苗彥平 范秀芹 朱治國 李棟 王軍 許雙龍 魏紅曼

華北油田分公司第三采油廠

在油田開發(fā)過程中，相對于三管伴熱及摻水集油等工藝[1-3]，常溫集油工藝流程簡單，能耗較低，是油田開發(fā)過程中的最優(yōu)選擇，但是由于原油在開發(fā)過程中，產(chǎn)出液由油層流向井筒，并經(jīng)過井筒流向井口，在此過程中熱能逐漸損失，造成井口溫度過低，不能滿足常溫輸送進站的要求[4-6]。據(jù)統(tǒng)計，華北油田采油三廠有豐富的地熱資源，生產(chǎn)區(qū)域內(nèi)地層熱能為4.12×1018J，如果能有效利用地層熱能[7-8]，減少原油在井筒舉升過程中的熱能損失，可提高井口產(chǎn)出液溫度，對于改善井筒內(nèi)產(chǎn)出液流態(tài)，減少結(jié)蠟段長度，改變油井維護方式以及采取地面常溫集油工藝具有十分重要的意義。

1 現(xiàn)狀及潛力分析

華北油田采油三廠地處饒陽凹陷中南部，油層平均深度在3 000 m，油層溫度在86～162℃之間，生產(chǎn)區(qū)域內(nèi)地層熱能為4.12×1018J。下泵深度平均為1 952 m，井口油溫為25～37℃，析蠟點在井口以下600～800 m之間，凝固點為30～33℃。日常生產(chǎn)過程中油井需要定期進行熱洗及使用化學藥劑清防蠟等維護工作，地面采用三管伴熱及摻水集輸工藝流程。豐富的地熱資源為油田高級環(huán)保開采提供了有利的條件，為充分利用地層自身熱能，減少井筒內(nèi)熱能損失，提高井口出油溫度，對保溫隔熱油管進行了研究，其對實現(xiàn)地面常溫集輸具有很大的應(yīng)用潛力。

2 保溫隔熱油管

2.1 原理及結(jié)構(gòu)設(shè)計

在普通油管外壁均勻包裹一層具有超強隔熱保溫功能、導(dǎo)熱系數(shù)低、防水性好的隔熱材料，形成隔熱保溫層[8-10]，保溫隔熱油管結(jié)構(gòu)組成如表1所示，外觀及接箍圖如圖1所示。該隔熱保溫層可大大降低油管內(nèi)原油由井底向井口流動過程中向地層散失的熱能損失，提高井口產(chǎn)液溫度，改善原油在井筒中的流態(tài)。

表1 保溫隔熱油管結(jié)構(gòu)Tab.1 Heat insulation structure of tubing

圖1 保溫隔熱油管外觀及接箍圖Fig.1 Outside view and coupling of heat insulation tubing

2.2 技術(shù)關(guān)鍵點

（1）本體密封、保溫技術(shù)。為徹底杜絕作業(yè)洗井污水與外裹隔熱材料的接觸，對保溫隔熱油管進行本體結(jié)構(gòu)的完善，隔熱材料外套一層密封套，在密封套外纏繞一層裹緊帶，防止纏繞鋼帶將隔熱密封套損壞；在兩端增加丁腈密封圈和不銹鋼鋼圈，強制密封，解決了油管與保護層之間的密封，保證了隔熱油管密封后不進任何油、氣、水物質(zhì)，確保了其隔熱保溫效果。

（2）接箍結(jié)構(gòu)材料優(yōu)化技術(shù)。采用丁腈材料與隔熱材料并用，使其更具有柔韌性，并與油管本體密封更緊，使得接箍處溫度不易損失；連接方式優(yōu)化為快速不銹鋼扎緊帶連接方法，現(xiàn)場安裝更方便快捷。

（3）保溫隔熱油管全管段由耐磨防腐層+隔熱保溫層組合而成，進一步解決了材料熱脹冷縮造成的影響，現(xiàn)場操作少了接箍處理連接工序，操作更方便、快捷。

2.3 保溫隔熱油管下管深度優(yōu)化

為了實現(xiàn)保溫隔熱油管下管深度最優(yōu)化，編寫了優(yōu)化設(shè)計軟件。若以單井原油析蠟點為參考數(shù)值，首先按全井下入保溫隔熱油管進行仿真模擬，計算出油溫度不低于析蠟點則滿足要求，進行優(yōu)化設(shè)計確定合理下管深度，從而實現(xiàn)結(jié)蠟點上移至井口，降低抽油機負荷。如果計算結(jié)果不滿足要求，則該井不適用。

若以降低稠油影響為目標，則以給定的抽油機最大負荷為參考數(shù)值，根據(jù)其受力公式反算原油黏度，確定該黏度下的原油溫度，按全井下入保溫隔熱油管進行仿真模擬，計算出油溫度不低于凝固點溫度則滿足要求，進行優(yōu)化設(shè)計確定合理下深，從而實現(xiàn)井筒降黏，降低抽油機負荷。如果計算結(jié)果不滿足要求，則該井不適用。具體選井依據(jù)見表2。

表2 復(fù)合隔熱油管仿真優(yōu)化技術(shù)模型Tab.2 Simulation and optimization technical model of composite heat insulation tubing

3 現(xiàn)場應(yīng)用及效果評價

3.1 試驗范圍

在采油三廠八里莊油田優(yōu)先進行示范應(yīng)用，后逐步向其他油田推廣。八里莊油田有聯(lián)合站1座、接轉(zhuǎn)站1座、計量站4座、油井104口、開井73口，日產(chǎn)液2 468.5 m3，日產(chǎn)油279 m3，綜合含水率為89%。應(yīng)用保溫隔熱油管前，有35口油井的井口溫度≥35℃，可直接常溫輸送進站，剩余38口油井無法常溫輸送。為此對這38口井集油流程采取新路由，串接改造為8組管線集油進站，并對改造后8組管線中12口井逐步應(yīng)用保溫隔熱油管，應(yīng)用后單井不再進行熱洗及使用化學藥劑清防蠟等日常維護工作，實現(xiàn)了八里莊油田常溫集輸進站。

3.2 試驗結(jié)果

12口油井應(yīng)用保溫隔熱油管前后參數(shù)對比見表3。應(yīng)用的38口單井集輸參數(shù)見表4，各井組地面集輸管線走向見圖2～圖4。

表3 油井應(yīng)用保溫隔熱油管前后參數(shù)對比Tab.3 Comparison of parameters befor and after oil well application of heat insulation tubing

表4 38口單井集輸參數(shù)Tab.4 Gathering and transportation parameters of 38 single wells

圖2 間12-1計量站單井管線走向Fig.2 Pipeline trend of single wells in Jian 12-1 Measuring Station

圖3 間12-2計量站單井管線走向Fig.3 Pipeline trend of single wells in Jian 12-2 Measuring Stations

集油管線新建路由原則：根據(jù)38口井井位、產(chǎn)液量及井口溫度等參數(shù)，本著高溫井帶低溫井、產(chǎn)液量高的油井帶產(chǎn)液量低的油井的原則，盡量按照現(xiàn)有的模式和布局，利舊部分集油管線，更換部分腐蝕嚴重的管線，確定單管集油管線路由及串聯(lián)情況。

保溫隔熱油管選井原則：確定38口井8組管線新路由后，對每個井組油井原油凝點及集輸參數(shù)進行測定，依據(jù)測定的參數(shù)確定井組首端井能夠保障該井組常溫輸送的出油溫度，通過保溫隔熱油管優(yōu)化仿真技術(shù)，模擬井筒及井口的溫度，根據(jù)每個井組管線對井口出油溫度的需求，選出12口井應(yīng)用保溫隔熱油管提溫，應(yīng)用后實現(xiàn)了八里莊油田常溫集輸。

圖4 里4計量站單井管線走向Fig.4 Pipeline trend of single wells in Li 4 Measuring Station

3.3 應(yīng)用效果

應(yīng)用保溫隔熱油管后，單井井口溫度平均提高14.9℃，最高提溫22℃，懸點載荷平均降低6.6%，日耗電平均下降8.6%，檢泵周期平均延長187 d，年節(jié)約燃料油875.32 t，并且單井實現(xiàn)了不洗井、不加藥的日常維護方式，整個八里莊油田實現(xiàn)了常溫集輸進站，有效降低了加熱爐的燃料油消耗和污染排放，實現(xiàn)了油田節(jié)能高效開發(fā)。

4 結(jié)束語

（1）充分利用了油田地熱資源，通過應(yīng)用保溫隔熱油管技術(shù)，降低了井筒舉升過程中的熱能損失，提高了井口出油溫度。溫度的提高使得油井結(jié)蠟點上移，單井不再進行熱洗及使用化學藥劑清防蠟等日常維護工作，簡化了地面工藝設(shè)計，實現(xiàn)了應(yīng)用井組常溫輸送進站，減少了加熱爐燃料油消耗，實現(xiàn)了節(jié)能清潔環(huán)保生產(chǎn)，特別是在京津冀地區(qū)技術(shù)應(yīng)用意義重大。

（2）保溫隔熱油管的應(yīng)用有效提高了井口出油溫度，使得油井在不依靠任何外界能量的條件下常溫集輸進站，是井筒舉升工藝以及地面集輸方式的革命性變革，保溫隔熱油管的成功應(yīng)用對高含水、高含蠟油田的開發(fā)和維護提供了技術(shù)借鑒。