萨南油田电热管集油工艺

杨树人 刘 璐 孙立全

萨南油田电热管集油工艺

杨树人1 刘 璐1 孙立全2

1东北石油大学石油工程学院 2大庆钻探工程公司钻井二公司

老区油田聚合物驱中应用单井电热管集油工艺虽然工程投资有一定幅度的降低，但是其运行费用及生产成本较高，投资及10年运行费用现值相对较大；日后维护管理工程量较大，难度较高，而且产品质量存在的问题较多。为此，结合南三区东部产能建设工程中20口油井采用的电热管集油工艺，提出以下改进措施：掌握电热管集油工艺的运行规律，加强日常管理，降低生产运行成本；改进井口保温防蜡技术，削弱井口结蜡程度；加强地面工程与地下开发、采油工程协调配合力度，地下、地面一体化攻关，优化系统运行。

电热管集油；适应性；投资；改进措施

简化的地面集油工艺对于降低投资能起到积极作用，因此两就近、串联流程、环状流程等简化工艺得到广泛应用，电热管集油工艺也在外围油田、呼伦贝尔及萨北油田得到成功应用，应用总井数达到1 600多口。这些油井应用电热管集油工艺后，不仅简化了集油工艺，降低了产能投资，而且减少了站内设备规模及站外集油管道长度。结合南三区东部产能建设工程中20口油井采用的电热管集油工艺，评价其在聚驱油井应用的适应性。

1 工艺应用

1.1 萨南油田电热管集油工艺的应用

结合南三区东部聚合物驱产能建设工程，在聚南3—9转油放水站P391计量站的20口采出井开展电热管集油工艺试验研究。油井井口设置电加热器，为井口原油提供初始输送温度，将油井产液从井口出油温度升至设计要求的输送温度；电热保温管道保证原油输送过程中的恒定温度，补偿管道沿线散热损失，确保原油平稳流动；温控装置为电热保温管道进行温度监测和控制。

1.2 电热管集油工艺运行

从聚南3—9转油放水站单井生产数据可以看出，聚南3—9转油放水站采用电热管集油工艺的油井平均日产液量、日产油量、集油半径等均略高于双管掺水工艺的油井，但是其井口回压比双管掺水集油工艺高出71.83%。分析认为，采用电热管集油工艺的油井集油管道水力、热力条件较双管掺水工艺差，管道沿线温降和压降较大，导致油井井口回压偏高。

1.3 存在的问题及解决措施

一是单井井口回压普遍偏高，影响油井正常生产。计量站部分单井投产后即出现井口回压高（最高达6 MPa）、油井盘根跑油、泵头机封憋坏等问题，造成油井停产。对问题油井的井口组合阀拆开清理，用热洗车冲洗集油管道，井口回压恢复正常；但2～3天后又出现回压高等问题而不能正常生产；4月底气温回升，停产油井陆续恢复生产。因井口回压过高停机关井的3口油井在4月底才恢复生产，期间影响产油量666 t，还有个别油井井口回压超过2 MPa，也影响产油量。

在集油工艺运行过程中，该计量站的井口电加热器全部失效或损坏，无法正常工作。由于此时进入夏季，温度回升，油井均能继续生产，但油井井口回压依然较高，基本维持在0.8～1.34 MPa，单井产液量76.52 t/d，产油量3.5 t/d。

二是投产初期，中计集油管道运行困难。该计量站中计管道在设计时仅有集油管道1条，无掺水管道。2月份投产时中计集油管道的热场难以建立，无法满足集输要求。为了确保该计量站能够安全投产，临时从临近B20804计量站接掺水来保证中计集油管道正常运行。在管道完全正常运行之后，4月份将临时掺水流程切断。

2 工艺适应性分析

2.1 投资及运行费用

（1）以聚南3—9转油放水站93口油井全部采用电热管集油工艺或双管掺水集油工艺为基础，对两种集油工艺中转油站及站外集油系统工程的地面工程投资费用和运行费用的差异进行对比分析。当单井集油系统采用电热管集油工艺时，站外集输管道减少82.78 km，节省管道75.75%；地面工程投资减少了1411万元，单井地面投资从96.62万元降为81.45万元，降幅达到15.7%。因此从工程投资角度看，在取消掺水管道后，采用电热管集油工艺不仅简化了集油系统，缩小了建站规模和占地面积，减少了站内的工艺设备及站外的集输管道数量，而且有效地降低了产能建设投资。

（2）运行费用对比。当聚南3—9转油放水站集油系统采用单井电热管集油工艺时，聚驱阶段年运行费用较双管掺水集油工艺多416万元，单井年运行费用多4.47万元；水驱阶段年运行费用较双管掺水集油工艺多255万元，单井年运行费用多2.74万元。由于该集油工艺热量均靠电能提供，单井运行电能消耗较大；另外，采用电热管集油工艺后，油井热洗方式由传统的固定热洗改为活动热洗，洗井费用较高。

（3）投资和10年运行费用现值对比。表1为电热管集油与双管掺水集油工艺投资和10年运行费用现值对比。从表1可以看出，单井电热管集油工艺投资和10年运行费用现值较双管掺水集油工艺多939万元，主要由于其年运行费用较高。

表1 集油工艺投资和10年运行费用现值对比 万元

2.2 日常维修管理

（1）电热管道及配套电气设备管理难度较大，维修费用较高。截至2008年底萨南油田已投产油水井9 701口，其中水井3 659口，油井6 042口，井网密度53.05口/平方公里，区域内管道纵横交错。在地面工程建设中，单井集油管道难免因外力因素造成断裂和穿孔，由于这些集油管道均采用电热管，管道在维修工作时除对钢管进行焊接外，还需要对电加热层（导电碳纤维）进行修补。由于这些管道材质的特殊性，采油厂无法对其进行立即维修，需要厂家对其进行维修，届时势必造成油井停产时间较长，恢复生产后还需要对电热管道进行解堵，工作量较大。另外，因工艺要求需要在井口安装电加热器，计量站外墙设置温度控制柜等电气设备，这些装置均采用了大量仪表和电器元件，长期处在严寒酷暑、风吹雨淋的环境下，电器元件的使用寿命将大大缩短，日后维修管理难度较大。由于电热管道及电气设备需要厂家进行专门维修，日后维修费用较高。

（2）热洗方式影响因素较多，存在一定局限性。采用电热管集油工艺后，单井热洗方式必须采取活动热洗车。由于目前进井通道均为土路，在雨季时，道路受雨水浸泡冲刷较为泥泞，热洗车无法进入，势必影响热洗周期；另外，由于热洗车为厂内统一调配，需专门对其进行管理、调度，受油井热洗周期影响，极易出现油井扎堆热洗现象，管理难度较大，影响油井热洗效果。

3 改进措施

从以上分析可以看出，在老区油田聚合物驱中应用单井电热管集油工艺虽然工程投资有一定幅度的降低，但是其运行费用及生产成本较高，投资及10年运行费用现值相对较大；日后维护管理工程量较大，难度较高，而且产品质量存在的问题较多，应对其继续做进一步的考察。现提出以下改进措施及建议：

（1）掌握电热管集油工艺的运行规律，加强日常管理，降低生产运行成本。由于电热管集油工艺中油井产液的温升热量主要来源于电能转化的热能，因此如何降低电能消耗对于降低成本起着举足轻重的作用。在夏季，由于安装在井口的电加热器大部分失效或出现故障，电加热器无法正常运行，但只有个别油井的回压较高，这就说明在气温较高时，可以根据单井的产液、产油量等生产数据适当地关闭井口电加热器，从而减少电能消耗。因此应该积极开展电热管集油工艺集油压降、温降变化规律研究，确定井口回压与采出液性质、集输温度、管径、输送距离等参数间的关系，探索和掌握井口不加热的单井集油运行管理方法，降低运行成本。

（2）改进井口保温防蜡技术，削弱井口结蜡程度。传统的掺水流程中，对油井采出液掺高温水可以有效防止井口结蜡。对于电热管集油工艺，目前井口管道缠绕电热带的保温方式效果不好，油井产液在该段管道的热力损失较大，应改进井口的保温技术，人为控制油井产液和结蜡，增强产液的流动性，进而达到降黏防蜡的目的，确保油井正常生产。

（3）加强地面工程与地下开发、采油工程协调配合力度，地下、地面一体化攻关，优化系统运行，以实现开发效益最大化。由于目前采用电热管集油工艺的油井井口回压相对较高，可以通过适当提高采油工程工艺参数等级来保证更好地对系统进行优化。

（栏目主持 杨 军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.3.013