固点时具有明显的触变性，流动条件下内在结构强度弱而静止状态下内在结构强度强，原油具备冬季冷输的内在条件，根据回压允许，各区块低含水率原油集输管线出口温度能够降低到210，o/w型高含水原油出口温度能够降低到0。2、通过热处理模拟原油流动状态下强度的方法所确定的某脱气原油的动态凝固点为10，明显低于原油静态凝固

36、点。3、某油田某单井管线能否进行冷输与凝油在管壁上的粘附特性有关，与低温条件下管壁结蜡速率关系不大。4、原油破乳剂能在某油田某原油低含水率条件下将乳状液形态从w/o型转变成o/w型，降低各区块单井含水原油集输时的摩阻，为远端高回压单井原油常温集输提供技术保障手段。5、某油田某井口回压变化能够预测管线内部等效结蜡厚度，冷输井在其他生产条件不变，井口回压上升0.2MPa时应采取相应加热输送或清管措施。6、某油田某单井冬季集输现场试验验证了项目研究结论的可靠性，冷输方案能够指导单井原油冷输实践工作。6. 原油温降曲线热油管路的输送距离与温降变化的关系，可以采用苏霍夫温降公式表达，由该公式可以得出热油

37、管路中某一位置的原油温度值，苏霍夫温降公式：TL=T0+（TQ-T0）exp（-1KDL(GC)）TL：原油流经长为L的管段后的温度值T0：周围介质的自然温度 （实际地温值）TQ：原油输送起始温度单井井口实际温度K： 总传热系数 根据管材的实际参数，一般取1.5W/m2D：管道内径（m）取集油管汇的实际内径L: 传输长度（m）单井到计量站的实际距离G：质量流量（Kg/s）日产量/时间C: 焦耳/（Kg）原油比热2000焦耳/Kg.V：流速（m/s）G/（密度P*截面积S）某油田某采出液在冬季地表温度-30，管线埋地温度为0的条件下不同产量与原油含水率条件下温度随管线长度降低的变化规律曲线如图7-图10。图7图8图9图107. 参考文献1 罗塘湖，含蜡原油及其输送，石油工业出版社（北京）19912 罗塘湖 含蜡原油流变性及其管道输送 管道科学研究论文集 清华大学出版社 19943 张劲军等 含蜡原油的动屈服应力 油气储运 VOL 15 No.34 蔡均猛等 含蜡原油管道蜡沉积研究进展 油气储运 VOL 22 No.11