常温集输现场实验与研究

刘汉庆(第一采油厂第六油矿地质工艺队，黑龙江 大庆 163000)

0 引言

目前油田开发已进入高含水期，为深挖集输系统节能降耗潜能，2020年6月初，在大庆采油一厂某转油站集油系统进行常温集输实验与研究。为确保实验合理有序地开展，制定了实施方案，确定了评判方法。实验于6月12日开始实施，历时2个月，期间通过对现场操控、运行监测、资料录取等各环节的精细运作，使实验顺利完成。

1 实验区现状

实验区位于大庆萨中开发区北一区断东与断西交界地带，面积2.02 km2，夏季最低气温15 ℃，土壤潮湿，区域内共有71口油井、7座计量间，单井采用双管掺水集油工艺，泡沫黄夹克保温钢质管道埋地铺设，采出液进入某转油站处理后外输至下游脱水站处理，单井集油工艺及采出液物性的基本参数情况如表1所示。

2 实验过程

2.1 前期准备

实验以保证单井正常生产为前提，考虑到停掺后要保证油井正常热洗，且一些油井可能出现回压超高问题，故拟定每周三14时启炉、周六8时停炉，周四、周五进行集中热洗和冲洗管线。同时热洗车随时待命，优先冲洗停炉期间出现回压超高的管线。另外，要求认真检查回油压力、回油温度，每周三各井组将需冲洗管线回馈，根据需冲洗的油井数量，来确定周四、周五加热炉、掺水泵的启停数量。

2.2 评判方法

不同单井生产时，影响采出液的输送情况的因素诸多，主要有采出液物性、流量、温度、含水率、输送距离、管径粗细等。且各种有利输送和不利输送的因素并存、彼此相互作用，如管径的粗细就具有双向作用，管径粗的易于流通但热量损失快，管径细的情况则反之。在管道初始设计时，已综合了这些因素，掺水提温也是其中一项，通常已建管道在有掺水伴热条件下能够满足单井采出液的输送所需[1]。

单井常温集输与掺水集输的主要区别在于井口停加60 ℃左右的适量掺水，采出液仅依靠自身热量来保持其流动性。但此时采出液携带热量相对较低，加之输送沿程没有掺水伴热，致使在输液过程中，管道内采出液的温度普遍低于带掺水运行时的温度。若液流温度降至临近或低于原油的凝固点时，分散在采出液中的原油颗粒就会不断凝结、粘壁，使管道发生缩径。同时含聚采出液中的黏度也会随温度的降低而升高，液流流动阻力加大，冲刷粘壁原油的能力减弱，导致油井回压升高，问题严重的集油管道最终将会被堵塞。这就是有些油井不能实现长期常温输送的问题根源。

基于上述分析，按有掺水伴热设计的油井集油工艺能否满足常温输送的主要决定因素应该当是温度，即：只要采出液在其输送沿程满足一定的温度，就可顺利输送。因油井的采出液在井口的温度差异不大，而水的比热容约为原油的比热容的2倍，故采出液所携热量的多少主要取决于采出液量的多少和其含水的高低，而在一定的温度场下热量散失的多少，则主要取决于管道的输送距离的大小。对某口油井来说，是否适合采用常温集输，是上述因素综合作用的结果，为了方便辨别哪些油井适合常温集输，引入了评判参数M，其计算公式为：

表1 实验集油系统单井工艺及运行基本参数表

式中：Q为产液量(m3/d)；Wr为含水率(%)；L为管道长度(m)。

公式中的Q×Wr可以理解为热源项，而管道长度则为热耗项，在油井采出液物性和集输环境一定的条件下，热源项与热耗项的匹配就决定着油井常温集输的可行性。

2.3 实验单井运行情况

通过对常温集输期间单井生产情况的现场跟踪及查看加密填报的生产资料，发现有68口油井除按正常计划热洗外，并不用额外冲洗管线，其运行压力为0.26～0.55 MPa，M值为3.22～92.39；但有3口油井运行压力为0.45～1.20 MPa，M值为3.15～16.21，且产液受到一定影响，需定期冲洗管线来降压。

2.3.1 不需冲洗管线的单井运行情况

停掺期间有些单井采取了调参、换泵等措施，其生产参数变化较大，为了排除这些干扰，在对逐个油井分析的基础上，从7座计量间中筛选出停掺期间未采取其他生产措施，且液量、距离等参数能覆盖全部实验井的20口采油井进行重点分析。

停掺后，20口井的井口最高回压为0.55 MPa，压力变化范围为-0.02～0.06 MPa，平均回压仅升高0.02 MPa；单井日产液量变化范围为-6.80～8.88 m3/d。表明这些井的生产几乎未受到停掺的影响，其M值范围为3.22～92.39，且呈现出M值越大，回油温度相对越高的规律。综上可知，在该区域若某口油井的M≥3.22，则该井夏季适宜采用常温集输。

2.3.2 需定期冲洗管线的单井运行情况

实验中，共发现3口问题井，井口压力达到0.7 MPa以上，且后期压力上升较快，冲洗管线周期分别为6 d、7 d和14 d，最低回油温度降至其凝固点2 ℃至4 ℃，产液量分别下降了7.01、9.84、17.31m3/d，生产受到一定影响。但仅井1的M值(为3.15)低于得出的界限值3.22，其他2口井的M值分别为16.21和15.3，与初步得出认识不符。查找原因时，发现井2、井3在停掺前都常发生回压超高问题，井2的管道紧沿水泡铺设240 m且跨栈桥12 m，环境温度场温度较低，井3的管道存在密集弯道5处，影响输送，因此这2口井应为特例，但井1不能正常生产则应是其M值过低所致。

3 降耗情况

应用常温集输的主要目的在于降低生产能耗。该技术的节能点主要在于转油站停运加热炉、掺水泵后所节省的耗气量与耗电量，但同时也会出现一些耗能增加处。

3.1 用气情况

该转油站停掺前3台加热炉全部运行，6月初的日均吨液耗气量为1.2 m3/t，常温集输期间热洗和冲洗管道时，需间断交替运行2台加热炉，日均吨液耗气量降为0.1 m3/t。因转油站外输液温度由原来39 ℃降为36 ℃，在下游脱水站需将一段分离后的610 m3含水油多升温3 ℃，多消耗燃气约60 m3/d。该系统实际节气量为40.56×104m3。

3.2 用电情况

该转油站停掺前，掺水泵1运2备、热洗泵1运1备，6月初全站的吨液耗电量为0.57 kW·h。常温集输期间机泵运行时间大幅缩短，吨液耗电量降为0.36 kW·h。现场跟踪回压升高3口井的耗电情况，其平均电流分别上升3、2.5、2.5A，上升幅度不大，累计增加功率8 kW。因井数较少，且发生回压偏高后均能够及时冲洗管线，故此处耗电增加量可忽略。累计节电量为 7.81×104kW·h。

4 存在问题

整体来看，实验顺利实施，但运行方式发生一些改变，也出现一些新问题：

(1)集中热洗改变了原有热洗计划，部分井热洗周期缩短或延长，原来每天热洗2井口调整为4口，虽未影响到油井的生产，但热洗时偶有压力不稳和热洗时间较紧、任务重情况；

(2)加热炉、机泵启停次数增加，对设备不利；

(3)生产监控中除正常检查油井生产情况外，需加密跟踪回压升高井，增加一些日常工作量[2]。

5 认识及下步工作

通过对实验区常温集输运行情况的跟踪、评价和能耗分析，从中得出以下方面的认识及下步工作方向：

(1)该区域夏季应用常温集输技术可行，节能显著，达到了预期效果，进一步应用常温集输技术潜能很大。

(2)气温在15 ℃以上时，对于采用双管集油方式、泡沫黄夹克管道埋地铺设状况较好、采出液物性与该区域相近的油井，若其M≥3.22则可视为适合采用常温集输。

借鉴此结论，可对其他区域符合上述条件的油井做出预判，因地制宜地开展常温集输工作。

若同一系统中符合条件的井数相对较多，可以采用本实验中的掺水、热洗设备间断启停方式；或采用每天正常运行热洗炉、热洗泵，长期停运掺水炉、掺水泵方式，利用热洗空白时间段来冲洗油井回压高的管线，从而减少设备启停次数。

若系统中存在不符合条件的井数较多，则可采用转油站内掺水、热洗均不停或酌情减少掺水设备运行数量，而将符合条件的油井直接停掺，降低掺水用量，将不符合条件的油井依然带掺水运行的方式。

(3)对采出液物性或工艺等方面与该区域油井差异较大的区域，继续开展常温集输实验，摸索出合理的M值界限，为大面积推广应用提供切实可行的经验及技术支撑。