1、摘 要本項目根據某單井原油冷輸工作的實際需要，對該區塊原油的活性物質含量、凝固點、轉相點含水率、粘溫關系曲線、熱處理效應、表面活性劑，等影響原油冷輸的內在與外在因素進行了詳細的室內試驗分析、現場實地調查、軟件模擬計算工作，對各種因素對井口回壓的影響程度進行了研究，建立了原油低溫流動條件下回壓的預測方法，提出原油能否進行冷輸與凝油的粘附特性有關，與原油蠟沉積速率關系不大，在此基礎上制定出某單井冬季冷輸井的選擇方案，以井口回壓的變化趨勢作為主要監測手段，某區塊現場已順利開展單井原油冷輸工作。主題詞：原油 凝點 回壓 冷輸目錄1項目概況12某單井原油管輸現狀調查12.1 油井生產概況12.2 管線集

2、輸概況22.3 管線保溫條件22.4 存在問題23室內研究部分23.1某區塊單井原油冷輸技術研究思路23.2 原油性質分析33.3 原油熱處理效應分析53.4 原油流變特性分析63.5 原油冷輸模版及應用93.6 原油蠟沉積試驗結果分析103.7 破乳劑轉相效果試驗113.8 單井回壓與相關因素關系研究133.9 溫降關系曲線143.10. 項目研究認識154. 某區塊單井冷輸方案及實施情況分析154.1 某區塊單井原油常溫輸送方案164.2 冷輸井選井步驟164.3 現場實施情況分析165. 項目研究結論186. 原油溫降曲線197. 參考文獻24某區塊單井原油冷輸技術研究1項目概況某井區有

3、油井154口，日產液1900余噸，綜合含水25%，油井、管線結蠟傾向相對嚴重，水浴爐、盤管爐年用氣量約1967萬方，實現油井冷輸，對油井生產及提高油田經濟效益有著重要的意義。開展本項目研究目的在于通過現場調查與室內研究，從某區塊原油的凝固點、粘溫特性及流變性曲線的分析入手，掌握某單井原油在冷輸條件下的流動性特點，確定該區塊含水原油安全冷輸的溫度下限、回壓上限值，提出相應的冬季不加熱輸送方案，因地制宜的開展原油冬季冷輸工作。本項目研究需要達到的指標：（1） 單井原油輸送最低溫度下限誤差小于5。（2） 單井冷輸距離工程應用準確性大于80%。根據項目研究需要，已經完成了某區塊原油現場集輸狀況調查，單

4、井資料的收集整理工作，對原油基本性質、粘溫特性、凝固點、低溫流變特性進行了研究，對試驗數據進行相關研究分析，確定了原油在冷輸條件下所要求的回壓值。并對影響回壓的各種因素進行了分析，提出了某區塊單井冷輸井的選井條件，制定了單井冷輸實施方案，通過單井現場冷輸試驗對本項目技術研究的成果進行了驗證。2某區塊單井原油管輸現狀調查2.1 油井生產概況截至2009年12月底，某區塊有油井154口，日產液1900余噸，綜合含水25%，油井、管線結蠟傾向相對嚴重，水浴爐、盤管爐年用氣量約1967萬方，極需要對于單井原油開展冷輸工作。2.2 管線集輸概況某單井距計量站直線距離從幾十米到數百米不等。季節間和日間氣溫

5、變化比較大。單井管線埋深在-1.8m的冰凍線以下。冬季-1.8m處地溫達到0以下，夏季-1.8m處地溫為20左右，油層溫度在45左右。2009年10月中旬，實測井口出油溫度在15度21.5度之間。單井采出液管輸狀態在夏季是等溫輸送，冬季是熱油管路輸送，不同季節條件下管線散熱狀態有很大不同。2.3 管線保溫條件為防止冬季管線結蠟與凍堵，某單井井口采用油井盤管爐、水浴爐、電加熱保溫三種方式，單井集輸油管線采用“黃夾克”保溫、井口采用保溫盒保溫，以上井口及管線的保溫方式是各作業區在冬季通常采取的保溫方式。2.4 存在問題根據統計，冬季采取單井點爐加熱保溫措施后，某單井輸油線（采用的是復合玻璃鋼管線）

6、出現15井次滲漏、內襯脫落、斷頭等破損事故，嚴重影響油井的正常生產。目前分析認為管材耐溫性不好，降低管線內原油運行溫度有利于保障管線的安全運行。因此需通過相關冷輸技術應用研究工作，在某油田開展油井冬季不加熱常溫輸送工作十分必要。3室內研究部分3.1石南31油田單井原油冷輸技術研究思路通過對某原油的活性組分含量分析掌握油水乳化特性，進而掌握含水原油的粘溫特性以及原油在低溫條件下的流動特性，根據特定溫度下原油流變小所確定管線的等基本性質及流變特性進行研究，某油田各區塊原油含水率相差比較大，單井采出液中w/o以及o/w兩種乳狀液都普遍存在，而不同形態乳狀液在實施冷輸時影響因素不同，需要分別加以考慮。

7、對于w/o型乳狀液，需要研究其動態凝固點，對于o/w型乳狀液一般都可進行冷輸，但需確定乳狀液在低溫集輸條件下原油結蠟傾向。根據項目進度安排，首先針對確定各區塊原油的動態凝固點和某油田單井冷輸方案，根據某低含水油井冷輸現場試驗時統計的管線進出口溫度、氣、液量、管線回壓，通過理論計算確定埋地管線的總傳系數等相關基礎參數，以進一步指導單井原油的冬季冷輸工作。3.2 原油性質分析原油中活性組分含量及其相互間比例決定了原油在低溫狀態下的流變性特點，是油水乳狀液在不同溫度下形成牛頓流體、非牛頓流體的主要原因，根據項目研究需要，對某原油的活性組分含量進行了實驗分析。試驗目的：確定某原油中活性組分含量，確定原

8、油冷輸項目的研究對象。試驗方法：采用SY/T7550所規定的試驗方法對各層位原油的活性組分進行分析。試驗樣品：某油井混合樣。實驗成果：某原油中不同種類活性組分含量為含蠟4.32%，膠質3.35%，瀝青質5.69%。試驗結果表明,某原油屬于含蠟含膠中質原油。 表1 不同區塊原油活性組分測定結果項 目石南31混合樣原油中活性組分分析結果含蠟，%4.32膠質，%3.35瀝青質，%5.69由于原油中石蠟、膠質、瀝青質等組分屬于有機高分子，在不同溫度條件下溶解狀態存在很大的差異，導致原油內部出現不同的結構強度，當原油溫度高于原油凝固點時呈現牛頓流體特征，即剪切應力與剪切速率成正比，當原油溫度低于原油凝固

9、點時呈現非牛頓流體特征（冪律流體）。原油粘溫曲線是原油在固定的剪切速率條件下，剪切應力隨溫度的變化趨勢，通過半對數坐標反映出原油在不同溫度下蠟晶析出的程度1。某原油粘溫特性曲線室內試驗如下：試驗目的：確定某油田某混合原油的析蠟溫度，確定原油在不同溫度條件下流動時的難易程度。試驗方法：采用SY/T7549所規定的試驗方法對某混合原油的粘溫特性進行分析。試驗樣品：某油井混合樣。實驗成果：試驗結果表明當溫度低于20時，某凈化原油粘度明顯升高，表明原油內在結構強度隨溫度變化比較明顯，在10，粘度相對較低。 表2 某混合原油粘溫曲線試驗結果粘度， mpa.s溫度，石南31混 合 樣 檢測結果308.43

10、2258.9022010.741541.4610237.50備注溫度與剪切應力關系曲線和流變曲線見圖1-圖6。石南31混合原油粘溫特性試驗結果見圖1。圖1石南31混合原油粘溫特性試驗結果圖圖1試驗結果表明，當原油溫度低于15時原油粘度明顯上升，表明在低于15的試驗條件下某混合原油析蠟相對比較嚴重。3.3 原油熱處理效應分析原油的熱處理效應本質上是原油中的膠質瀝青質在高溫條件下充分溶解，參與石蠟共晶，降低了網狀結構的強度，而使原油凝固點降低2。原油的熱處理效應實際上是反映出原油內部活性組分在混合結晶過程中對原油內在結構的破壞程度，對于具有熱處理效應特點的原油，利用原油經過熱處理后所得到的原油凝固

11、點數值可以作為單井原油冷輸條件下的出口溫度值，該值能夠表征出原油在流動狀態下內在結構強度的大小。某油田某原油凝固點與熱處理后原油凝固點的試驗方法按照標準SY/T10541進行，試驗結果見表3。表3 各區塊原油熱處理效應試驗結果凝固點試驗方法原油種類石南31混 合 樣 檢測結果國標方法凝固點，+16含水原油(含水率50%)+16熱處理方法90熱處理后凝固點，+10含水原油(含水率50%)+10表3試驗結果表明，某原油在不同含水率條件下，原油凝固點沒有發生明顯變化，原油內在結構強度并沒有隨原油中含水率變化而發生明顯的變化。某混合原油具有比較明顯的熱處理效應，原油經過90加熱后凝固點降低了6,達到1

12、0，根據原油經熱處理以后所獲得的原油結構強度可以表征原油在流動條件下殘余結構強度的研究成果，某原油動態凝固點至少為10。3.4 原油流變特性分析原油是復雜的混合物，在不同的溫度條件下具有不同的流變特性，當溫度高于凝固點時原油呈現牛頓流體特性，即剪切應力與剪切速率存在固定比值，當溫度低于原油凝固點時原油呈現非牛頓流體特征，屬于冪律流體3。a 牛頓(Newton)型流變曲線為一條過原點的直線a,切力與切速成正比 (5)比例系數為流體的粘度。b 塑性(Bingham，賓漢姆)型流變曲線為一條在臨近橫軸時逐漸向下彎曲的直線b，直線部分切力與切速呈線性關系 （8）式中為直線延長線與橫軸的交點，稱為屈服值

13、，為直線斜率，稱為塑性粘度。塑性流體具有結構，屈服值的大小反映了結構的強弱。當切力超過屈服值時,結構被拆散后才能開始流動。C 假塑性流體流體粘度隨剪切速率增大而持續變小的流體。式中K為稠度系數，m為冪指數D 屈服假塑性流體 流體由靜止狀態變為流動狀態時需要額外提供啟動壓力，流體內部具有初始結構，并且粘度隨剪切速率增大而持續變小。 式中為屈服值，K為稠度系數，m為冪指數某原油流變性試驗依據標準SY/T7549進行，試驗儀器采用HAAKE公司RV20流變儀完成。試驗樣品為某混合油樣。凝固點溫度附近某原油流變特性曲線如圖2。圖2石南31井區原油流變曲線測試結果從圖2可以看出，某原油在低溫條件下存在明

14、顯的觸變環，屬于假塑性流體，顯然繼續降低溫度原油會表現出屈服假塑性流體特征即原油剛啟動時具有固體的彈性特征。某原油流變方程見表4表4 某原油在凝固點以下的流變方程擬合結果統計石南31混 合 樣 檢測結果102030流體類型Herschel-bulkleyBinK1HamNewton公式類型=0+ETA*Dn=0+ETA*D=ETA*D相關系數0.960.991表4統計結果表明某采出液在20時呈現BinKHam流體特征，當原油溫度降低到10時，采出液呈現出Herschel-bulkley流體特征，具有明顯的剪切稀釋性。平衡流變曲線反映出原油在不同剪切速率下內部殘余結構強度，根據相關的文獻采用應力

15、松弛法測定的某原油屈服應力結果見圖3。圖3 采用應力松弛法測定的某原油屈服應力結果圖試驗結果表明某油田某原油在2的條件下動屈服值5.35P，原油在不同溫度條件下動屈服應力的測量結果見表5。表5 某油田某原油在不同溫度條件下動屈服應力測量結果試驗溫度石南31混 合 樣 檢測結果101.9853.2525.35表5試驗結果表明，某油田某原油在210的試驗條件下通過應力松弛法測的動屈服值都在1.98Pa5.35Pa左右。根據管壁上壓力與粘滯阻力平衡條件得到管壁上切力的表示式根據單井管線長度，壓力差、氣液比計算得到各種條件下所需要剪切應力的理論計算值，計算結果見表6。表6在輸送溫度為地溫為2條件下管線

16、極限壓力差的理論計算結果管線出口溫度管線在不同輸送距離條件下對應的理論壓力差（MPa）200m400m600m800m1000m1200m20.0960.1920.2880.3840.485.7650.0540.1090.1630.2180.2723.264100.0320.0640.0960.1280.161.92表6理論計算結果表明，對于石南31脫氣原油，管線出口溫度不同對應的由原油動屈服值換算來的壓力差不同，當原油集輸距離超過1200米，且出口溫度為2時管線壓力增高量可達到5.76MPa。含氣原油屈服值與原油含氣量成正比，則脫氣原油所需要的壓力差值除以氣液比即為含氣原油在實施冷輸以后回壓

17、理論升高值，設含氣原油的氣液比為100則在相同條件下管線理論壓力升高值為0.0576MPa。不同集輸距離的單井他脫氣原油當井口與計量站壓力差能夠滿足壓力差值時，單井原油可以實現冷輸。3.5 原油冷輸模版及應用根據原油動屈服值確定的原油輸送距離以及不同管線出口溫度條件下所需要的回壓差值見圖4。圖4 原油輸送距離及不同管線出口溫度與回壓差之間關系圖4結果表明對于井口壓力0.7MPa，集輸距離1000m的油井脫氣原油，只要開展冷輸時井口回壓分別達到1.18MPa、0.972MPa、0.86MPa時可以實現井口溫度在2、5、10條件下的安全集輸。3.6 原油蠟沉積試驗結果分析根據前人研究4，原油重蠟沉

18、積行為通過分子擴散、剪切彌散和沖刷等過程進行，并建立了各種相應得動力學模型：W=w擴散+w剪切+w沖刷式中 w擴散=W剪切=W沖刷=式中：D為擴散系數、K速度常數、CW蠟晶濃度、為切速、s(r)蠟晶吸附常數。前人對各種機理的作用認識不一致，可能與研究者根據需要采用了不同條件有關。某油田某原油冬季不加熱輸送主要是在低溫下進行，溫度差相對比較小，因此剪切與沖刷可能是主要的影響因素。在室內建立原油蠟沉積模擬試驗裝置對某油田某原油在單井集輸管線中的結蠟情況進行檢測，該區塊原油進行了蠟沉積模擬試驗，原油在不同溫度差條件下的結蠟速率比較試驗結果見表7、圖5。表7不各區塊原油在不同溫度差條件下的結蠟速率比較

19、試驗分析項目石南31混 合 樣 檢測結果管線內外壁溫度差200.459020.5320表7試驗結果表明某油田某原油在外壁溫度為2，內壁原油溫度分別為20、2的實驗條件下,石南31原油的結蠟量最少為0.532g/hur。圖5 原油不同溫度差條件下結蠟量變化率計算趨勢：圖5 原油不同溫度差條件下結蠟量變化率計算趨勢圖5結果表明某油田某原油在外壁溫度為2，內壁原油溫度分別為20、2的實驗條件下原油結蠟量在降低50%與提高20%之間變化，某混合樣在模擬低溫輸送狀態下原油的結蠟量有升高跡象，其它區塊原油在低溫條件下結蠟速率都有不同程度的降低，由于原油結蠟現場由幾個過程所決定，當蠟沉積量大于因流動剪切而攜

20、帶走的蠟量時，宏觀上會表現出原油結蠟程度上升的情況，具體原因有待進一步研究。3.7 破乳劑轉相效果試驗 原油轉相點含水率測定隨著油田開發，含水原油粘度將隨著原油含水率升高而升高，當原油含水率達到轉相點時，將形成o/w型乳狀液，靠近管壁處形成相對穩定的水膜，能夠明顯降低油井管線的集輸摩阻，有利于單井開展冷輸，油水轉相點含水率對單井油水兩相混輸具有比較重要意義。油水轉相點含水率的測定目前沒有統一的技術標準，我們根據油田現場含水原油乳化的條件，在室內進行相關的油水乳化模擬試驗，根據乳狀液在不同含水條件下的穩定程度判斷原油乳狀液的轉相點含水率。含水原油經過乳化后靜置30秒，脫出水量結果見表3，含水原油

21、脫水時所對應的原油含水率，即油水轉相點含水率。根據某油田混合原油現場輸送平均溫度，確定在25、30條件下測定油水轉相點含水率，轉相點含水率試驗結果見表8。表8不同區塊原油油水轉相點含水率試驗結果檢測類型原油脫出水體積（ml）試驗溫度，乳化原油含水，%石南31混合樣25500.0600.0700.530500.0600.07043.0備注：試驗數據為100ml乳狀液中的出水量，單位ml表8試驗結果表明，某原油乳狀液含水率達到70%時乳狀液類型出現轉相，表明該區塊油水乳化能力相對比較強，在今后一定的采油時期內都要考慮以w/o型乳狀液為主的單井原油冷輸問題。3.8.2 原油轉相點含水率測定根據原油動

22、態結蠟量試驗結果，部分區塊原油在冬季冷輸條件下的需要加以適當考慮防蠟措施，由于原油破乳劑是油田常用的化學藥劑，主要由聚醚類非離子表面活性劑組成，具有較強的潤濕翻轉性，在原油適當的含水率條件下能夠將W/O型乳狀液翻轉成O/W型乳狀液，形成水外相，降低原油在管壁上的吸附進而達到防蠟降粘效果，某油田某原油對路破乳劑（室內使用濃度200mg/L，現場濃度為室內濃度的20%-30%）不同含水率原油在20條件下的油水轉相效果試驗結果見表9。表9不同含水率原油加入原油破乳劑后粘度突變溫度點統計結果原油含水率（%）粘 度 拐 點 檢測結果石南31混合樣2%油外相5%油外相10%油外相15%油外相20%油外相2

23、5%油外相30%水外相備注：試驗數據為含水原油乳狀液類型從w/o變成o/w時的試驗現象表9試驗結果表明，某油田某原油在含水率大于25%條件下原油破乳劑能夠使乳狀液類型發生翻轉，從W/O型局部轉變成為O/W型，低含水原油在冷輸過程中靠近管壁初也能夠形成水膜或水環，起到防蠟降粘減阻作用，通過在井口投加原油破乳劑能夠保障單井原油在冬季不加熱條件下的常溫輸送。3.8 單井回壓與相關因素關系研究單井采出液的各種因素對單井回壓大小都有影響，根據前期研究成果，各種因素條件變化對井口回壓的影響程度結果見表10。表10各種因素條件變化對井口回壓的影響程度計算表影響因素變化程度單井回壓變化絕對數值（MPa)單井回

24、壓變化率采出液粘度增加10%（從330 mPa.s到360mPa.s）0.00050.08%采出液密度增加10% (從0.88到0.96)0.00110.19%產液量每±10%（1噸）0.0030.48%油氣比增加10%（約6m3/t）0.000670.117%管徑增加22.6%（放大到65mm）-0.0142.4%管徑縮小24.5%（縮小到40mm）0.1831.1%管長增加42.3%（增加100m）0.0282.0%高差增加57%（增加2m）0.0181.85%井口溫度在凝點以上每降低30.00010.017%終點壓力增加3.8%(增加0.02Mpa)0.01963.4%表10計

25、算結果表明，集輸管線的輸送量、油氣比、管長、管徑、高差、終點壓力對單井回壓值影響程度比較大，當油田投產后，除管徑、產量、油氣比以外，其他因素的影響基本固定，若原油回壓出現突然升高現象時，應該首先查產量、油氣比的數值變化情況，如果與前期一致，則可斷定是由于低溫導致在特定條件下剪切應力不足以破壞原油蠟晶結構，宏觀上導致集輸管匯管徑變細，即出現堵管征兆，此時的原油出口溫度即為常輸溫度的下限值。在其他因素不變的條件下，管徑與回壓之間的變化趨勢見圖6。圖6 集輸管線的管徑變化與井口回壓變化關系曲線圖圖6結果表明集輸管線的管徑變化與井口回壓變化呈非線性相關，當有效管徑小于40mm時，井口回壓計算值升高比較

26、快，當管徑大于40mm，井口回壓值變化不明顯，存在明顯的拐點。不同油井產液量條件下井口回壓變化趨勢一致，對應關系明顯，可以利用井口回壓變化趨勢預測常溫輸送管線內部等效結蠟厚度的變化。3.9 溫降關系曲線根據原油動態凝固點取值以及原油溫度降關系曲線通過PK軟件計算的某10%含水率原油溫降曲線見附圖8。由于某原油集輸管道材質為非金屬，總傳熱系數需要根據現場實際數據計算核定，目前取值為（1.5w/m2k）。3.10. 項目研究認識通過以上室內試驗研究分析，取得以下認識： 某油田某有油井154口，日產液1900余噸，綜合含水25%，油井、管線結蠟傾向相對嚴重，水浴爐、盤管爐年用氣量約1967萬方，單井

27、管線最長達到1000米左右。冬季點爐前井口溫度在1521.5之間。不同季節地溫相差10左右，冬季單井原油加熱集輸易出現管堵、管損事故。 某油田某原油屬含蠟含膠中間基偏石蠟基原油，析蠟點在20左右，凝固點在1520，原油粘度隨溫度變化比較明顯，原油溫度低于20時呈現明顯的假塑性流體的流變特征。 某油田某原油具有熱處理效應，經過熱處理后的原油結構強度能夠表征原油在流動狀態下的殘余結構強度，初步確定某原油的動態凝點為10。 某油田某單井原油實現冷輸對原油結蠟速率影響不大。 某油田某當原油含水大于70%以后原油乳狀液類型從w/o型轉變成o/w型可以實現單井原油冬季冷輸。原油破乳劑能夠在原油低含水率條件

28、下將乳狀液形態從w/o型轉變成o/w型，明顯降低各區塊單井含水原油集輸時的摩阻，這為確保遠端回壓比較高的單井原油順利冬季冷輸提供了額外的技術保障手段。 可以利用井口回壓變化趨勢預測單井冷輸可行性以及冷輸管線內部等效結蠟厚度的變化情況，在單井開展一段時間的冷輸工作以后，在其他生產條件不變時，當井口回壓累計上升0.2MPa時可考慮采取相應加熱輸送或清蠟措施。4. 某油田某單井冷輸方案及實施情況分析根據該項目研究結果，實現含水原油安全冷輸，核心問題在于保證管線壓力差能夠克服原油流動時的動屈服阻力，壓力差所能夠達到的幅度是使單井原油能否開展冷輸的技術關鍵。4.1 某油田某單井原油常溫輸送方案 原油含水

29、率高于轉相點含水率的油井可在冬季實現冷輸。 根據溫度降模版確定原油管線的出口溫度，進而確定理論壓差提高值，對于壓差小于1.5MPa的單井可以開展常溫輸送。 通過監測集油管線回壓值的變化特征，作為采出液安全冷輸的技術保障，當其他條件不變時，如果單井回壓升高超過0.2Mpa,需要及時提高采出液輸送溫度，必要時應采取管線疏通措施。 油井停輸后，必須在8小時內及時掃線，防止管道中的原油凝點隨時間延長升高而造成凝管。 先小批量、典型代表井試驗觀察正常后，再小批量推廣試驗，最后全面推廣試驗。 4.2 冷輸井選井步驟 根據含水原油輸送距離與溫降的關系曲線（圖7-圖10）計算單井管線的出口溫度。 根據表6提供

30、的數據以及氣液比確定單井回壓的理論提高量。 將冷輸前井口回壓加上冷輸后回壓的提高量，當其低于1.5MPa時，表明該單井原油滿足在冬季開展冷輸的技術條件，含水原油能夠實施安全冷輸而不凝管，相關計算表明對于夏季集輸時井口回壓為0.7 MPa，集輸距離1000m的油井脫氣原油，只要開展油井開展冷輸時井口回壓分別達到1.18MPa、0.972MPa、0.86MPa時可以實現井口溫度在2、5、10條件下的安全集輸。 已經開展冷輸的單井，當其他條件不變時如果單井回壓升高超過0.2MPa，應采取管線疏通措施。4.3現場實施情況分析某油田從2006年10月起進入冬季生產運行階段，根據項目階段研究成果進行了選井

31、工作，并開展了單井冷輸現場試驗工作，截止2009年12月，實施冷輸共計了109口，并記錄了其中95口油井井口加熱前后的井口回壓、溫度變化，對26口井經過了整個冬季的考驗，冷輸井在各種地溫條件下均正常生產。統計結果摘要見表13。表13 某油田單井原油冬季常溫集輸試驗結果（部分數據）井號07年11月27日09年2月16日井口油溫進站油溫回壓MPa井口油溫進站油溫回壓MPaSN810112.910.30.727.86.30.7SN804012.38.50.839.611.20.85SN806112.75.30.687.310.60.72SN800210.58.30.658.15.90.66SNHW8

32、2512.111.70.256.610.60.65SN81008.05.90.669.86.30.68SN80388.814.11.078.912.10.8SN805910.38.90.817.55.80.8SN806013.46.10.8SN808013.76.00.778.813.10.78SN809912.16.30.86.97.80.82石南31-6.98.90.7SN804410.96.30.8510.86.90.8SN800510.76.80.79.88.40.75SN810513.38.40.7712.18.50.8SN814A14.79.10.7511.39.20.85SN80

33、0811.35.00.758.36.20.72SN806515.112.70.697.313.80.77SN800719.76.30.7511.28.30.75SN8006-1.84.30.810.88.40.72SN800317.3411.30.7211.09.80.72SN80178.37.90.8610.911.40.76SN80185.110.40.827.211.20.85SN8015-0.48.30.775.35.70.85SN801313.713.30.978.211.51.03SN80018.98.40.6810.27.10.63從表13可以看出原油伴生氣在油嘴后端低壓膨脹吸熱，造成井口溫度低于0的現象，當管線埋深處的溫度為10時，管線中原油在集輸過程中實際存在吸熱過程。管線回壓能夠滿足小于1.5MPa的條件就能夠實現單井原油冷輸。現場主要通過監測井口回壓的上升幅度確定能否實現單井原油冷輸。根據現場統計的單井溫度降數據，結合管道三相流計算公式（杜克勒1）逆向計算的單井管線埋深處的傳熱系數值見表14。表14 某單井原油管線埋地溫度計算結果井 號井口油溫進站油溫回壓MPa產液量（m3/d）含水率（%）管線長度（m）總傳熱系數W/(m2)SN810