曲福俊

引言

原油长输管道低输量工艺是长距离输油管道在油田开发前期和后期所普遍面临的问题，解决问题方法有很多，利用正反输送、掺水输送、间歇输送、设置中间加热炉、添加降凝剂等，都能有效解决该类问题，但各种方法都有一定优缺点，哪种方案最合理，应该统筹考虑，本文针对PKKR油田管线低输量提出几种可行措施，充分借助可利用的条件，利用Pipephase多相流软件进行分析，将工艺优化，推选出合理方案。

1 管道运行概况

PKKR油田位于哈萨克斯坦南图尔盖盆地，该油田Aryskum 集中处理站承担着四个油田的脱水、转油任务，处理后的低含水原油（含水0.05%，）通过一条8”管线输往Aryskum 泵站，与Zhusaly泵站来油混合后通过16”管线输送至Kumkol联合站继续处理，目前Zhusaly泵站至Aryskum泵站之间的16”管线已经停用。在Aryskum 泵站，建有2台转油泵和收发球装置，转油泵排量为900m3/h，泵出口压力110bar。由于泵排量太大，无法长时间连续工作，Aryskum原油只利用余压继续输往Kumkol联合站。由于液量低，管径大，原油抵达Kumkol时的最低温度，只有9-10℃（冬季环境下进站温度），已经逼近倾点温度，容易造成凝管事故，且原油含蜡高，防蜡剂用量大，浓度高达800mg/L，清蜡工作量大，每天都需要进行投球清管作业，日清出的蜡量达到200kg左右。Kyzylkia联合站至东南Kyzylkia转油站建有一条8”输气管线以提供燃气发电站使用，东南Kyzylkia轉油站至Kumkol建有6”管线，目前输液量为500m3/d。

2 优化措施及模拟分析

2.1优化措施

长输管道低液量输送导致进站温度过低，可以在合理位置设置加热炉升温后输送、掺水输送、正反输送等方法，目前该油田不具备正反输送能力，所以结合油田现状及生产需求考虑以下几种措施。……