陶慶華，鄭 耿

（中國石化江漢油田分公司江漢采油廠，湖北 潛江433123）

江漢油田單井集輸主要有不加熱單管集輸、井口加熱單管集輸、雙管摻輸、三管伴熱4種模式。就王廣集輸系統(tǒng)來講，集油模式主要采用的是三管伴熱、集中翻斗計量的三級布站工藝，單井加藥、解鹽摻水為系統(tǒng)伴熱水。這種集輸模式存在集輸管網(wǎng)復雜、建設投資高、運行能耗大等問題。油井三管伴熱、摻熱水加藥、解鹽大大提高了王廣區(qū)塊的集輸能耗，針對這些問題，以王廣集輸系統(tǒng)為研究對象，開展了油井常溫集輸及配套工藝的研究。

1 集輸現(xiàn)狀

王廣集輸系統(tǒng)所轄5個接轉(zhuǎn)站，有油井92口，開井數(shù)81口，其中摻熱水的油井有42口。由于系統(tǒng)所轄接轉(zhuǎn)站數(shù)量太多，所有接轉(zhuǎn)站都是計量接轉(zhuǎn)站，要負責單井摻水、伴熱，因而集輸系統(tǒng)用于接轉(zhuǎn)站的能耗較多、單耗較高。

2 接轉(zhuǎn)站能耗高原因分析

2.1 油井摻熱水能耗大

王廣集輸系統(tǒng)摻熱水的油井有42口，日摻熱水96.4 m3，摻熱水的加熱爐出口平均溫度為55.6℃，加熱這些水需要日耗伴生氣320Nm3，年耗氣量約（1.15×105）Nm3，浪費大量的熱能。

2.2 用于單井伴熱的能耗大

實際上，王廣集輸系統(tǒng)所轄接轉(zhuǎn)站用于接轉(zhuǎn)的能耗是很低的，5個接轉(zhuǎn)站輸油泵運行總功率37.81kw，而5個接轉(zhuǎn)站熱水泵電耗總和達121.01kw。整個接轉(zhuǎn)站用于接轉(zhuǎn)的能耗僅占接轉(zhuǎn)站總能耗的13.1%，接轉(zhuǎn)站的83.5% 能耗是用于負責單井摻水、伴熱（表1）。

表1 王廣集輸系統(tǒng)所轄接轉(zhuǎn)站能耗情況表

3 單井停伴熱現(xiàn)場試驗

針對油井摻熱水、單井伴熱導致接轉(zhuǎn)站能耗過高的問題，開展了單井常溫集輸試驗。

單井常溫集輸技術是利用油井自身的能量和溫度，通過應用特殊管材、加藥降粘，采用串接、T接、樹狀、環(huán)狀工藝流程，以及通過延伸集輸干線縮短單井管線長度的工藝，來實現(xiàn)油井在常溫不加熱的情況下保證正常集輸?shù)囊豁椆に嚰夹g。

主要從單井常溫集輸方面進行研究，配套單井摻?jīng)鏊Ｊ?，從而達到簡化集輸模式、節(jié)能降耗的目的。

油井要實現(xiàn)常溫集輸，需確定兩個參數(shù)，一是末點溫度大于凝固點。二是井口回壓小于1.2MPa，滿足生產(chǎn)要求。

初期，在王廣區(qū)塊特選4口高含水單井，對4口單井進行停伴熱實驗，觀察回壓及溫度變化（表2，3，4）。

表2 單井停伴熱試驗油井基礎參數(shù)表

表3 4口試驗油井停伴熱前后參數(shù)對比表

表4 4口試驗油井停伴熱前后壓力變化對比表

試驗結(jié)果表明：

1）單井停伴熱前后油井產(chǎn)液量基本保持不變，單井平均耗電量基本保持不變。

2）王西12－41、王西12－13、廣17斜－4單井產(chǎn)液量均大于3 0t／d，含水大于75%，停伴熱前后井口回壓變化不明顯；

3）王西8－3B產(chǎn)液量小于10t／d，含水為87.6%，停伴熱后井口回壓有所升高，但最高回壓小于0.8Mpa，滿足正常集輸需求。

4 常溫集輸模式現(xiàn)場應用及分析

單井停伴熱集輸試驗取得成功后，選取井組進行現(xiàn)場應用試驗。

選王15站、王西18－8點、周8站、廣18站的4個高含水、中低含水站點的部分油井，進行小井組常溫集輸試驗，來驗證常溫集輸、翻斗計量等新工藝新技術在王廣集輸系統(tǒng)推廣的可行性（表5）。

表5 井組試驗油井基礎參數(shù)表

（接上表）

4.1 小井組冬季常溫集輸現(xiàn)場應用

將各站點所選油井進行枝狀集油工藝改造，各小井組油井就近枝狀串聯(lián)合走一條干線進站，原三管伴熱流程保留。

2012年1月，環(huán)境溫度較低，開始將王15站（2口）、周8站（4口）、王西18－8點（3口）、廣18站（4口）試驗區(qū)油井一起倒進試驗流程，進行停伴熱實驗，采用翻斗計量，每4小時記錄一次干線數(shù)據(jù)（表6）。

表6 油井枝狀串聯(lián)停伴熱集輸單井最高回壓表

1）2012年1月11日，將對王15站試驗區(qū)2口油井（王西9－8、王西斜11－7B）進行停伴熱試驗（圖1），停伴熱后回壓變化不大，可以正常集輸。

圖1 王15站停伴熱井口干線回壓變化曲線圖

2）周8站4口油井井組停伴熱試驗（圖2），干線回壓偶爾偏高，最高為0.85Mpa，可以正常集輸。

圖2 周8站停伴熱井口干線回壓變化曲線圖

3）王西18－8點干線長度1.30km，3口井合量，單井井口回壓偶爾偏高。2012年2月27日起王西16－8井改為舊管線輸油，其他兩口井繼續(xù)合量，井口回壓有所下降，王西15－8B井平均回壓為0.8MPa，王西15斜－9B井井平均回壓為0.74MPa。

冬季高含水井停伴熱集輸，井口回壓會上升，可以正常集輸。干線距離大于1km，存在一定的集輸風險。

4）廣18站四口油井井組停伴熱后，干線回壓偶爾偏高（圖3），干線回壓滿足正常集輸需求。

圖3 廣18站停伴熱井口干線回壓曲線圖

單井常溫集輸方面，低含水、低液的廣18斜－1井井口回壓在0.5MPa～1.4MPa之間來回波動，單井至試驗閥組段未伴熱油管線中原油已經(jīng)在管線中凝固，油井靠回壓升高將油壓進閥組運行。由于原油溫度較低，翻斗計量分離器運行存在問題。

試驗結(jié)果表明：

1）冬季較冷時，50t／d以上的中低含水（50%～80%）井組，干線長度小于0.6km，停伴熱后可以正常集輸。

2）冬季較冷時，3t以下低液單井分枝80m左右回壓較高，但可以運行，枝狀集輸工藝上應考慮避免液量低的井管線長度超過100m。

3）冬季較冷時，在原油無伴熱情況下，翻斗計量分離器的計量準確性和正常運行方面存在問題。

4.2 小井組夏季停伴熱試驗

2012年4月，在廣18站、周8站將不同油井進行組合倒進試驗區(qū)，保證試驗液量由高到低分別倒進試驗流程，進行井組停伴熱試驗，觀察能否正常生產(chǎn)和回壓變化情況（表7）。

周8站小井組夏季常溫集輸回壓較低，一般小于0.5MPa，壓力滿足正常生產(chǎn)需求。廣18站小井組停伴熱集輸回壓小于0.75MPa，滿足正常集輸需求。

表7 夏季停伴熱井組實驗數(shù)據(jù)表

對王15站等4個站點的部分油井進行了小井組常溫集輸改造后，站點集輸能耗有所下降（表8）。

表8 停伴熱集輸前后站內(nèi)能耗對比

5 結(jié)論及建議

1）夏季油井可以實現(xiàn)常溫集輸，井口回壓較低，滿足正常需求。

2）冬季較冷時，50t／d以上的中低含水（50%～80%）單井或井組，集輸距離小于0.6km停伴熱后可以正常集輸；3t以下低液單井分枝集輸距離80m左右回壓較高，但可以運行，枝狀集輸工藝上應考慮避免液量低的井管線長度超過100m。

3）王廣試驗區(qū)進行常溫集輸工藝改造后，集輸系統(tǒng)單耗降為9.9kgce／t，小井組停伴熱工藝改造的站點能耗明顯下降。

4）江漢油區(qū)老油田改造和新油田建設可以根據(jù)實際情況，將三管伴熱集輸工藝改為單管常溫集輸工藝，可大大降低建設投資，節(jié)約集輸系統(tǒng)能耗，降低管網(wǎng)維護費用。

5）采用常溫集輸工藝，新區(qū)塊摻水單井可建摻清水管線，老區(qū)快可利用原伴熱管線進行產(chǎn)清水，將原本摻伴熱水流程改為單井摻?jīng)鏊铀?、解鹽工藝，既滿足了生產(chǎn)需求，又節(jié)約了系統(tǒng)能耗。

［1］胡博仲，李昌連，宋承毅.大慶高寒地區(qū)不加熱集油集輸回顧與展望［J］.石油規(guī)劃設計，1995，10（02）：32－33.

［2］楊建展，曹云芳，季寞.淺談薩南油田不加熱集油技術［J］.油氣田地面工程，1998，17（06）：20－22.