呂勇明（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

外圍油田單管不加熱集輸現(xiàn)場試驗探討

呂勇明（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

大慶外圍油田屬于高寒地區(qū)的低滲透油田。近年來，為了降低地面建設(shè)投資，主要采用樹狀電加熱集輸工藝，但是隨著工藝的推廣，耗電量猛增，節(jié)能降耗成為一大難題。為了進一步優(yōu)化集輸工藝，降低能耗，開展了高寒地區(qū)不加熱集輸現(xiàn)場試驗。試驗主要采用單管通球加電加熱保駕流程，在敖古拉油田開展了現(xiàn)場試驗。通過現(xiàn)場試驗和理論計算，分析了高寒地區(qū)單管不加熱集輸工藝的適用性。分析表明，在合理安排通球周期的情況下，單管不加熱集輸工藝可以應(yīng)用于高寒地區(qū)較高產(chǎn)量的油井和區(qū)塊，為今后油田集輸工藝的發(fā)展探索了一條新的途徑。

高寒地區(qū) 單管不加熱集輸 現(xiàn)場試驗 敷古拉油田

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

為了進一步優(yōu)化高寒地區(qū)不加熱集輸工藝，從根本上降低單管集輸工藝能耗，在敖古拉油田開展了外圍油田單管不加熱集輸現(xiàn)場試驗。

1 試驗工藝

原油采出地面后，由于環(huán)境溫度的影響，析出的大量蠟附著在輸油管內(nèi)壁上堵塞輸油管線，單管不加熱集輸工藝不僅解決了這個問題，而且利用了剩余能量。

工藝采用不加熱不摻水的集油工藝，一般不設(shè)集油閥組間，油井產(chǎn)液在井口經(jīng)過翻斗計量后進入發(fā)球裝置。油井產(chǎn)液通過深埋保溫管匯入集油干線，各油井支線分別掛到干線上，通過幾條干線把油井產(chǎn)液集輸至轉(zhuǎn)油站或集中處理站。

工藝需要定期通球。在投球時，通過手動或自動控制發(fā)球裝置的閥門，將配套的通管球投入到管線中，以產(chǎn)液自身壓力推動通管球運動到收球裝置；通球完成后，將收球裝置的旁通閥門打開，產(chǎn)液直接進入集油干線，而通管球在關(guān)閉收球裝置前后閥門的情況下可以從收球裝置中取出。工藝流程見圖1。

2 現(xiàn)場試驗

敷古拉油田屬于高寒地區(qū)典型的三低油田，在油田選擇5口井進行了單管通球加電加熱保駕流程改造。對其中4口單井進行了多次現(xiàn)場試驗，目前運行良好?，F(xiàn)場試驗數(shù)據(jù)見表1。

從表1可以看出：塔31-19和塔32-17的產(chǎn)液量為3～4 t/d，投球后井口回壓從正常生產(chǎn)值0.6～0.8 MPa上升到1.5 MPa的時間，在1、2月份僅有2～3 h，隨著環(huán)境氣溫升高，3月份可以延長到3.5～4 h，4月份可以到6 h；塔33-17的產(chǎn)液量約7 t/d，投球后井口回壓從正常生產(chǎn)值0.6～0.8 MPa上升到1.5 MPa的時間，在1、2月份僅有4～4.5 h，隨著環(huán)境氣溫升高，3月份可以延長到5 h，4月份可以到8 h。雖然通球能夠保持一定時間的正常生產(chǎn)，但是并不能滿足生產(chǎn)需要，所以這幾口井均不適用通球工藝。塔2的產(chǎn)液量為12.7 t/d，投球后井口回壓從正常生產(chǎn)值0.6～0.8 MPa上升到1.5 MPa的時間，在1、2月份有10～11 h，隨著環(huán)境氣溫升高，在3月份可以延長到12 h，在4月份投球后可以達到持續(xù)運行。所以，認為塔2適用通球工藝，但在冬季需要提高通球次數(shù)（每天2～3次）。

總之，單井產(chǎn)量越高，投球后井口回壓從正常生產(chǎn)值上升到1.5 MPa的時間越長，反之亦然；環(huán)境溫度越高，投球后井口回壓從正常生產(chǎn)值上升到1.5 MPa的時間也越長，反之亦然。所以，在合理安排通球周期的情況下，單管不加熱集輸工藝可以應(yīng)用于高寒地區(qū)較高產(chǎn)量的油井和區(qū)塊。

表1 試驗情況統(tǒng)計

3 理論計算

通過軟件計算主要運行參數(shù)，分析單管不加熱集輸工藝應(yīng)用的可行性。油氣混輸水力計算經(jīng)驗公式[1]如下：

式中：

p1、p2——管線起點、終點壓力（絕對），MPa；

η0——工程標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的氣油（液）比，m3/t；

G——液相（原油）質(zhì)量流量，t/d；

d——管線內(nèi)徑，m；

L——管線長度，km。

該公式適用于一定條件下，實踐證明，當(dāng)混輸流速在1～1.5 m/s以下、原油含水較高時，計算值偏低。由于混輸管線流動規(guī)律的復(fù)雜性，至今仍無“萬能”的計算公式來準(zhǔn)確計算，特別是低于凝固點以下的水力計算，還有待于進一步研究。一般設(shè)計上取最大井口回壓為1.3～1.5 MPa（計算值）。按此經(jīng)驗公式計算，塔2井井口回壓僅為0.51 MPa，而實際壓力為0.6～0.8 MPa，說明計算值偏低。

設(shè)計計算界面如圖2所示。

以齊家油田為例，進站壓力定為0.2 MPa，計算結(jié)果見表2。

從表2可以看出，理論計算端點井井口回壓約為0.5 MPa，能夠滿足集輸要求，結(jié)合前期試驗，認為單管不加熱工藝可以在齊家油田應(yīng)用。

管線采用深埋敷設(shè)，溫降較低，管線全程溫度在20℃左右，由于定期通球可以保證管線正常運行，在此不考慮熱力條件的影響。

表2 齊家油田集油管網(wǎng)各節(jié)點壓力計算結(jié)果

目前，該工藝在敖古拉油田應(yīng)用5口井，新肇油田1口井。采用該工藝后，可以取消單管集油工藝的電加熱器設(shè)置。以敖古拉油田5口井為例，與電加熱流程相比，年節(jié)電約9.07×104kW·h，年節(jié)省用電費用5.4×104元；與摻水流程相比，年節(jié)省摻水量約19 440 m3，年節(jié)氣80 947 m3，年節(jié)電19 400 kW·h，年節(jié)省運行費用10.1×104元。若應(yīng)用到采油九廠使用摻水流程產(chǎn)量大于15 t/d的75口油井，年節(jié)氣121.4×104m3，年節(jié)電29.2×104kW·h，年節(jié)省運行費用136.4×104元。

4 認識

（1）單管不加熱集輸工藝現(xiàn)場試驗表明，在管線長度、管線規(guī)格等其他條件相同的情況下，該工藝不適合低產(chǎn)井或平臺的應(yīng)用，主要適用于產(chǎn)液量較高的油井或平臺。

（2）原油性質(zhì)和含水率對工藝的影響和井口回壓變化規(guī)律，還需要進一步深入研究。

（3）單管不加熱集輸工藝在高寒地區(qū)油田中的應(yīng)用，對于進一步優(yōu)化集輸工藝、做好節(jié)能降耗工作具有一定指導(dǎo)意義。

[1]苗承武，江士昂，程祖亮,等.油田油氣集輸設(shè)計技術(shù)手冊[M].北京：石油工業(yè)出版社,1995.

呂勇明，2006年畢業(yè)于西南石油大學(xué)，助理工程師，從事規(guī)劃設(shè)計工作，E-mail：lvyongming@petrochina.com.cn，地址：大慶油田第九采油廠規(guī)劃設(shè)計研究所油氣集輸室，163853。

2011-03-20）