淺談吉林油田不加熱集輸技術

(吉林油田分公司勘察設計院，吉林 松原 138000)

0 引 言

當油井含水率達到一定程度時，油井產物的油水乳化液將由油包水型變為水包油型[1]。乳狀液粘度降低，流動性能改善，為不加熱集輸創造了可觀條件[2]。不加熱集輸技術實現了不摻水、不加藥、不通球，靠管壁的物理化學性質，使原油與管壁的摩擦變為原油與水的摩擦，實現了低于凝固點以下的原油不加熱輸送[3]。

通過紅崗油田和扶余油田的先導性試驗和擴大試驗，結合吉林油田冬季環境溫度低，單井產液量低等特點，通過室內實驗和現場試驗，確定了不加熱集輸技術邊界條件和技術關鍵點，并在全油田進行推廣應用，實現集輸系統優化簡化，節約了管材，縮短了施工周期，減少了天然氣和電能的消耗，實現節能降耗目標。

1 不加熱集輸技術研究歷程

1.1 紅崗油田先導性試驗

紅崗油田綜合氣油比為106 m/t，井口出油溫度19～22 ℃，原油含蠟量為19.43%，原油凝固點為17.8 ℃。紅崗油田于1985年首次開展不加熱單管集輸試驗，并取得成功，20世紀90年代開始在薩爾圖油層井和部分高臺子油層井逐步推廣不加熱集輸，現場運行情況良好，節能效果顯著。根據現場運行情況，逐步摸索出紅崗老區不加熱集輸端點井邊界條件見表1。

表1 紅崗油田老區不加熱集輸端點井設計邊界條件

1.2 扶余油田擴大試驗

扶余油田于2002年～2005年深入開展了不加熱集輸技術擴大試驗研究。

(1)不同管材、不同埋深、不同保溫的對比試驗

現場試驗時間為2002年10月～2003年2月，通過選取16口有代表性的油井，開展了普通鋼管保溫淺埋1.0 m和玻璃鋼襯里鋼管不保溫深埋2.0 m的對比試驗。試驗結果表明玻璃襯里鋼管深埋2 m不保溫比普通鋼管淺埋1 m保溫在推廣不加熱集油流程方面更有利。

(2)現場擴大試驗

現場試驗時間為2003年10月～2005年2月，3個試驗區選取182口油井，試驗井均選用玻璃襯里無縫鋼管，埋深2.0 m，不保溫?，F場開展了不同產液量、不同含水率、不同管線長度、不同氣油比對比試驗，考慮建立與上述諸多因素相關的不加熱集油綜合評價參數M：

M=1 000·Q·Wr/L。

式中：Q為產液量，m3/d；Wr為含水率，%；L為單井集油管線長度(從單井井口至閥組間的距離)，m。

不加熱集油綜合評價參數M越大的試驗井，越有利于推廣不加熱集油工藝，反之M越小，越不利于推廣不加熱集油工藝。

扶余油田綜合評價參數最大為69.2，最小為5.7。即對于吉林扶余油田的生產井，當日產液量在2.2～35.4 m3/d，含水率大于80%并且綜合評價參數大于5.7時即可以進行不加熱集油。

按照計量間回壓0.5 MPa，井口回壓不超過1.5 MPa，管徑DN50～DN65考慮，在試驗總結和PIPESIM軟件驗證的基礎上，單井不加熱集油輸送管線的推薦長度見表2。

表2 扶余油田不加熱集輸管線推薦長度

2 不加熱集輸技術研究成果

2.1 技術關鍵點

(1)集油單井管線優選玻璃襯里鋼管

經過多次對比論證，并經現場應用效果對比，認為玻璃內襯無縫鋼管具有滿足常溫集油所需的水力特性和熱力特征，耐壓程度高于玻璃鋼管，可進行電加熱解堵，遇事故可焊接、切割，處理方便，不加熱集輸優選玻璃襯里鋼管，三種集輸管材綜合參數對比表見表3。

表3 三種集油管材綜合參數對比表

續表3 三種集油管材綜合參數對比表

(2)單井集油管線埋深2.0 m，不保溫

地溫是影響集輸效果的一個重要因素，經大量試驗數據總結，確定單井集油管線埋深2.0 m，不保溫，保證產液中水不凍，可帶動油流動，既可使管線散熱量較低，又降低管線保溫的投資。

在端點井季節性摻水流程中，單井集油管線埋深也應埋深2.0 m，為后期產液量和含水率升高適合不加熱集輸后停止摻水，實現全面不加熱輸送打下基礎；目前摻水管線埋深1.0 m，保溫，防止熱量散失，減少管線埋設工作量。

(3)不加熱集輸單井井口立管設電熱帶保溫

井口出油溫度是影響單井常溫集油的主要因素。為擴大單井常溫集油的范圍，對擬實施常溫集油的單井加強井口保溫，以提高井口出油溫度。加強井口保溫主要指將井口裸露部分以及立管部分用電熱帶纏好，從地下2.0 m處到地面采油樹之間立管易凍堵，在這段立管纏電伴熱帶，平均每米管線纏電熱帶2～3 m，電熱帶長10 m，有效地解決了立管凍堵的問題。豎管部分設保溫套管，以便于井口電熱帶的維護，其原理圖如圖1所示。

圖1 電熱帶保溫安裝位置示意圖

(4)單井串聯，改善流動狀況，減少管線長度

將產液量低的油井，將距離較近的油井串聯，平均2～5口井串聯，串聯井可以增加集油管內的流動液量，改善液體流動狀態。

根據串聯油井產液量合理確定管徑，串聯油井合計產液量超過20 t/d的管線管經放大為DN65，其余產液量不超過20t/d的管線管經取DN50。

(5)多井環狀串聯，摻水管線淺埋，集油管線深埋的端點井季節性摻水集油方式

擴邊區塊距已建油區較遠，初期產液量較低，不適合不加熱集輸，對這部分油井采用多井環狀串聯，端點井季節性摻水集油方式，摻水管線淺埋1.0 m，集油管線深埋2.0 m，待將來產液含水率增高可停止季節性摻水，順利轉為不加熱集輸流程生產。

摻水流程可從每年的11月上旬到下一年的4月下旬運行，總運行期控制在6個月，根據氣候和氣象的變化可適當提前和推遲。若以地溫為參照數據，建議以地溫10 ℃為界，小于10 ℃開始摻水，大于或等于10 ℃后停摻。

2.2 保障措施

(1)間內換熱器對計量液升溫

不加熱集輸油井冬季進計量間溫度有時候會低于原油凝固點，若來液直接進入翻斗分離器，可能會導致翻斗分離器內原油凝固，使翻斗分離器無法工作，影響油井計量。在計量間內新建換熱器，計量液入翻斗分離器前先進入換熱器，提高計量液溫度，使翻斗分離器能夠正常工作。

(2)加原油流動改性劑

向油井產出液中加入原油流動改性劑，降低含水原油反相點，降低含水原油粘度，改善流動狀態。原油流動改性劑可以自動連續加入，也可以人工定期加入。

(3)管線投球

對回壓高的端點井井口增設自動或人工投球點，間內設收球裝置，定期對管線通球，清除管線內壁結蠟。

(4)高溫掃線

井口預留掃線接口，高溫掃線車對易凝集油管線進行周期性清掃，清除管線結蠟，改善原油流動性。

(5)應用低溫破乳劑，實現含水原油低溫脫水

油井采用不加熱集輸，站外來液進站溫度低，一段脫水溫度在原油凝固點附近，原油破乳脫水困難，通過加入低溫破乳劑，將大部分游離水在不加熱狀態下脫除，大幅度降低能耗。

3 吉林油田推廣應用總體概況

截止到2013年10月，不加熱集輸技術在全油田7個采油廠得到了推廣與應用，全油田共有生產油井總數約為15 320口，其中采用不加熱集輸流程油井數量為5 060口，所占的比例為33%，隨著油田老區綜合含水率逐漸升高，不加熱集輸油井數量將逐漸增加，所占的比例將進一步提高。

4 效益分析

4.1 經濟效益分析

(1)節約集油管線：相比于摻輸流程，每口不加熱集輸油井節約管線0.3 km，4647口不加熱集輸油井合計節約管線1 518 km，合計節約管線投資22 770萬元。

(2)節約天然氣：相比于摻輸流程，每口不加熱集輸油井日節約天然氣20 m，5060口油井年節氣3640×104 m，年創效益5 022萬元。

(3)節約電能：相比于摻輸流程，每口不加熱集輸油井日節電4.5 kW·h，5060口油井年節電820×104kW·h，年創效益418萬元。

年合計節能創效=(5 022+418)萬元=5 440萬元。

4.2 社會效益分析

應用不加熱集輸技術可以減少圖紙設計時間，縮短項目施工周期，減少了設計人員和施工人員勞動強度。方便管理，易于操作，減少了管線維護工作量，減輕了操作工人勞動強度。年節約氣時3 640×104m3，理論上年減少CO2排放量9.95萬t，有利于環境保護。

5 結論及認識

(1)不加熱集輸流程具有投資少，能耗低，易于操作等優點，經濟效益和社會效益良好，具有較高的推廣應用價值。

(2)不加熱集輸技術應用應遵循前期通過場試驗摸索出邊界條件和技術關鍵點，后期規?；茝V應用的原則。

[1] 高晶霞. 物高含水期原油不加熱集輸試驗[J]. 大慶石油學院學報，2006，30(6)：40-42.

[2] 王曉輝. 吉林油田乾安彩油廠降溫摻輸研究[D]. 東北石油大學，2012，4.

[3] 姜紹軍，孫 梅. 不加熱集輸技術在吉林油田的推廣應用[J]. 中國油田化學品，2013(?？?：71-84.