劉漢慶(第一采油廠第六油礦地質(zhì)工藝隊，黑龍江 大慶 163000)

0 引言

目前油田開發(fā)已進入高含水期，為深挖集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗潛能，2020年6月初，在大慶采油一廠某轉(zhuǎn)油站集油系統(tǒng)進行常溫集輸實驗與研究。為確保實驗合理有序地開展，制定了實施方案，確定了評判方法。實驗于6月12日開始實施，歷時2個月，期間通過對現(xiàn)場操控、運行監(jiān)測、資料錄取等各環(huán)節(jié)的精細運作，使實驗順利完成。

1 實驗區(qū)現(xiàn)狀

實驗區(qū)位于大慶薩中開發(fā)區(qū)北一區(qū)斷東與斷西交界地帶，面積2.02 km2，夏季最低氣溫15 ℃，土壤潮濕，區(qū)域內(nèi)共有71口油井、7座計量間，單井采用雙管摻水集油工藝，泡沫黃夾克保溫鋼質(zhì)管道埋地鋪設，采出液進入某轉(zhuǎn)油站處理后外輸至下游脫水站處理，單井集油工藝及采出液物性的基本參數(shù)情況如表1所示。

2 實驗過程

2.1 前期準備

實驗以保證單井正常生產(chǎn)為前提，考慮到停摻后要保證油井正常熱洗，且一些油井可能出現(xiàn)回壓超高問題，故擬定每周三14時啟爐、周六8時停爐，周四、周五進行集中熱洗和沖洗管線。同時熱洗車隨時待命，優(yōu)先沖洗停爐期間出現(xiàn)回壓超高的管線。另外，要求認真檢查回油壓力、回油溫度，每周三各井組將需沖洗管線回饋，根據(jù)需沖洗的油井數(shù)量，來確定周四、周五加熱爐、摻水泵的啟停數(shù)量。

2.2 評判方法

不同單井生產(chǎn)時，影響采出液的輸送情況的因素諸多，主要有采出液物性、流量、溫度、含水率、輸送距離、管徑粗細等。且各種有利輸送和不利輸送的因素并存、彼此相互作用，如管徑的粗細就具有雙向作用，管徑粗的易于流通但熱量損失快，管徑細的情況則反之。在管道初始設計時，已綜合了這些因素，摻水提溫也是其中一項，通常已建管道在有摻水伴熱條件下能夠滿足單井采出液的輸送所需[1]。

單井常溫集輸與摻水集輸?shù)闹饕獏^(qū)別在于井口停加60 ℃左右的適量摻水，采出液僅依靠自身熱量來保持其流動性。但此時采出液攜帶熱量相對較低，加之輸送沿程沒有摻水伴熱，致使在輸液過程中，管道內(nèi)采出液的溫度普遍低于帶摻水運行時的溫度。若液流溫度降至臨近或低于原油的凝固點時，分散在采出液中的原油顆粒就會不斷凝結(jié)、粘壁，使管道發(fā)生縮徑。同時含聚采出液中的黏度也會隨溫度的降低而升高，液流流動阻力加大，沖刷粘壁原油的能力減弱，導致油井回壓升高，問題嚴重的集油管道最終將會被堵塞。這就是有些油井不能實現(xiàn)長期常溫輸送的問題根源。

基于上述分析，按有摻水伴熱設計的油井集油工藝能否滿足常溫輸送的主要決定因素應該當是溫度，即：只要采出液在其輸送沿程滿足一定的溫度，就可順利輸送。因油井的采出液在井口的溫度差異不大，而水的比熱容約為原油的比熱容的2倍，故采出液所攜熱量的多少主要取決于采出液量的多少和其含水的高低，而在一定的溫度場下熱量散失的多少，則主要取決于管道的輸送距離的大小。對某口油井來說，是否適合采用常溫集輸，是上述因素綜合作用的結(jié)果，為了方便辨別哪些油井適合常溫集輸，引入了評判參數(shù)M，其計算公式為：

表1 實驗集油系統(tǒng)單井工藝及運行基本參數(shù)表

式中：Q為產(chǎn)液量(m3/d)；Wr為含水率(%)；L為管道長度(m)。

公式中的Q×Wr可以理解為熱源項，而管道長度則為熱耗項，在油井采出液物性和集輸環(huán)境一定的條件下，熱源項與熱耗項的匹配就決定著油井常溫集輸?shù)目尚行浴?/p>

2.3 實驗單井運行情況

通過對常溫集輸期間單井生產(chǎn)情況的現(xiàn)場跟蹤及查看加密填報的生產(chǎn)資料，發(fā)現(xiàn)有68口油井除按正常計劃熱洗外，并不用額外沖洗管線，其運行壓力為0.26～0.55 MPa，M值為3.22～92.39；但有3口油井運行壓力為0.45～1.20 MPa，M值為3.15～16.21，且產(chǎn)液受到一定影響，需定期沖洗管線來降壓。

2.3.1 不需沖洗管線的單井運行情況

停摻期間有些單井采取了調(diào)參、換泵等措施，其生產(chǎn)參數(shù)變化較大，為了排除這些干擾，在對逐個油井分析的基礎上，從7座計量間中篩選出停摻期間未采取其他生產(chǎn)措施，且液量、距離等參數(shù)能覆蓋全部實驗井的20口采油井進行重點分析。

停摻后，20口井的井口最高回壓為0.55 MPa，壓力變化范圍為-0.02～0.06 MPa，平均回壓僅升高0.02 MPa；單井日產(chǎn)液量變化范圍為-6.80～8.88 m3/d。表明這些井的生產(chǎn)幾乎未受到停摻的影響，其M值范圍為3.22～92.39，且呈現(xiàn)出M值越大，回油溫度相對越高的規(guī)律。綜上可知，在該區(qū)域若某口油井的M≥3.22，則該井夏季適宜采用常溫集輸。

2.3.2 需定期沖洗管線的單井運行情況

實驗中，共發(fā)現(xiàn)3口問題井，井口壓力達到0.7 MPa以上，且后期壓力上升較快，沖洗管線周期分別為6 d、7 d和14 d，最低回油溫度降至其凝固點2 ℃至4 ℃，產(chǎn)液量分別下降了7.01、9.84、17.31m3/d，生產(chǎn)受到一定影響。但僅井1的M值(為3.15)低于得出的界限值3.22，其他2口井的M值分別為16.21和15.3，與初步得出認識不符。查找原因時，發(fā)現(xiàn)井2、井3在停摻前都常發(fā)生回壓超高問題，井2的管道緊沿水泡鋪設240 m且跨棧橋12 m，環(huán)境溫度場溫度較低，井3的管道存在密集彎道5處，影響輸送，因此這2口井應為特例，但井1不能正常生產(chǎn)則應是其M值過低所致。

3 降耗情況

應用常溫集輸?shù)闹饕康脑谟诮档蜕a(chǎn)能耗。該技術的節(jié)能點主要在于轉(zhuǎn)油站停運加熱爐、摻水泵后所節(jié)省的耗氣量與耗電量，但同時也會出現(xiàn)一些耗能增加處。

3.1 用氣情況

該轉(zhuǎn)油站停摻前3臺加熱爐全部運行，6月初的日均噸液耗氣量為1.2 m3/t，常溫集輸期間熱洗和沖洗管道時，需間斷交替運行2臺加熱爐，日均噸液耗氣量降為0.1 m3/t。因轉(zhuǎn)油站外輸液溫度由原來39 ℃降為36 ℃，在下游脫水站需將一段分離后的610 m3含水油多升溫3 ℃，多消耗燃氣約60 m3/d。該系統(tǒng)實際節(jié)氣量為40.56×104m3。

3.2 用電情況

該轉(zhuǎn)油站停摻前，摻水泵1運2備、熱洗泵1運1備，6月初全站的噸液耗電量為0.57 kW·h。常溫集輸期間機泵運行時間大幅縮短，噸液耗電量降為0.36 kW·h?，F(xiàn)場跟蹤回壓升高3口井的耗電情況，其平均電流分別上升3、2.5、2.5A，上升幅度不大，累計增加功率8 kW。因井數(shù)較少，且發(fā)生回壓偏高后均能夠及時沖洗管線，故此處耗電增加量可忽略。累計節(jié)電量為 7.81×104kW·h。

4 存在問題

整體來看，實驗順利實施，但運行方式發(fā)生一些改變，也出現(xiàn)一些新問題：

(1)集中熱洗改變了原有熱洗計劃，部分井熱洗周期縮短或延長，原來每天熱洗2井口調(diào)整為4口，雖未影響到油井的生產(chǎn)，但熱洗時偶有壓力不穩(wěn)和熱洗時間較緊、任務重情況；

(2)加熱爐、機泵啟停次數(shù)增加，對設備不利；

(3)生產(chǎn)監(jiān)控中除正常檢查油井生產(chǎn)情況外，需加密跟蹤回壓升高井，增加一些日常工作量[2]。

5 認識及下步工作

通過對實驗區(qū)常溫集輸運行情況的跟蹤、評價和能耗分析，從中得出以下方面的認識及下步工作方向：

(1)該區(qū)域夏季應用常溫集輸技術可行，節(jié)能顯著，達到了預期效果，進一步應用常溫集輸技術潛能很大。

(2)氣溫在15 ℃以上時，對于采用雙管集油方式、泡沫黃夾克管道埋地鋪設狀況較好、采出液物性與該區(qū)域相近的油井，若其M≥3.22則可視為適合采用常溫集輸。

借鑒此結(jié)論，可對其他區(qū)域符合上述條件的油井做出預判，因地制宜地開展常溫集輸工作。

若同一系統(tǒng)中符合條件的井數(shù)相對較多，可以采用本實驗中的摻水、熱洗設備間斷啟停方式；或采用每天正常運行熱洗爐、熱洗泵，長期停運摻水爐、摻水泵方式，利用熱洗空白時間段來沖洗油井回壓高的管線，從而減少設備啟停次數(shù)。

若系統(tǒng)中存在不符合條件的井數(shù)較多，則可采用轉(zhuǎn)油站內(nèi)摻水、熱洗均不?；蜃们闇p少摻水設備運行數(shù)量，而將符合條件的油井直接停摻，降低摻水用量，將不符合條件的油井依然帶摻水運行的方式。

(3)對采出液物性或工藝等方面與該區(qū)域油井差異較大的區(qū)域，繼續(xù)開展常溫集輸實驗，摸索出合理的M值界限，為大面積推廣應用提供切實可行的經(jīng)驗及技術支撐。