稠油集油工艺流程的优选研究

大庆石油学院本科生毕业设计（论文）

摘 要

辽河油田原油产量逐年递减，原油含水不断上升，原有部分站、管线、设备等设计能力与实际不匹配，原有集输方式已不适应现场要求，致使系统运行效率低，单耗高，造成很大浪费，因此需要进行油气集输系统运行的优化和工艺改造。 本文介绍了辽河油田的集油工艺流程，研究了稠油的转相机理和含水率、温度及屈服应力对稠油流变性的影响。根据原油凝点的高低和其它参数可以确定油气集输采用何种流程，由于原油性质、原油含气量或含水量、原油流动速度及原油加热温度的不同，其凝点都有较大的变化。倾点是国际上通用的低温指标，介绍了倾点的测量方法，并研究了倾点与凝点的关系。基于流变性和低温性能的研究，给出了各集油流程的安全输送参数界限及优选依据，可为辽河油田的生产提供理论支持。

关键词：稠油集油；工艺流程；流变性；低温性能；优选

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Резюме

в нефтепромеселе леохэй выход нефти постепенно снижется , вода в нефти поднимается , конструкторский потенциал оригинальных станций , линий и оборудования не приведен в соответствие с фактическим, оригинальные методы сбора не подходят для сцены,причинение система неэффективна, большой интенсивности, что привело к огромным отходов, следовательно, потребность в нефти и газа система сбора и оптимизации функционирования процесса преобразований. Этот документ вводит леохэй нефтедобычи процесс сбора, изучения тяжелой нефти в камеру обработки и воды, температуры и упругости тяжелой нефти нормам воздействия. Согласно объединение центра нефти и уровень других параметров можно определить, нефти и газа и сбора перевозочного процесса, поскольку сырой характер, нефти или воды, содержащей газ, сырую нефть и сырой нефти дебитом различных температура нагрева, гель момент больше изменений. Залить центр международных непатентованных низкотемпературных показателей, документ внес за точку метод измерения, и исследование объединение центра и объединение точки отношения. На основе ингибиторов свойств и низкой температурах, в этом документе поток транспортировку нефти безопасности границ и параметров отбора основе для производства нефтяного леохэй теоретическая поддержка.

Ключевые слова : Мазут; Технологии; Реология; Низкотемпературный свойства; Оптимизация

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目 录

第1章 概述 .......................................................... 1

1.1 课题背景及意义 ............................................... 1 1.2 国内外研究现状 ............................................... 2 1.3 本文的研究内容 ............................................... 7 第2章 稠油集输系统流程简介 .......................................... 8

2.1 常用的稠油集输方式 ........................................... 8 2.2 常用稠油集油流程 ............................................. 8 2.3 辽河油田集油工艺流程 ........................................ 10 第3章 稠油的流变性对输送的影响 ..................................... 13

3.1 稠油特性 .................................................... 13 3.2 稠油流变性的综合研究 ........................................ 14 3.3 掺水稠油的流变性 ............................................ 19 第4章 稠油的低温性能对输送的影响 ................................... 22

4.1 稠油凝固机理 ................................................ 22 4.2 衡量稠油流动性的低温指标 .................................... 23 第5章 稠油安全输送参数界限 ......................................... 37

5.1 各集油工艺流程的特点 ........................................ 37 5.2 基于流变性的优选 ............................................ 38 5.3 基于低温性能的优选 .......................................... 40 结 论

.......................................................... 42

参考文献 .......................................................... 43 致 谢

.......................................................... 45

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第1章 概述

1.1 课题背景及意义

本课题起源于辽河油田，目前辽河油田投产油井井口装置16577套、注水井口2075套、集输平台及计量站388座、计量接转站和转油站424座、联合站32座、火车装车站1座、原油外输首站4座、天然气处理装置2套；建各种集输油气管线1.64×104km；已建成原油1500×104t/a、天然气8.40×108m3/a的油气集输和原油处理能力以及配套系统，综合吨油生产能耗为6038.33MJ。

由于辽河油田已进入“三高期”开发阶段，原油产量逐年递减，原油含水不断上升，地面集输系统存在的问题越来越突出，原有部分站、管线、设备等设计能力与实际不匹配，原有集输方式已不适应现场要求，致使系统运行效率低，单耗高，造成很大浪费。具体有如下几方面：

（1）负荷不平衡制约生产发展

由于进入了高含水期，油田的原油产量在下降，但生产吨油的产出水量及需要注入的水量却在逐年上升，总体呈现出“油减水增”的趋势；有些区块产量下降幅度较大，有些区块加密调整，这都给地面系统带来新的不平衡。因此，区域及系统之间的负荷不均衡矛盾日益突出，一些区块“瓶颈”问题不断出现，影响了油田的正常平稳生产。

原油处理能力过剩问题很突出。在辽河油区的32座联合站中，原油实际处理量与设计能力相比低于50%以下的有20座。其中，实际负荷相比设计能力最小的是沈二联合站，仅为12.8%。又有部分联合站处于超负荷运行状态，如冷一联年实际处理混合油177万吨，是设计能力160万吨的110.6%。

从原油集输能力上看，有近三分之一计量站、转油站和集输管网严重欠负荷运行，有的站只管辖一两口井。

（2）开发初期采用的工艺已经不适合目前工艺要求，技术含量较低，运行费用高、效率低

稠油油田开发初期采用大二级布站，即油井——计量接转站——联合站的布站方式，集油半径短，随着含水的上升集输系统运行效率低；各种机泵按低含水设计，采用的容积泵间隙大，运行效率低，已不适合高含水期的集输工艺要求。

因此，无论从节能环保还是降低生产成本的角度考虑，都需要进行油气集输系统运行的优化和工艺改造。选择或改造出最适应目前生产状况的稠油集油的工艺流程。而本文就是从这个角度出发，在现有的常用集油流程中进行优选。

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1.2 国内外研究现状

1.2.1 我国主要油田油气集输工艺

随着油田开发的进行，目前很多大油田如大庆、胜利、辽河等油田原油集输工艺已不能满足现有生产的需要，主要表现为系统效率低、原油处理成本较高等。采用注水方式开发的油田进入高含水阶段后，一个显著的特点是原油含水大幅度上升，采出液量急剧增加；而注聚合物采油则使水驱系统产油量递减速度加快，聚驱产油量所占比重逐年增加。由此引起了油气集输系统与原油产量不协调，进而导致了一系列的能源浪费与损耗，间接提高了原油的生产成本。因而，调整与改造现有的油气集输系统，大力推行节能降耗技术，使之与油田的生产实际相结合，达到降低生产成本、提高系统效率的目的，已成为亟待广大科研与决策者解决的共同课题。

大庆油田十五以来，随着原油含水的持续上升、聚合物驱油（以下简称聚驱）规模的不断扩大和外围三低油田的进一步开发，地面建设难度不断增大，给地面工程带来了新的问题，提出了更高的要求。大庆油田针对地面工程面临的形势及存在的问题，积极开展科研攻关，努力搞好优化简化，形成了满足油田多种开发方式需要的地面工程配套技术，取得了降低工程投资，控制成本上升的成果。

1.2.1.1 聚驱地面工程的新工艺

大庆油田聚驱地面工程建设的特点：一是规模大，到2003年底，注聚区块27个，开发面积321.36km2，油水井总数5603口；二是注入聚合物的种类较多，目前有中分子、高分子、超高分子普通聚合物和高分子、超高分子抗盐聚合物5种类型；三是聚合物配制、注入及采出液处理工艺复杂，建设投资高，生产成本高。为了节约投资、控制成本，地面工程各专业依靠科技进步，聚合物配制、注入及采出液处理工艺不断完善简化，形成了适应整装油田大规模聚合物驱的地面工艺技术系列。

（1）通过不断改进配制、输送流程和注入站设计，进一步简化了聚合物溶液配注工艺。

（2）根据聚驱采出液的油水分离特性，研制高效脱水设备，解决含聚合物原油脱水难的问题。

（3）大规模开展聚驱地面工程总体布局设计的思路和方法。通过现场试验和生产实践，形成了“集中配制、分散注入”的配注工艺；采取“地面地下一体化”优化措施，减少了配制站的建设规模；竖挂电极电脱水器研制成功后，对已建水驱系统的电脱水器电极进行改造，就可适应含聚合物采出液脱水要求；确定了以“两级沉降除油、两级压力过滤”或“横向流压力除油、两级压力过滤”为主的

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聚驱污水处理工艺，核定了处理工艺参数。

1.2.1.2老区三次加密井工艺

老区三次加密井的特点：一是单井产量低，产油量在3.5t/d以下；二是井网密度大，与老井之间的井距在75～100m，有的甚至更近。通过简化工艺，形成了适应老油田开发后期水驱加密调整需要的地面工艺技术；总结出了“两就近”的集油注水工艺，即油井就近进入已建计量站，就近与老井挂接；注水井就近与已建注水干线或老井挂接。油井与老井挂接可形成两种流程，一是与老井串联形成环状掺水流程；二是与老井并联形成双管掺水流程。

1.2.1.3 外围油田地面工艺技术

大庆外围油田多为油层渗透率低、储量丰度低、产油量低、油层深度较深、原油物性差、建设环境差、气候条件差的油田。十五以来，对外围油田建设进行简化优化，形成了适应严寒地区“三低”油田开发需要的地面工艺技术系列。对零散区块突破了整装建设、系统配套、功能齐全的建设模式，总结并形成了“提捞采油、单井拉油”的大榆树模式、“先拉后输、先采后注、先简易后正式”的新店模式和“先简单后复杂、先单井后系统”的古68模式。

在创新地面工程建设模式的同时，对地面工程各系统的工艺进行了不断的简化，集油系统总结形成了“环、单、捞、拉、混、软、串”7项技术。“环”即环状掺水集油工艺，该工艺在大庆外围油田已普遍采用；“单”即采用电热管或连续塑料复合管的单管集油工艺，高西、杏西等油田采用了这种工艺；“捞”即提捞采油，在高台子、葡南、朝阳沟等油田采用；“拉”即拉油，包括单井拉油和集中拉油两种模式，在外围产量低、无依托、不具备外输条件的区块采用较多；“混”即采用螺杆泵进行油气混输，在敖包塔油田的距离转油站远的计量站采用，少建1座转油站，在永乐油田的阀组间也采用了混输泵；“软”即软件计量，是在采用环状集油流程区块采用的一种计量方式；“串”即多个集油阀组串联集油，芳深908区块、徐家围子等油田采用了两座集油阀组间的集油或掺水管道串联进站。

经过多年实践，长庆油田形成了具有自身特色的地面建设模式。油田总的地面集输工艺流程是：大部分单井和丛式井井组的产液量均通过集输油管线，经增压点、转油点、计量站、计量接转站汇至集油站、集中处理站或联合站进行集中脱水处理。部分分散、断块油田原油，就近车拉至大站集中处理。处理后的净化原油通过油田内部的管道输油系统，经大站转输或者是通过油田内专业输油公司管理的管道，输至外输出口。

原油集输基本上采用单管不加热通球清蜡二级或二级半布站集油流程，对于距计量接转站较近的井可直接进入计量接转站，在丛式井场内建集油阀组。阀组的计量管线和生产汇管分别设有发球装置。计量接转站可与计量接转站串联。计

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量接转站内设有收（发）球装置、计量阀组、计量分离器、计量卸油泵、分离缓冲罐、除油器、外输炉和外输泵等设施；原油脱水基本采用大罐沉降低温脱水工艺。

其油田地面集输工艺的特点是：

（1）集油流程基本采用两级半的布站流程。即井口（丛式井）-阀组间（增压点）-计量接转站-集中处理站。

（2）单井不加热集油，单井管道埋深于土壤冰冻线以下，井口定期通橡胶球清蜡。井口回压小于2.5MPa，井口至计量接转站的集油半径小于3～4km。

（3）计量接转站通过分离缓冲罐高低液位自动启停输油泵，实现了间歇密闭输油。

（4）树枝状串接集油技术，是指油井串油井、阀组间串阀组间、接转站串接转站，将数条管线合为一条，实现多站同管线输油，进一步简化流程，优化布站，降低地面建设投资。

（5）简易增压装置

井组增压技术是优化布站的配套技术之一。其核心构成是一橇装增压装置，具有功能齐全、灵活等特点，是低渗透油田地面建设的一项实用技术。

（6）区域转油技术

区域转油技术是在油井相对集中的区域，对多个井组实行集中计量传输，是介于接转站与井组增压点之间的小型“转油点”，功能全，设备简单、实用，充分利用了抽油机的剩余能量。

1.2.2国内外油气集输节能新技术 1.2.2.1 不加热集油工艺技术

油田进入中、后期高含水开采阶段，原油含水率不断上升，如果继续采用加热集输流程势必导致原油集输能耗升高，造成能源大量消耗。因此采用不加热集油工艺技术是从根本上节约油气集输系统能耗的一项有效措施。

集油过程采用不加热方式，必须考虑原油流变（粘度、结蜡）与含水率的关系，温度和剪切速率的关系，以保证集油正常生产。例如大庆油田地处严寒地区，探索出许多油井低耗集油技术，先后试验采用了以下几种具有不同特点的不加热集油工艺流程：如双管掺常温水不加热集油工艺流程；单管投球不加热集油工艺流程；环状不加热集油工艺流程和单管不加热集油工艺流程等。由于不加热集油方式要受到现场诸多因素的影响，因此各种不加热集油工艺流程还需采取以下相应的配套技术：

（1）根据油田开发进程，油井产液的实际状况，采用相宜的工艺流程。 （2）采用化学、强磁等多种手段改善油井产出液的流变性和防止结蜡技术，

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降低油井输油温度，以实现局部或全部不加热集油。

（3）在需要供热集油的情况下，根据集油工艺流程的具体条件，尽量做到分段供热，分段控制输油温度，降低管输介质的温度，可减少管网散热损失。

（4）对双管掺水流程的原油集输系统，考虑掺水泵的运行状况，尽可能降低掺水温度。

（5）采用变频技术和节能控制技术。

（6）采用新技术，改进系统工艺流程及设备，使工艺流程与设备配置合理，系统优化运行。

1.2.2.2 化学清、防蜡降粘技术

在高含蜡原油开采过程中，由于井下油管和地面集油管线的管壁结蜡，严重影响着原油产量和原油的输送，因此清蜡是原油生产上亟待解决的问题之一。目前，对于油管内结蜡所采用的主要措施是热水洗井清蜡。利用热水清蜡虽然能有效地清除管内结蜡，但洗井时要消耗大量的水、电和天然气，而且每次热洗时，油井停产，热洗时间越长，周期越短，影响产量越严重。此外，热洗时石蜡的熔化主要靠热介质通过油管传热进行。为了有效地利用传热效率，热洗开始时，要求排量较大，当热介质充满油套管环形空间，液柱压力往往大于井壁附近的地层压力，热洗液常常会进入地层。由于热洗液难免含有杂质，从而污染地层，堵塞地层孔道，影响油井的正常生产。化学清、防蜡降粘技术是利用化学药剂的特性来防止、清除油井、油管中的结蜡，可以避免热水洗井清蜡的缺陷。因此，利用该项技术代替热水洗井，具有延长热洗周期，减少热洗次数，节约能源，减少产量损失等诸项优点。

化学清蜡剂是指用于油井或输油管道，清除管壁结蜡的一类化学药剂。清蜡剂多为蜡的良溶剂，如二硫化碳、四氧化碳、三氯甲烷、芳烃、重链烷烃等与其他助剂复配的产物，加入油井或输油管道以后，可将已沉积的蜡全部溶解，然后被油流携带清除。目前，国内清蜡剂分为油基和水基两大类型。油基清蜡剂又分为纯溶剂型、乳液型、溶剂与表面活性剂复配型3种。水基清蜡剂以水为分散介质，其中溶有活性剂、互溶剂以及碱性物质。清蜡剂除了具有清蜡作用以外，还有防蜡降粘作用。

化学防蜡剂是用于防止油井和输油管线结蜡的一类化学药剂。防蜡剂大体上可以分为两种类型。一类为表面活性剂型，另一类为高分子聚合物型。表面活性剂型防蜡剂以水膜理论作为防蜡依据。这类防蜡剂通常是具有破乳、润湿、渗透、石蜡分散等性能的多种表面活性剂的复合物，加入油井后，能使油水乳状液由W/O型转变为O/W型，或迅速破乳，脱出一部分游离水，从而使水成为外相或在管壁形成一层活性水膜，使非极性的石蜡不易在管壁上粘附。此外，防蜡剂分子还能够在蜡晶表面上吸附，使表面活性剂的亲油基朝向石蜡结晶，亲水的极性分于团向外，使蜡晶表画形成一个不利于非极性石蜡在其上面继续结晶长大的极性表面，

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使石蜡晶体保持细碎状态，被油流带走，起到防蜡的作用。

高分子聚合物型防蜡剂以蜡晶改进理论作为防蜡依据。通常具有和蜡分子结构相同或相近的正构烷烃并带有支链或极性基团的高分于聚合物，加入原油中以后具有干扰或改变蜡结晶状态的特性，从而起到防蜡、降粘、降凝的作用。

1.2.2.3 磁化技术

磁化技术应用于原油集输系统主要是利用物质经过磁处理，能够改变其结晶状态和形式的特性，对原油集输过程的生产物流（原油、水）进行磁化处理，以起到磁处理水防垢，磁处理原油防蜡、降粘的效果。国内外已将磁化技术较多地应有于油田生产，在原油集输系统中应用该项技术，可以达到节能降耗的目的。

在管道中流动的原油，由于热运动，分子的排列取向是无序的。在流动过程中，由于原油的粘滞性和管壁的摩擦，使得管道中部流速高，靠近管壁处流速低。这种流速分布将使无序运动的分子受到一个力矩作用而翻转，并推向管壁。如果原油处于蜡的结晶温度，被推转到管壁上的蜡分子将粘结在上面。随着时间的推移，粘结在管壁上的蜡不断增多，最终阻塞管道，影响生产。

如果在原油中蜡分子结晶前就在垂直于管道方向加一个磁场，由于磁场作用，使得蜡分子垂直于磁场，顺着管道作“有序”的流动。由于这种流动，大部分蜡分子将不再向管壁翻滚，减少了蜡分子相遇碰撞在一起结晶的机会，从而抑制了蜡晶在管壁的生长，大量的蜡分子将随同原油一道被带走。若这种流动是稳定的，就将达到磁化处理的效果。另一方面，由于粘度与物质本身的性质、分子结构、液态物质中含固体颗粒的大小和多少以及运动状态（平动还是转动）等因素有关。因此，磁化处理后分子的有序流动将使原油粘度沿流动方向减少，这就是磁化处理的降粘作用。

对大庆萨南油田7口安装磁处理器的油井进行试验，油井产出液的平均含水率为13.6％，平均产液量13.7m3/d，集油管线长约800m。通常这类低含水、低产液量的油井必须加热集输，如果井口停止掺液，不但产液量受到影响，严重的可堵死集油管线。自井口安装磁处理器后，实现了不加热集油。其他油井安装磁处理器后，可减少掺液量，降低原油进站温度5～10℃。

1.2.2.4 节能型原油脱水设备

原油含水是油田生产的正常状态和普遍现象。原油含水不仅增加储存、输运、炼制过程中设备的负荷，而且增加升温时的燃料消耗，甚至因为水中含有盐类而引起设备和管道的结垢或腐蚀，所以原油脱水是油田原油生产过程中一个不可缺少的环节，一直受到重视。原油脱水设备在原油脱水生产过程中占有重要地位，要求原油脱水设备耗能小，节能效果好，对于降低生产运行成本，提高原油生产总的经济效益十分重要。

（1）陶粒脱水器

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原油沉降分离是原油脱水工艺必不可少的过程。传统的沉降分离设备以常压储罐为基础，一般由无力矩罐或拱顶罐改造而成，存在如下的缺陷：①这类设备是个常压罐，不能在下道生产工序中利用上道工序的来液压力，浪费能量。②沉降罐的罐底平坦、面积大，不仅清砂困难，而且罐内易存在“死油区”和“死水区”，影响沉降效果。③罐的耐压强度低，油气挥发损耗大。

陶粒脱水器是一种高含水原油脱水器，改进了传统沉降分离设备的不足，采用的是卧式、耐压容器，内设陶粒聚结床，沉降效率高，油气损耗小，能实现高含水原油“无罐”脱水的工艺流程。

（2）“合一”式电脱水器

随着石油工程技术的不断发展，电脱水装置已向“合一”方向发展，即把卧式电脱水器、油气分离器、火筒加热炉、沉降分离器等设备有机地组合成一体。这不仅使设备结构紧凑，能节约大量的管线、阀门、动力设备，而且可使生产过程用能互相结合，有助于节能降耗。此外，“合一”设备可以根据生产规模的变化进行调整，具有较好的机动灵活性。

（3）HNS-II型三相分离器

提高沉降脱水设备效率，还应综合考虑良好的进料消能装置，为油水的沉降分离创造较好的水力条件，尽可能利用乳状液在游离水层中上浮时的摩擦与剪切作用，以促进油、水界面膜的破裂，也就是通常所说的活性水洗涤技术。河南油田研制的HNS-II型三相分离器，采用金属波纹板作为聚结填料，设计了双向进料和浅箱式分配器，同时采用了活性水洗涤技术和中间层（乳化油）排放装置等，使脱水率在原基础上提高了6～8倍，液体停留10分钟，脱水率达98.6%。

1.3 本文的研究内容

本文将以稠油油品物理性质及流变学数据为基础，从安全输送与节能输送的角度，给出稠油各种集输流程（单管冷输、单管热输、掺稀油、掺活性水和三管集输流程）的应用界限。

内容包括不同稠油集油工艺流程优选（单管冷输、单管热输、掺稀油、掺活性水和三管集输流程）：

（1）常用的稠油集油系统；

（2）现阶段稠油油品性质及流变性的研究； （3）稠油油品的低温性能； （4）安全输送参数界限研究。

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第2章 稠油集输系统流程简介

2.1 常用的稠油集输方式

（1）纯稠油局部加热。对稠油井产出物不掺入其他热介质（如水、油、蒸汽等），采用低速流动和局部加热的方法，如井口加热炉、井下电加热器、空心抽油杆交流电加热技术等方式，单管加热流程。

（2）纯稠油连续伴热。采用低流速和沿管线全程伴热的方法，包括三管蒸汽（或热水）伴热、集肤效应和电热带伴热等方式。

（3）稠油掺液。只靠管外热量不足以稠油正常流动时，则需要向稠油中掺入各种液体，使稠油流动性有所改善的集输方法，包括掺活性水、掺脱出污水、掺稀原油或轻油、掺破乳剂溶液或其他化学降粘减阻剂及掺蒸汽降粘等。

（4）采集结合。采油工艺也必须采取特殊的措施才能维持稠油正常生产，地面工程采取相应的配套技术，使采油和集输紧密结合的方法，如蒸汽热采稠油的高温集输流程等。

（5）稠油改质。采用原油加工过程中的某些简便技术，使稠油组分有较浅程度的改变，从而实现正常集输稠油的方法，已经做过试验的有加氢裂化、减粘裂化、抽提脱沥青等。

上述各种稠油集输方式都有较大的适应范围，而且每种方法一般不独立采用，往往是几种方法共同采用。因此应根据油区实际情况，在综合考虑热采、集输、加工等因素的基础上，经多方案经验论证，才能正确选择合理的稠油集输方式。

2.2 常用稠油集油流程

（1）纯稠油单管加热流程

稠油井的产出液里不掺入其他热介质的“纯稠油”集输流程，包括了局部加热和沿管线连续伴热的方式，单管加热流程时期中常见的一种。

技术要点：

①适当放大管径，采用低速输送。管线输油压力损失与管径的四次方成反比，适当放大管径能有效地减少压力损失，相当于降低粘度。稠油的低温流动性受流态影响较小，低速流动时，对油气水分离和原油凝点影响不大，因而能降低管线回压，也较安全。按生产经验稠油管内流速一般应小于0.5m/s，此时，集输干线每

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千米压降约在0.1～0.2MPa。

稠油水力计算公式的不准确性，主要由于稠油集输过程中油气水组成的不稳定性和不均匀性，增加了稠油集输水力计算的难度，在实际工程中，纯稠油管线的选取，采用按表观粘度范围计算后再适当放大的方法。

②要有可靠的加热或者伴热的保温措施。重点解决稠油管线径向温差大的问题，这个是技术的核心。

③选择较高的井口回压。稠油粘度高，比稀油的摩阻大，为保证正常生产，稠油井回压可比稀油井高，一般选择1.0～1.5MPa是合理的。

④加热。在计量站采用单井计量前加热，以利计量操作，泵前加热、泵前分离流程，以利泵输。

⑤多次分离选择适用于起泡原油的稠油分离器，并配以消泡剂或机械消泡措施。对稠油的分离，因油气粘度、密度差大、分离后的气中携带有油，而油中夹带气泡较多，其难以从稠油中逸出，所以稠油宜采用多次分离方法。

（2）纯稠油井口不加热流程

这种流程与单管加热流程明显的区别是井口不设加热设备，充分利用稠油在井筒中的举升时的剩余热量进行地面集输。在稠油井里安装空心抽油杆交流电加热装置，就是其中一种技术。

采用空心抽油杆交流电加热装置，井筒原油粘度降低，不仅取代了常规的油井清蜡或井下热洗，提高稠油产量，而且能够使井口出油温度提高15℃以上，免去井口加热设备，实现单管热输至计量站。

（3）稠油掺活性水流程

“活性水”是指用表面活性剂配置一定浓度的水溶液。掺活性水实质是形成润湿边壁，降阻输送。在水中的油很难分散，混合物在静止或低速时容易形成油水分层。掺水时水油比一般为（1.8～2）：1，在实际运行中掺水量更大。掺水有明显的降阻效果。掺水温度一般在50～65℃，现场生产中输油温度不宜低于30℃。

目前掺活性水流程存在一些缺陷，但是在一定条件下，仍是行之有效的稠油集输方式，例如当无稀释剂（稀原油、柴油等）可供输入时。水的热容比油大一倍，在需要携带热量较多情况下，掺热水比掺热油有明显的优越性，对品质较好的稀油，作为稀释剂而掺入稠油时，虽然解决了稠油降粘问题，但同时损害了优质稀油的价值，这时掺稀油就不如掺热水有利。

（4）稠油掺稀油流程

经过多年生产实践，国内一些油田已经形成稠油掺稀油双管密闭集输、多级分离、大罐热化学沉降脱水、掺稀油定量分配的完善配套的稠油集输密闭新工艺。

掺稀油比（平均比0.6）远小于掺水比（平均1.8）使掺稀油后的混合液量比掺水时减少约40%，显著降低了集输量。掺稀原油产生的降粘效果稳定，压降明显降低，提高了普通的通过能力。对干抽不能正常生产的抽油井，井下掺稀油后，

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油井恢复正常生产，这是提高稠油产量的有效措施，增产度可达40%左右。从原油脱水角度看，掺稀油降粘比升温降粘经济的多。当稠油50℃，粘度超过1000mPa·s时，只选用升温脱水法，效果太差。

2.3 辽河油田集油工艺流程

2.3.1单管热输流程

单管热输流程示意图见图2-1。

计量站计量分离器去集中处理站计量前水套加热炉井场井场 图2-1 单管热输流程

2.3.2单管冷输流程

在出油、集油、输油管线中输送油气水混合物、含水原油和出矿原油，以及在集气、输气管线中输送未经处理和出矿天然气时，采用不需加热的连续输送工艺，一般适用于稀油油田开采初期及中期，辽河油田稀油区块应用较多。

2.3.3掺活性水流程

掺活性水流程见图2-2。

2.3.4掺稀油流程

掺稀油流程见图2-3。图中掺油接转站设置有掺油系统，管辖2～3个计量站。

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井口至计量站有两条管线，一条集油，一条掺油，对进站距离远的井口还需设加热炉。在掺油接转站包括集油和掺油两部分。

集油部分：井口产出液进站通过计量阀组进入计量分离器，单井计量后进人分离缓冲罐进行油气分离，分离器控制压力0.2～0.3MPa，再经加压、计量、加热后，输至集中处理站。

天然气去联合站井口计量分离器计量接转站加热分离缓冲合一油水去联合站井口液量计加热缓冲合一联合站排污水药剂 图2-2 掺活性水流程

外输气计量分离器井口分离、缓冲罐流量计外输泵外输加热炉外输稀油缓冲罐外来稀油稀油分配阀组掺油稀油加热炉掺油泵加药 图2-3 掺稀油流程 掺油部分：稀油从集中处理站输到掺油接转站，经缓冲、加压、加热、计量后分配到所辖的计量站，再分配到井口。掺油压力一般2.0MPa。在掺稀油的同时，稀油中加入破乳剂或消泡剂，以利于稠油脱水。

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2.3.5三管伴热流程

这种流程与掺热水流程相似，热水从供热站通过单独的管道，增压后送到计量站，再经阀组分配输送到井口。从井口返回时热水并不掺入集油管线中，回水管道与集油管线保温在一起，一直伴随到计量站进而到接转站，利用两管之间的换热，达到安全集油的目的。

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