薩南油田電熱管集油工藝

楊樹人 劉 璐 孫立全

薩南油田電熱管集油工藝

楊樹人1 劉 璐1 孫立全2

1東北石油大學石油工程學院 2大慶鉆探工程公司鉆井二公司

老區油田聚合物驅中應用單井電熱管集油工藝雖然工程投資有一定幅度的降低，但是其運行費用及生產成本較高，投資及10年運行費用現值相對較大；日后維護管理工程量較大，難度較高，而且產品質量存在的問題較多。為此，結合南三區東部產能建設工程中20口油井采用的電熱管集油工藝，提出以下改進措施：掌握電熱管集油工藝的運行規律，加強日常管理，降低生產運行成本；改進井口保溫防蠟技術，削弱井口結蠟程度；加強地面工程與地下開發、采油工程協調配合力度，地下、地面一體化攻關，優化系統運行。

電熱管集油；適應性；投資；改進措施

簡化的地面集油工藝對于降低投資能起到積極作用，因此兩就近、串聯流程、環狀流程等簡化工藝得到廣泛應用，電熱管集油工藝也在外圍油田、呼倫貝爾及薩北油田得到成功應用，應用總井數達到1 600多口。這些油井應用電熱管集油工藝后，不僅簡化了集油工藝，降低了產能投資，而且減少了站內設備規模及站外集油管道長度。結合南三區東部產能建設工程中20口油井采用的電熱管集油工藝，評價其在聚驅油井應用的適應性。

1 工藝應用

1.1 薩南油田電熱管集油工藝的應用

結合南三區東部聚合物驅產能建設工程，在聚南3—9轉油放水站P391計量站的20口采出井開展電熱管集油工藝試驗研究。油井井口設置電加熱器，為井口原油提供初始輸送溫度，將油井產液從井口出油溫度升至設計要求的輸送溫度；電熱保溫管道保證原油輸送過程中的恒定溫度，補償管道沿線散熱損失，確保原油平穩流動；溫控裝置為電熱保溫管道進行溫度監測和控制。

1.2 電熱管集油工藝運行

從聚南3—9轉油放水站單井生產數據可以看出，聚南3—9轉油放水站采用電熱管集油工藝的油井平均日產液量、日產油量、集油半徑等均略高于雙管摻水工藝的油井，但是其井口回壓比雙管摻水集油工藝高出71.83%。分析認為，采用電熱管集油工藝的油井集油管道水力、熱力條件較雙管摻水工藝差，管道沿線溫降和壓降較大，導致油井井口回壓偏高。

1.3 存在的問題及解決措施

一是單井井口回壓普遍偏高，影響油井正常生產。計量站部分單井投產后即出現井口回壓高（最高達6 MPa）、油井盤根跑油、泵頭機封憋壞等問題，造成油井停產。對問題油井的井口組合閥拆開清理，用熱洗車沖洗集油管道，井口回壓恢復正常；但2～3天后又出現回壓高等問題而不能正常生產；4月底氣溫回升，停產油井陸續恢復生產。因井口回壓過高停機關井的3口油井在4月底才恢復生產，期間影響產油量666 t，還有個別油井井口回壓超過2 MPa，也影響產油量。

在集油工藝運行過程中，該計量站的井口電加熱器全部失效或損壞，無法正常工作。由于此時進入夏季，溫度回升，油井均能繼續生產，但油井井口回壓依然較高，基本維持在0.8～1.34 MPa，單井產液量76.52 t/d，產油量3.5 t/d。

二是投產初期，中計集油管道運行困難。該計量站中計管道在設計時僅有集油管道1條，無摻水管道。2月份投產時中計集油管道的熱場難以建立，無法滿足集輸要求。為了確保該計量站能夠安全投產，臨時從臨近B20804計量站接摻水來保證中計集油管道正常運行。在管道完全正常運行之后，4月份將臨時摻水流程切斷。

2 工藝適應性分析

2.1 投資及運行費用

（1）以聚南3—9轉油放水站93口油井全部采用電熱管集油工藝或雙管摻水集油工藝為基礎，對兩種集油工藝中轉油站及站外集油系統工程的地面工程投資費用和運行費用的差異進行對比分析。當單井集油系統采用電熱管集油工藝時，站外集輸管道減少82.78 km，節省管道75.75%；地面工程投資減少了1411萬元，單井地面投資從96.62萬元降為81.45萬元，降幅達到15.7%。因此從工程投資角度看，在取消摻水管道后，采用電熱管集油工藝不僅簡化了集油系統，縮小了建站規模和占地面積，減少了站內的工藝設備及站外的集輸管道數量，而且有效地降低了產能建設投資。

（2）運行費用對比。當聚南3—9轉油放水站集油系統采用單井電熱管集油工藝時，聚驅階段年運行費用較雙管摻水集油工藝多416萬元，單井年運行費用多4.47萬元；水驅階段年運行費用較雙管摻水集油工藝多255萬元，單井年運行費用多2.74萬元。由于該集油工藝熱量均靠電能提供，單井運行電能消耗較大；另外，采用電熱管集油工藝后，油井熱洗方式由傳統的固定熱洗改為活動熱洗，洗井費用較高。

（3）投資和10年運行費用現值對比。表1為電熱管集油與雙管摻水集油工藝投資和10年運行費用現值對比。從表1可以看出，單井電熱管集油工藝投資和10年運行費用現值較雙管摻水集油工藝多939萬元，主要由于其年運行費用較高。

表1 集油工藝投資和10年運行費用現值對比 萬元

2.2 日常維修管理

（1）電熱管道及配套電氣設備管理難度較大，維修費用較高。截至2008年底薩南油田已投產油水井9 701口，其中水井3 659口，油井6 042口，井網密度53.05口/平方公里，區域內管道縱橫交錯。在地面工程建設中，單井集油管道難免因外力因素造成斷裂和穿孔，由于這些集油管道均采用電熱管，管道在維修工作時除對鋼管進行焊接外，還需要對電加熱層（導電碳纖維）進行修補。由于這些管道材質的特殊性，采油廠無法對其進行立即維修，需要廠家對其進行維修，屆時勢必造成油井停產時間較長，恢復生產后還需要對電熱管道進行解堵，工作量較大。另外，因工藝要求需要在井口安裝電加熱器，計量站外墻設置溫度控制柜等電氣設備，這些裝置均采用了大量儀表和電器元件，長期處在嚴寒酷暑、風吹雨淋的環境下，電器元件的使用壽命將大大縮短，日后維修管理難度較大。由于電熱管道及電氣設備需要廠家進行專門維修，日后維修費用較高。

（2）熱洗方式影響因素較多，存在一定局限性。采用電熱管集油工藝后，單井熱洗方式必須采取活動熱洗車。由于目前進井通道均為土路，在雨季時，道路受雨水浸泡沖刷較為泥濘，熱洗車無法進入，勢必影響熱洗周期；另外，由于熱洗車為廠內統一調配，需專門對其進行管理、調度，受油井熱洗周期影響，極易出現油井扎堆熱洗現象，管理難度較大，影響油井熱洗效果。

3 改進措施

從以上分析可以看出，在老區油田聚合物驅中應用單井電熱管集油工藝雖然工程投資有一定幅度的降低，但是其運行費用及生產成本較高，投資及10年運行費用現值相對較大；日后維護管理工程量較大，難度較高，而且產品質量存在的問題較多，應對其繼續做進一步的考察。現提出以下改進措施及建議：

（1）掌握電熱管集油工藝的運行規律，加強日常管理，降低生產運行成本。由于電熱管集油工藝中油井產液的溫升熱量主要來源于電能轉化的熱能，因此如何降低電能消耗對于降低成本起著舉足輕重的作用。在夏季，由于安裝在井口的電加熱器大部分失效或出現故障，電加熱器無法正常運行，但只有個別油井的回壓較高，這就說明在氣溫較高時，可以根據單井的產液、產油量等生產數據適當地關閉井口電加熱器，從而減少電能消耗。因此應該積極開展電熱管集油工藝集油壓降、溫降變化規律研究，確定井口回壓與采出液性質、集輸溫度、管徑、輸送距離等參數間的關系，探索和掌握井口不加熱的單井集油運行管理方法，降低運行成本。

（2）改進井口保溫防蠟技術，削弱井口結蠟程度。傳統的摻水流程中，對油井采出液摻高溫水可以有效防止井口結蠟。對于電熱管集油工藝，目前井口管道纏繞電熱帶的保溫方式效果不好，油井產液在該段管道的熱力損失較大，應改進井口的保溫技術，人為控制油井產液和結蠟，增強產液的流動性，進而達到降黏防蠟的目的，確保油井正常生產。

（3）加強地面工程與地下開發、采油工程協調配合力度，地下、地面一體化攻關，優化系統運行，以實現開發效益最大化。由于目前采用電熱管集油工藝的油井井口回壓相對較高，可以通過適當提高采油工程工藝參數等級來保證更好地對系統進行優化。

（欄目主持 楊 軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.3.013