(吉林油田分公司勘察設(shè)計(jì)院，吉林 松原 138000)

0 引 言

當(dāng)油井含水率達(dá)到一定程度時(shí)，油井產(chǎn)物的油水乳化液將由油包水型變?yōu)樗托蚚1]。乳狀液粘度降低，流動(dòng)性能改善，為不加熱集輸創(chuàng)造了可觀條件[2]。不加熱集輸技術(shù)實(shí)現(xiàn)了不摻水、不加藥、不通球，靠管壁的物理化學(xué)性質(zhì)，使原油與管壁的摩擦變?yōu)樵团c水的摩擦，實(shí)現(xiàn)了低于凝固點(diǎn)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(dǎo)性試驗(yàn)和擴(kuò)大試驗(yàn)，結(jié)合吉林油田冬季環(huán)境溫度低，單井產(chǎn)液量低等特點(diǎn)，通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場試驗(yàn)，確定了不加熱集輸技術(shù)邊界條件和技術(shù)關(guān)鍵點(diǎn)，并在全油田進(jìn)行推廣應(yīng)用，實(shí)現(xiàn)集輸系統(tǒng)優(yōu)化簡化，節(jié)約了管材，縮短了施工周期，減少了天然氣和電能的消耗，實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗目標(biāo)。

1 不加熱集輸技術(shù)研究歷程

1.1 紅崗油田先導(dǎo)性試驗(yàn)

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(diǎn)為17.8 ℃。紅崗油田于1985年首次開展不加熱單管集輸試驗(yàn)，并取得成功，20世紀(jì)90年代開始在薩爾圖油層井和部分高臺(tái)子油層井逐步推廣不加熱集輸，現(xiàn)場運(yùn)行情況良好，節(jié)能效果顯著。根據(jù)現(xiàn)場運(yùn)行情況，逐步摸索出紅崗老區(qū)不加熱集輸端點(diǎn)井邊界條件見表1。

表1 紅崗油田老區(qū)不加熱集輸端點(diǎn)井設(shè)計(jì)邊界條件

1.2 扶余油田擴(kuò)大試驗(yàn)

扶余油田于2002年～2005年深入開展了不加熱集輸技術(shù)擴(kuò)大試驗(yàn)研究。

(1)不同管材、不同埋深、不同保溫的對(duì)比試驗(yàn)

現(xiàn)場試驗(yàn)時(shí)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(duì)比試驗(yàn)。試驗(yàn)結(jié)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(xiàn)場擴(kuò)大試驗(yàn)

現(xiàn)場試驗(yàn)時(shí)間為2003年10月～2005年2月，3個(gè)試驗(yàn)區(qū)選取182口油井，試驗(yàn)井均選用玻璃襯里無縫鋼管，埋深2.0 m，不保溫?，F(xiàn)場開展了不同產(chǎn)液量、不同含水率、不同管線長度、不同氣油比對(duì)比試驗(yàn)，考慮建立與上述諸多因素相關(guān)的不加熱集油綜合評(píng)價(jià)參數(shù)M：

M=1 000·Q·Wr/L。

式中：Q為產(chǎn)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(píng)價(jià)參數(shù)M越大的試驗(yàn)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(píng)價(jià)參數(shù)最大為69.2，最小為5.7。即對(duì)于吉林扶余油田的生產(chǎn)井，當(dāng)日產(chǎn)液量在2.2～35.4 m3/d，含水率大于80%并且綜合評(píng)價(jià)參數(shù)大于5.7時(shí)即可以進(jìn)行不加熱集油。

按照計(jì)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(yàn)總結(jié)和PIPESIM軟件驗(yàn)證的基礎(chǔ)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(shù)研究成果

2.1 技術(shù)關(guān)鍵點(diǎn)

(1)集油單井管線優(yōu)選玻璃襯里鋼管

經(jīng)過多次對(duì)比論證，并經(jīng)現(xiàn)場應(yīng)用效果對(duì)比，認(rèn)為玻璃內(nèi)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(jìn)行電加熱解堵，遇事故可焊接、切割，處理方便，不加熱集輸優(yōu)選玻璃襯里鋼管，三種集輸管材綜合參數(shù)對(duì)比表見表3。

表3 三種集油管材綜合參數(shù)對(duì)比表

續(xù)表3 三種集油管材綜合參數(shù)對(duì)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(gè)重要因素，經(jīng)大量試驗(yàn)數(shù)據(jù)總結(jié)，確定單井集油管線埋深2.0 m，不保溫，保證產(chǎn)液中水不凍，可帶動(dòng)油流動(dòng)，既可使管線散熱量較低，又降低管線保溫的投資。

在端點(diǎn)井季節(jié)性摻水流程中，單井集油管線埋深也應(yīng)埋深2.0 m，為后期產(chǎn)液量和含水率升高適合不加熱集輸后停止摻水，實(shí)現(xiàn)全面不加熱輸送打下基礎(chǔ)；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(shè)工作量。

(3)不加熱集輸單井井口立管設(shè)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(kuò)大單井常溫集油的范圍，對(duì)擬實(shí)施常溫集油的單井加強(qiáng)井口保溫，以提高井口出油溫度。加強(qiáng)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(shè)保溫套管，以便于井口電熱帶的維護(hù)，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(lián)，改善流動(dòng)狀況，減少管線長度

將產(chǎn)液量低的油井，將距離較近的油井串聯(lián)，平均2～5口井串聯(lián)，串聯(lián)井可以增加集油管內(nèi)的流動(dòng)液量，改善液體流動(dòng)狀態(tài)。

根據(jù)串聯(lián)油井產(chǎn)液量合理確定管徑，串聯(lián)油井合計(jì)產(chǎn)液量超過20 t/d的管線管經(jīng)放大為DN65，其余產(chǎn)液量不超過20t/d的管線管經(jīng)取DN50。

(5)多井環(huán)狀串聯(lián)，摻水管線淺埋，集油管線深埋的端點(diǎn)井季節(jié)性摻水集油方式

擴(kuò)邊區(qū)塊距已建油區(qū)較遠(yuǎn)，初期產(chǎn)液量較低，不適合不加熱集輸，對(duì)這部分油井采用多井環(huán)狀串聯(lián)，端點(diǎn)井季節(jié)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(chǎn)液含水率增高可停止季節(jié)性摻水，順利轉(zhuǎn)為不加熱集輸流程生產(chǎn)。

摻水流程可從每年的11月上旬到下一年的4月下旬運(yùn)行，總運(yùn)行期控制在6個(gè)月，根據(jù)氣候和氣象的變化可適當(dāng)提前和推遲。若以地溫為參照數(shù)據(jù)，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(nèi)換熱器對(duì)計(jì)量液升溫

不加熱集輸油井冬季進(jìn)計(jì)量間溫度有時(shí)候會(huì)低于原油凝固點(diǎn)，若來液直接進(jìn)入翻斗分離器，可能會(huì)導(dǎo)致翻斗分離器內(nèi)原油凝固，使翻斗分離器無法工作，影響油井計(jì)量。在計(jì)量間內(nèi)新建換熱器，計(jì)量液入翻斗分離器前先進(jìn)入換熱器，提高計(jì)量液溫度，使翻斗分離器能夠正常工作。

(2)加原油流動(dòng)改性劑

向油井產(chǎn)出液中加入原油流動(dòng)改性劑，降低含水原油反相點(diǎn)，降低含水原油粘度，改善流動(dòng)狀態(tài)。原油流動(dòng)改性劑可以自動(dòng)連續(xù)加入，也可以人工定期加入。

(3)管線投球

對(duì)回壓高的端點(diǎn)井井口增設(shè)自動(dòng)或人工投球點(diǎn)，間內(nèi)設(shè)收球裝置，定期對(duì)管線通球，清除管線內(nèi)壁結(jié)蠟。

(4)高溫掃線

井口預(yù)留掃線接口，高溫掃線車對(duì)易凝集油管線進(jìn)行周期性清掃，清除管線結(jié)蠟，改善原油流動(dòng)性。

(5)應(yīng)用低溫破乳劑，實(shí)現(xiàn)含水原油低溫脫水

油井采用不加熱集輸，站外來液進(jìn)站溫度低，一段脫水溫度在原油凝固點(diǎn)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(tài)下脫除，大幅度降低能耗。

3 吉林油田推廣應(yīng)用總體概況

截止到2013年10月，不加熱集輸技術(shù)在全油田7個(gè)采油廠得到了推廣與應(yīng)用，全油田共有生產(chǎn)油井總數(shù)約為15 320口，其中采用不加熱集輸流程油井?dāng)?shù)量為5 060口，所占的比例為33%，隨著油田老區(qū)綜合含水率逐漸升高，不加熱集輸油井?dāng)?shù)量將逐漸增加，所占的比例將進(jìn)一步提高。

4 效益分析

4.1 經(jīng)濟(jì)效益分析

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

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

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

年合計(jì)節(jié)能創(chuàng)效=(5 022+418)萬元=5 440萬元。

4.2 社會(huì)效益分析

應(yīng)用不加熱集輸技術(shù)可以減少圖紙?jiān)O(shè)計(jì)時(shí)間，縮短項(xiàng)目施工周期，減少了設(shè)計(jì)人員和施工人員勞動(dòng)強(qiáng)度。方便管理，易于操作，減少了管線維護(hù)工作量，減輕了操作工人勞動(dòng)強(qiáng)度。年節(jié)約氣時(shí)3 640×104m3，理論上年減少CO2排放量9.95萬t，有利于環(huán)境保護(hù)。

5 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)不加熱集輸流程具有投資少，能耗低，易于操作等優(yōu)點(diǎn)，經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益良好，具有較高的推廣應(yīng)用價(jià)值。

(2)不加熱集輸技術(shù)應(yīng)用應(yīng)遵循前期通過場試驗(yàn)摸索出邊界條件和技術(shù)關(guān)鍵點(diǎn)，后期規(guī)?；茝V應(yīng)用的原則。

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

[2] 王曉輝. 吉林油田乾安彩油廠降溫?fù)捷斞芯縖D]. 東北石油大學(xué)，2012，4.

[3] 姜紹軍，孫 梅. 不加熱集輸技術(shù)在吉林油田的推廣應(yīng)用[J]. 中國油田化學(xué)品，2013(?？?：71-84.