楊樹人 劉 璐 孫立全

薩南油田電熱管集油工藝

楊樹人1 劉 璐1 孫立全2

1東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院 2大慶鉆探工程公司鉆井二公司

老區(qū)油田聚合物驅(qū)中應(yīng)用單井電熱管集油工藝雖然工程投資有一定幅度的降低，但是其運(yùn)行費(fèi)用及生產(chǎn)成本較高，投資及10年運(yùn)行費(fèi)用現(xiàn)值相對(duì)較大；日后維護(hù)管理工程量較大，難度較高，而且產(chǎn)品質(zhì)量存在的問(wèn)題較多。為此，結(jié)合南三區(qū)東部產(chǎn)能建設(shè)工程中20口油井采用的電熱管集油工藝，提出以下改進(jìn)措施：掌握電熱管集油工藝的運(yùn)行規(guī)律，加強(qiáng)日常管理，降低生產(chǎn)運(yùn)行成本；改進(jìn)井口保溫防蠟技術(shù)，削弱井口結(jié)蠟程度；加強(qiáng)地面工程與地下開發(fā)、采油工程協(xié)調(diào)配合力度，地下、地面一體化攻關(guān)，優(yōu)化系統(tǒng)運(yùn)行。

電熱管集油；適應(yīng)性；投資；改進(jìn)措施

簡(jiǎn)化的地面集油工藝對(duì)于降低投資能起到積極作用，因此兩就近、串聯(lián)流程、環(huán)狀流程等簡(jiǎn)化工藝得到廣泛應(yīng)用，電熱管集油工藝也在外圍油田、呼倫貝爾及薩北油田得到成功應(yīng)用，應(yīng)用總井?dāng)?shù)達(dá)到1 600多口。這些油井應(yīng)用電熱管集油工藝后，不僅簡(jiǎn)化了集油工藝，降低了產(chǎn)能投資，而且減少了站內(nèi)設(shè)備規(guī)模及站外集油管道長(zhǎng)度。結(jié)合南三區(qū)東部產(chǎn)能建設(shè)工程中20口油井采用的電熱管集油工藝，評(píng)價(jià)其在聚驅(qū)油井應(yīng)用的適應(yīng)性。

1 工藝應(yīng)用

1.1 薩南油田電熱管集油工藝的應(yīng)用

結(jié)合南三區(qū)東部聚合物驅(qū)產(chǎn)能建設(shè)工程，在聚南3—9轉(zhuǎn)油放水站P391計(jì)量站的20口采出井開展電熱管集油工藝試驗(yàn)研究。油井井口設(shè)置電加熱器，為井口原油提供初始輸送溫度，將油井產(chǎn)液從井口出油溫度升至設(shè)計(jì)要求的輸送溫度；電熱保溫管道保證原油輸送過(guò)程中的恒定溫度，補(bǔ)償管道沿線散熱損失，確保原油平穩(wěn)流動(dòng)；溫控裝置為電熱保溫管道進(jìn)行溫度監(jiān)測(cè)和控制。

1.2 電熱管集油工藝運(yùn)行

從聚南3—9轉(zhuǎn)油放水站單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)可以看出，聚南3—9轉(zhuǎn)油放水站采用電熱管集油工藝的油井平均日產(chǎn)液量、日產(chǎn)油量、集油半徑等均略高于雙管摻水工藝的油井，但是其井口回壓比雙管摻水集油工藝高出71.83%。分析認(rèn)為，采用電熱管集油工藝的油井集油管道水力、熱力條件較雙管摻水工藝差，管道沿線溫降和壓降較大，導(dǎo)致油井井口回壓偏高。

1.3 存在的問(wèn)題及解決措施

一是單井井口回壓普遍偏高，影響油井正常生產(chǎn)。計(jì)量站部分單井投產(chǎn)后即出現(xiàn)井口回壓高（最高達(dá)6 MPa）、油井盤根跑油、泵頭機(jī)封憋壞等問(wèn)題，造成油井停產(chǎn)。對(duì)問(wèn)題油井的井口組合閥拆開清理，用熱洗車沖洗集油管道，井口回壓恢復(fù)正常；但2～3天后又出現(xiàn)回壓高等問(wèn)題而不能正常生產(chǎn)；4月底氣溫回升，停產(chǎn)油井陸續(xù)恢復(fù)生產(chǎn)。因井口回壓過(guò)高停機(jī)關(guān)井的3口油井在4月底才恢復(fù)生產(chǎn)，期間影響產(chǎn)油量666 t，還有個(gè)別油井井口回壓超過(guò)2 MPa，也影響產(chǎn)油量。

在集油工藝運(yùn)行過(guò)程中，該計(jì)量站的井口電加熱器全部失效或損壞，無(wú)法正常工作。由于此時(shí)進(jìn)入夏季，溫度回升，油井均能繼續(xù)生產(chǎn)，但油井井口回壓依然較高，基本維持在0.8～1.34 MPa，單井產(chǎn)液量76.52 t/d，產(chǎn)油量3.5 t/d。

二是投產(chǎn)初期，中計(jì)集油管道運(yùn)行困難。該計(jì)量站中計(jì)管道在設(shè)計(jì)時(shí)僅有集油管道1條，無(wú)摻水管道。2月份投產(chǎn)時(shí)中計(jì)集油管道的熱場(chǎng)難以建立，無(wú)法滿足集輸要求。為了確保該計(jì)量站能夠安全投產(chǎn)，臨時(shí)從臨近B20804計(jì)量站接摻水來(lái)保證中計(jì)集油管道正常運(yùn)行。在管道完全正常運(yùn)行之后，4月份將臨時(shí)摻水流程切斷。

2 工藝適應(yīng)性分析

2.1 投資及運(yùn)行費(fèi)用

（1）以聚南3—9轉(zhuǎn)油放水站93口油井全部采用電熱管集油工藝或雙管摻水集油工藝為基礎(chǔ)，對(duì)兩種集油工藝中轉(zhuǎn)油站及站外集油系統(tǒng)工程的地面工程投資費(fèi)用和運(yùn)行費(fèi)用的差異進(jìn)行對(duì)比分析。當(dāng)單井集油系統(tǒng)采用電熱管集油工藝時(shí)，站外集輸管道減少82.78 km，節(jié)省管道75.75%；地面工程投資減少了1411萬(wàn)元，單井地面投資從96.62萬(wàn)元降為81.45萬(wàn)元，降幅達(dá)到15.7%。因此從工程投資角度看，在取消摻水管道后，采用電熱管集油工藝不僅簡(jiǎn)化了集油系統(tǒng)，縮小了建站規(guī)模和占地面積，減少了站內(nèi)的工藝設(shè)備及站外的集輸管道數(shù)量，而且有效地降低了產(chǎn)能建設(shè)投資。

（2）運(yùn)行費(fèi)用對(duì)比。當(dāng)聚南3—9轉(zhuǎn)油放水站集油系統(tǒng)采用單井電熱管集油工藝時(shí)，聚驅(qū)階段年運(yùn)行費(fèi)用較雙管摻水集油工藝多416萬(wàn)元，單井年運(yùn)行費(fèi)用多4.47萬(wàn)元；水驅(qū)階段年運(yùn)行費(fèi)用較雙管摻水集油工藝多255萬(wàn)元，單井年運(yùn)行費(fèi)用多2.74萬(wàn)元。由于該集油工藝熱量均靠電能提供，單井運(yùn)行電能消耗較大；另外，采用電熱管集油工藝后，油井熱洗方式由傳統(tǒng)的固定熱洗改為活動(dòng)熱洗，洗井費(fèi)用較高。

（3）投資和10年運(yùn)行費(fèi)用現(xiàn)值對(duì)比。表1為電熱管集油與雙管摻水集油工藝投資和10年運(yùn)行費(fèi)用現(xiàn)值對(duì)比。從表1可以看出，單井電熱管集油工藝投資和10年運(yùn)行費(fèi)用現(xiàn)值較雙管摻水集油工藝多939萬(wàn)元，主要由于其年運(yùn)行費(fèi)用較高。

表1 集油工藝投資和10年運(yùn)行費(fèi)用現(xiàn)值對(duì)比 萬(wàn)元

2.2 日常維修管理

（1）電熱管道及配套電氣設(shè)備管理難度較大，維修費(fèi)用較高。截至2008年底薩南油田已投產(chǎn)油水井9 701口，其中水井3 659口，油井6 042口，井網(wǎng)密度53.05口/平方公里，區(qū)域內(nèi)管道縱橫交錯(cuò)。在地面工程建設(shè)中，單井集油管道難免因外力因素造成斷裂和穿孔，由于這些集油管道均采用電熱管，管道在維修工作時(shí)除對(duì)鋼管進(jìn)行焊接外，還需要對(duì)電加熱層（導(dǎo)電碳纖維）進(jìn)行修補(bǔ)。由于這些管道材質(zhì)的特殊性，采油廠無(wú)法對(duì)其進(jìn)行立即維修，需要廠家對(duì)其進(jìn)行維修，屆時(shí)勢(shì)必造成油井停產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)，恢復(fù)生產(chǎn)后還需要對(duì)電熱管道進(jìn)行解堵，工作量較大。另外，因工藝要求需要在井口安裝電加熱器，計(jì)量站外墻設(shè)置溫度控制柜等電氣設(shè)備，這些裝置均采用了大量?jī)x表和電器元件，長(zhǎng)期處在嚴(yán)寒酷暑、風(fēng)吹雨淋的環(huán)境下，電器元件的使用壽命將大大縮短，日后維修管理難度較大。由于電熱管道及電氣設(shè)備需要廠家進(jìn)行專門維修，日后維修費(fèi)用較高。

（2）熱洗方式影響因素較多，存在一定局限性。采用電熱管集油工藝后，單井熱洗方式必須采取活動(dòng)熱洗車。由于目前進(jìn)井通道均為土路，在雨季時(shí)，道路受雨水浸泡沖刷較為泥濘，熱洗車無(wú)法進(jìn)入，勢(shì)必影響熱洗周期；另外，由于熱洗車為廠內(nèi)統(tǒng)一調(diào)配，需專門對(duì)其進(jìn)行管理、調(diào)度，受油井熱洗周期影響，極易出現(xiàn)油井扎堆熱洗現(xiàn)象，管理難度較大，影響油井熱洗效果。

3 改進(jìn)措施

從以上分析可以看出，在老區(qū)油田聚合物驅(qū)中應(yīng)用單井電熱管集油工藝雖然工程投資有一定幅度的降低，但是其運(yùn)行費(fèi)用及生產(chǎn)成本較高，投資及10年運(yùn)行費(fèi)用現(xiàn)值相對(duì)較大；日后維護(hù)管理工程量較大，難度較高，而且產(chǎn)品質(zhì)量存在的問(wèn)題較多，應(yīng)對(duì)其繼續(xù)做進(jìn)一步的考察?，F(xiàn)提出以下改進(jìn)措施及建議：

（1）掌握電熱管集油工藝的運(yùn)行規(guī)律，加強(qiáng)日常管理，降低生產(chǎn)運(yùn)行成本。由于電熱管集油工藝中油井產(chǎn)液的溫升熱量主要來(lái)源于電能轉(zhuǎn)化的熱能，因此如何降低電能消耗對(duì)于降低成本起著舉足輕重的作用。在夏季，由于安裝在井口的電加熱器大部分失效或出現(xiàn)故障，電加熱器無(wú)法正常運(yùn)行，但只有個(gè)別油井的回壓較高，這就說(shuō)明在氣溫較高時(shí)，可以根據(jù)單井的產(chǎn)液、產(chǎn)油量等生產(chǎn)數(shù)據(jù)適當(dāng)?shù)仃P(guān)閉井口電加熱器，從而減少電能消耗。因此應(yīng)該積極開展電熱管集油工藝集油壓降、溫降變化規(guī)律研究，確定井口回壓與采出液性質(zhì)、集輸溫度、管徑、輸送距離等參數(shù)間的關(guān)系，探索和掌握井口不加熱的單井集油運(yùn)行管理方法，降低運(yùn)行成本。

（2）改進(jìn)井口保溫防蠟技術(shù)，削弱井口結(jié)蠟程度。傳統(tǒng)的摻水流程中，對(duì)油井采出液摻高溫水可以有效防止井口結(jié)蠟。對(duì)于電熱管集油工藝，目前井口管道纏繞電熱帶的保溫方式效果不好，油井產(chǎn)液在該段管道的熱力損失較大，應(yīng)改進(jìn)井口的保溫技術(shù)，人為控制油井產(chǎn)液和結(jié)蠟，增強(qiáng)產(chǎn)液的流動(dòng)性，進(jìn)而達(dá)到降黏防蠟的目的，確保油井正常生產(chǎn)。

（3）加強(qiáng)地面工程與地下開發(fā)、采油工程協(xié)調(diào)配合力度，地下、地面一體化攻關(guān)，優(yōu)化系統(tǒng)運(yùn)行，以實(shí)現(xiàn)開發(fā)效益最大化。由于目前采用電熱管集油工藝的油井井口回壓相對(duì)較高，可以通過(guò)適當(dāng)提高采油工程工藝參數(shù)等級(jí)來(lái)保證更好地對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化。

（欄目主持 楊 軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.3.013