江汉油田油井常温集输工艺探讨

陶庆华，郑 耿

（中国石化江汉油田分公司江汉采油厂，湖北 潜江433123）

江汉油田单井集输主要有不加热单管集输、井口加热单管集输、双管掺输、三管伴热4种模式。就王广集输系统来讲，集油模式主要采用的是三管伴热、集中翻斗计量的三级布站工艺，单井加药、解盐掺水为系统伴热水。这种集输模式存在集输管网复杂、建设投资高、运行能耗大等问题。油井三管伴热、掺热水加药、解盐大大提高了王广区块的集输能耗，针对这些问题，以王广集输系统为研究对象，开展了油井常温集输及配套工艺的研究。

1 集输现状

王广集输系统所辖5个接转站，有油井92口，开井数81口，其中掺热水的油井有42口。由于系统所辖接转站数量太多，所有接转站都是计量接转站，要负责单井掺水、伴热，因而集输系统用于接转站的能耗较多、单耗较高。

2 接转站能耗高原因分析

2.1 油井掺热水能耗大

王广集输系统掺热水的油井有42口，日掺热水96.4 m3，掺热水的加热炉出口平均温度为55.6℃，加热这些水需要日耗伴生气320Nm3，年耗气量约（1.15×105）Nm3，浪费大量的热能。

2.2 用于单井伴热的能耗大

实际上，王广集输系统所辖接转站用于接转的能耗是很低的，5个接转站输油泵运行总功率37.81kw，而5个接转站热水泵电耗总和达121.01kw。整个接转站用于接转的能耗仅占接转站总能耗的13.1%，接转站的83.5% 能耗是用于负责单井掺水、伴热（表1）。

表1 王广集输系统所辖接转站能耗情况表

3 单井停伴热现场试验

针对油井掺热水、单井伴热导致接转站能耗过高的问题，开展了单井常温集输试验。

单井常温集输技术是利用油井自身的能量和温度，通过应用特殊管材、加药降粘，采用串接、T接、树状、环状工艺流程，以及通过延伸集输干线缩短单井管线长度的工艺，来实现油井在常温不加热的情况下保证正常集输的一项工艺技术。

主要从单井常温集输方面进行研究，配套单井掺凉水模式，从而达到简化集输模式、节能降耗的目的。

油井要实现常温集输，需确定两个参数，一是末点温度大于凝固点。二是井口回压小于1.2MPa，满足生产要求。

初期，在王广区块特选4口高含水单井，对4口单井进行停伴热实验，观察回压及温度变化（表2，3，4）。

表2 单井停伴热试验油井基础参数表

表3 4口试验油井停伴热前后参数对比表

表4 4口试验油井停伴热前后压力变化对比表

试验结果表明：

1）单井停伴热前后油井产液量基本保持不变，单井平均耗电量基本保持不变。

2）王西12－41、王西12－13、广17斜－4单井产液量均大于3 0t／d，含水大于75%，停伴热前后井口回压变化不明显；

3）王西8－3B产液量小于10t／d，含水为87.6%，停伴热后井口回压有所升高，但最高回压小于0.8Mpa，满足正常集输需求。

4 常温集输模式现场应用及分析

单井停伴热集输试验取得成功后，选取井组进行现场应用试验。

选王15站、王西18－8点、周8站、广18站的4个高含水、中低含水站点的部分油井，进行小井组常温集输试验，来验证常温集输、翻斗计量等新工艺新技术在王广集输系统推广的可行性（表5）。

表5 井组试验油井基础参数表

（接上表）

4.1 小井组冬季常温集输现场应用

将各站点所选油井进行枝状集油工艺改造，各小井组油井就近枝状串联合走一条干线进站，原三管伴热流程保留。

2012年1月，环境温度较低，开始将王15站（2口）、周8站（4口）、王西18－8点（3口）、广18站（4口）试验区油井一起倒进试验流程，进行停伴热实验，采用翻斗计量，每4小时记录一次干线数据（表6）。

表6 油井枝状串联停伴热集输单井最高回压表

1）2012年1月11日，将对王15站试验区2口油井（王西9－8、王西斜11－7B）进行停伴热试验（图1），停伴热后回压变化不大，可以正常集输。

图1 王15站停伴热井口干线回压变化曲线图

2）周8站4口油井井组停伴热试验（图2），干线回压偶尔偏高，最高为0.85Mpa，可以正常集输。

图2 周8站停伴热井口干线回压变化曲线图

3）王西18－8点干线长度1.30km，3口井合量，单井井口回压偶尔偏高。2012年2月27日起王西16－8井改为旧管线输油，其他两口井继续合量，井口回压有所下降，王西15－8B井平均回压为0.8MPa，王西15斜－9B井井平均回压为0.74MPa。

冬季高含水井停伴热集输，井口回压会上升，可以正常集输。干线距离大于1km，存在一定的集输风险。

4）广18站四口油井井组停伴热后，干线回压偶尔偏高（图3），干线回压满足正常集输需求。

图3 广18站停伴热井口干线回压曲线图

单井常温集输方面，低含水、低液的广18斜－1井井口回压在0.5MPa～1.4MPa之间来回波动，单井至试验阀组段未伴热油管线中原油已经在管线中凝固，油井靠回压升高将油压进阀组运行。由于原油温度较低，翻斗计量分离器运行存在问题。

试验结果表明：

1）冬季较冷时，50t／d以上的中低含水（50%～80%）井组，干线长度小于0.6km，停伴热后可以正常集输。

2）冬季较冷时，3t以下低液单井分枝80m左右回压较高，但可以运行，枝状集输工艺上应考虑避免液量低的井管线长度超过100m。

3）冬季较冷时，在原油无伴热情况下，翻斗计量分离器的计量准确性和正常运行方面存在问题。

4.2 小井组夏季停伴热试验

2012年4月，在广18站、周8站将不同油井进行组合倒进试验区，保证试验液量由高到低分别倒进试验流程，进行井组停伴热试验，观察能否正常生产和回压变化情况（表7）。

周8站小井组夏季常温集输回压较低，一般小于0.5MPa，压力满足正常生产需求。广18站小井组停伴热集输回压小于0.75MPa，满足正常集输需求。

表7 夏季停伴热井组实验数据表

对王15站等4个站点的部分油井进行了小井组常温集输改造后，站点集输能耗有所下降（表8）。

表8 停伴热集输前后站内能耗对比

5 结论及建议

1）夏季油井可以实现常温集输，井口回压较低，满足正常需求。

2）冬季较冷时，50t／d以上的中低含水（50%～80%）单井或井组，集输距离小于0.6km停伴热后可以正常集输；3t以下低液单井分枝集输距离80m左右回压较高，但可以运行，枝状集输工艺上应考虑避免液量低的井管线长度超过100m。

3）王广试验区进行常温集输工艺改造后，集输系统单耗降为9.9kgce／t，小井组停伴热工艺改造的站点能耗明显下降。

4）江汉油区老油田改造和新油田建设可以根据实际情况，将三管伴热集输工艺改为单管常温集输工艺，可大大降低建设投资，节约集输系统能耗，降低管网维护费用。

5）采用常温集输工艺，新区块掺水单井可建掺清水管线，老区快可利用原伴热管线进行产清水，将原本掺伴热水流程改为单井掺凉水加药、解盐工艺，既满足了生产需求，又节约了系统能耗。

［1］胡博仲，李昌连，宋承毅.大庆高寒地区不加热集油集输回顾与展望［J］.石油规划设计，1995，10（02）：32－33.

［2］杨建展，曹云芳，季寞.浅谈萨南油田不加热集油技术［J］.油气田地面工程，1998，17（06）：20－22.