王治宁 杜鑫 王曌 郇宇 赵启昊（长庆油田分公司第八采油厂）

1 概况

长庆油田地处陕甘宁蒙，沟壑纵横，地理条件恶劣，采油八厂生产区域处于陕北黄土高原腹地，冬季最低气温超过零下25 ℃，对单井集油生产造成诸多困难。

采油八厂油井开井共3 272 口，出油管道991 条，1 870.3 km。其中运行10～15 年的出油管线253 条，521.9 km，分别占比为25.5%，27.9%。夏季油井平均回压1.5 MPa，冬季平均回压3.5 MPa，平均回压上升2 MPa。

2 高回压对生产的影响

现场生产流程是单井-增压站-转油站-联合站[1]，场站之间加压加温输油，站内配置加热炉和外输泵，可满足生产需要；单井至增压站主要依靠井下抽油泵，泵挂深度为1 200～1 600 m，抽油泵密封试验压力通常为10～15 MPa，管线试验压力通常为6 MPa。

2.1 造成高回压的主要原因

1）单井与增压站之间存在高差，出油管道长且存在跨越及穿沟等复杂情况，管线距离超过2.5 km[2-3]。

2）油质黏稠，黏度大，管线内阻力大，流动性差。

3）气温过低，结蜡严重。

2.2 高回压对油井的影响

1）导致井下压力上升，抽油泵凡尔漏失，对产量影响。

2） 生产压力升高，造成井口盘根刺漏、损坏，产生环保事故。

3） 对于运行10 年以上的管线，生产压力升高，增大管线破漏的风险，造成大面积的环境、水土污染。

4）生产压力升高，液体流速慢，容易造成管线冻堵。

2.3 降回压方法

1）井口加热，常用的加热设备有：电磁加热装置，常压水套加热炉[4-5]。

2）管线热洗，常用的热洗方式有：热洗车热洗，移动加热橇热洗。

3） 井组降回压泵橇，常用的井组输油泵有：柱塞式输油泵橇，螺杆式输油泵，同步回转泵橇。

2.4 降回压方式对比

1）井口加热设备。电磁加热装置属于快速加热方式，加热体长度约700 mm，液体温升25 ℃。加热体温度需达到70 ℃以上，能耗高且加热炉因温度影响结垢快，两种加热设备的对比见表1。

2） 管线热洗。热洗车包括水热洗、超导热洗、蒸汽热洗，均能达到效果，但操作复杂，费用较高；移动式加热橇受伴生气及井组液量影响，使用范围较小，两种管线热洗方法对比见表2。

3）井组降回压泵橇。三种泵橇均可以满足现场降回压需求，但是均无法满足无人值守模式下的生产需求，三种降回压泵橇的对比见表3。

表1 两种加热设备的对比

表2 两种管线热洗方法的对比

表3 三种降回压泵橇的对比

3 非金属智能连续加热装置

2017 年，对比现有设备设施及技术的优缺点后，为了保障现场生产运行，降低能耗及实现提质增效目的，采油八厂与某公司合作，研发了非金属智能连续加热装置，有效解决了低温、低液量、长管线及油质黏稠等原因造成的井组高回压难题。

3.1 工作原理

非金属智能连续加热装置主要由加热管、金具和温度控制柜三部分组成。

1）加热管由外保护层、纤维增强结构层、导热内衬层和加热导线组成。

2）金具。将加热管与金属管道相连接，并通过它来实现整个系统的控制及导线加热。加热管为复合材质，金具（接头）设计是个难点，需要完全保证加热管的密封和绝缘性能，同时要保障测温电偶在金具内部的正常工作。

三组加热电缆采用三相电接法，在接头内和外部的动力电缆实现连接过度，另外还有两组监测加热电缆实时发热温度的传感器和加热电缆接触并且引出接头和外部接线柜相连。

接头密封导线和传感器部位的外部壳体设计为活动式，便于传感器的维修和更换。接头端部通过法兰的形式和金属管道连接，金具结构及实物图见图1。

图1 金具结构及实物图

3）温度控制柜。负责调控整个换热系统，根据金具内的温度传感器测定值来调整系统加热功率，使加热管出口处的液体温度维持在设定值，再由加热导线的实时发热温度来控制整个系统电源的开启和关闭（金具内置多个温度传感器分别监测进、出口油温，加热导线温度，管壁温度，实时反馈调节输出功率与加热温度）。

4） 技术参数。型号为JR-L-76×13-10-380-3×3.5+3，公称内径50 mm，公称外径76 mm，额定工作内压10 MPa，适用井组液量范围3～30 m3/d，连续加热管长度范围30～150 m， 升温范围5～25 ℃（进出口温差），最大功率15 kW，（当出口温度达到设定温度后，正常运行功率为初始功率的15%～30%）。

3.2 特点

1） 温度控制系统具备低温保温、高温散热、短路、开路、缺相、过载等保护功能，安全可靠。

2）集井场原油加热和输送功能于一体，加热管内衬层导热效果好，摩擦系数小，流通效率高，长距离压力损失小，维护成本低[6-10]。

3）抗结垢结蜡，耐腐蚀性能良好，使用寿命长且热效率高。

4） 具备数字化远传功能，无人值守智能管理，根据液量和设定温差实现闭环控制，节能高效。

5）质量轻、韧性好，可定点盘管掩埋或沿管线直埋。

4 现场应用及效果评价

4.1 现场应用情况

2019 年11 月至2020 年1 月，先后在四个作业区安装了16 套非金属智能连续加热装置，并对运行情况进行实时监控，安装井组的液量、含水、管线长度，安装井组的基本参数见表4。

表4 安装井组的基本参数

4.2 效益评价

1） 非金属智能连续加热装置，费用为12 万元；从安装前后回压及热洗周期表5 可以看出，单位液量的日耗电量10～15 kWh，按照运行150 天计算，耗电量约1 500～2 250 kWh，取平均数1 875 kWh，单位液量电费约1 125 元。

以芦49-71 井组为例，日产液量15 m3，非金属智能连续加热装置运行150 天，电费16 875 元。

2） 热洗费用，2019 年冬季与2018 年同期相比，井组的回压平均下降1.58 MPa，最高压力2.1 MPa，2018 年平均热洗周期为4.6 天，详情见表5。以7 天热洗一次为标准，150 天平均井组热洗21.4 次，单次热洗管线费用1 080 元，共计23 112 元。

3） 产量效益。以芦49-71 井组为例，该井组油井数6 口，安装前，日产液量14.95 m3/d，日产油6.73 t/d；安装后，日产液量15.58 m3/d，日产油7 t/d；日增液量0.63 m3/d，日增油0.27 t/d。150 天增产94.5 m3，增油40.5 t，每吨油按照3 000 元计算，增产效益12.15 万元。

4） 机采能耗降低。以芦49-71 井组为例，使用8 型抽油机，电动机功率11 kW，安装前测量单井有功功率3.8 kW，安装后测量有功功率3.6 kW，有功功率下降0.2 kW，日节电4.8 kWh。以运行150 天为准，单井节能720 kWh。该井组6 口井，每千瓦时按照0.6 元计算，节约电费2 592 元。

5） 延长了盘根使用寿命。井口压力在3 MPa以上运行，经统计，盘根的使用周期为7 天；当井口的压力在1 MPa 以下运行时，盘根的使用周期为45 天左右。以芦49-71 井组为例，6 口井，按照150 天计算，节约盘根108 个。每个按照7.8 元计算，节约费用842.4 元。

6） 投资回收期计算。该装置总投资12 万元，150 天运行电费1.687 5 万元。

表5 安装前后回压及热洗周期对比

综上所述，该装置安装后，150 天可节约费用热洗费用、井口产量、能耗费用、盘根费用共14.8万元。投资回收期为11.1 月，即一年可收回投资。

5 结论

1） 该装置可满足长庆油田冬季现场生产需求，有效降低单井管线生产压力，应用效果良好，具有推广价值。

2）降低了冬季油井生产的安全风险。可有效延长管线热洗周期或省略热洗，减轻了员工劳动强度，降低了热洗管线的安全风险。

3）降低了油井生产的环保风险。运行压力降低后，减少了井口、管线刺漏以及安全环保、水土污染事故事件发生的概率，同时减少了污油泥的产生。

4）该装置可实现远程启停及数据监控，可根据天气状况适时调整温度等参数的设定以及启停作业，满足智慧化油田建设需求及高效管理。