吕勇明（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

外围油田单管不加热集输现场试验探讨

吕勇明（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

大庆外围油田属于高寒地区的低渗透油田。近年来，为了降低地面建设投资，主要采用树状电加热集输工艺，但是随着工艺的推广，耗电量猛增，节能降耗成为一大难题。为了进一步优化集输工艺，降低能耗，开展了高寒地区不加热集输现场试验。试验主要采用单管通球加电加热保驾流程，在敖古拉油田开展了现场试验。通过现场试验和理论计算，分析了高寒地区单管不加热集输工艺的适用性。分析表明，在合理安排通球周期的情况下，单管不加热集输工艺可以应用于高寒地区较高产量的油井和区块，为今后油田集输工艺的发展探索了一条新的途径。

高寒地区 单管不加热集输 现场试验 敷古拉油田

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.04.003

为了进一步优化高寒地区不加热集输工艺，从根本上降低单管集输工艺能耗，在敖古拉油田开展了外围油田单管不加热集输现场试验。

1 试验工艺

原油采出地面后，由于环境温度的影响，析出的大量蜡附着在输油管内壁上堵塞输油管线，单管不加热集输工艺不仅解决了这个问题，而且利用了剩余能量。

工艺采用不加热不掺水的集油工艺，一般不设集油阀组间，油井产液在井口经过翻斗计量后进入发球装置。油井产液通过深埋保温管汇入集油干线，各油井支线分别挂到干线上，通过几条干线把油井产液集输至转油站或集中处理站。

工艺需要定期通球。在投球时，通过手动或自动控制发球装置的阀门，将配套的通管球投入到管线中，以产液自身压力推动通管球运动到收球装置；通球完成后，将收球装置的旁通阀门打开，产液直接进入集油干线，而通管球在关闭收球装置前后阀门的情况下可以从收球装置中取出。工艺流程见图1。

2 现场试验

敷古拉油田属于高寒地区典型的三低油田，在油田选择5口井进行了单管通球加电加热保驾流程改造。对其中4口单井进行了多次现场试验，目前运行良好。现场试验数据见表1。

从表1可以看出：塔31-19和塔32-17的产液量为3～4 t/d，投球后井口回压从正常生产值0.6～0.8 MPa上升到1.5 MPa的时间，在1、2月份仅有2～3 h，随着环境气温升高，3月份可以延长到3.5～4 h，4月份可以到6 h；塔33-17的产液量约7 t/d，投球后井口回压从正常生产值0.6～0.8 MPa上升到1.5 MPa的时间，在1、2月份仅有4～4.5 h，随着环境气温升高，3月份可以延长到5 h，4月份可以到8 h。虽然通球能够保持一定时间的正常生产，但是并不能满足生产需要，所以这几口井均不适用通球工艺。塔2的产液量为12.7 t/d，投球后井口回压从正常生产值0.6～0.8 MPa上升到1.5 MPa的时间，在1、2月份有10～11 h，随着环境气温升高，在3月份可以延长到12 h，在4月份投球后可以达到持续运行。所以，认为塔2适用通球工艺，但在冬季需要提高通球次数（每天2～3次）。

总之，单井产量越高，投球后井口回压从正常生产值上升到1.5 MPa的时间越长，反之亦然；环境温度越高，投球后井口回压从正常生产值上升到1.5 MPa的时间也越长，反之亦然。所以，在合理安排通球周期的情况下，单管不加热集输工艺可以应用于高寒地区较高产量的油井和区块。

表1 试验情况统计

3 理论计算

通过软件计算主要运行参数，分析单管不加热集输工艺应用的可行性。油气混输水力计算经验公式[1]如下：

式中：

p1、p2——管线起点、终点压力（绝对），MPa；

η0——工程标准状态下的气油（液）比，m3/t；

G——液相（原油）质量流量，t/d；

d——管线内径，m；

L——管线长度，km。

该公式适用于一定条件下，实践证明，当混输流速在1～1.5 m/s以下、原油含水较高时，计算值偏低。由于混输管线流动规律的复杂性，至今仍无“万能”的计算公式来准确计算，特别是低于凝固点以下的水力计算，还有待于进一步研究。一般设计上取最大井口回压为1.3～1.5 MPa（计算值）。按此经验公式计算，塔2井井口回压仅为0.51 MPa，而实际压力为0.6～0.8 MPa，说明计算值偏低。

设计计算界面如图2所示。

以齐家油田为例，进站压力定为0.2 MPa，计算结果见表2。

从表2可以看出，理论计算端点井井口回压约为0.5 MPa，能够满足集输要求，结合前期试验，认为单管不加热工艺可以在齐家油田应用。

管线采用深埋敷设，温降较低，管线全程温度在20℃左右，由于定期通球可以保证管线正常运行，在此不考虑热力条件的影响。

表2 齐家油田集油管网各节点压力计算结果

目前，该工艺在敖古拉油田应用5口井，新肇油田1口井。采用该工艺后，可以取消单管集油工艺的电加热器设置。以敖古拉油田5口井为例，与电加热流程相比，年节电约9.07×104kW·h，年节省用电费用5.4×104元；与掺水流程相比，年节省掺水量约19 440 m3，年节气80 947 m3，年节电19 400 kW·h，年节省运行费用10.1×104元。若应用到采油九厂使用掺水流程产量大于15 t/d的75口油井，年节气121.4×104m3，年节电29.2×104kW·h，年节省运行费用136.4×104元。

4 认识

（1）单管不加热集输工艺现场试验表明，在管线长度、管线规格等其他条件相同的情况下，该工艺不适合低产井或平台的应用，主要适用于产液量较高的油井或平台。

（2）原油性质和含水率对工艺的影响和井口回压变化规律，还需要进一步深入研究。

（3）单管不加热集输工艺在高寒地区油田中的应用，对于进一步优化集输工艺、做好节能降耗工作具有一定指导意义。

[1]苗承武，江士昂，程祖亮,等.油田油气集输设计技术手册[M].北京：石油工业出版社,1995.

吕勇明，2006年毕业于西南石油大学，助理工程师，从事规划设计工作，E-mail：lvyongming@petrochina.com.cn，地址：大庆油田第九采油厂规划设计研究所油气集输室，163853。

2011-03-20）