華北油田公司第三采油廠

常溫集輸工藝是目前油田應(yīng)用最廣泛的集輸工藝，其流程簡單，能耗較低，是油田站外集輸工藝的第一選擇。對于井口溫度較高的油井，可以直接實現(xiàn)常溫輸送或通過油井之間的簡短串接實現(xiàn)常溫輸送，但對于井口溫度較低或距離站場較遠的油井，直接實現(xiàn)常溫輸送比較困難。為使此類油井也可以實現(xiàn)常溫輸送，在不采取井口加藥及電加熱等方式的情況下，通過提高井口產(chǎn)液溫度即可實現(xiàn)常溫集輸。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)有地熱能為4.12×1018J，豐富的地熱資源為常溫集輸提供了有利的條件。為實現(xiàn)地熱資源的高效利用[1-2]，研究應(yīng)用了復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管技術(shù)，通過降低井筒舉升過程中的熱能損失，提高井口產(chǎn)液溫度，實現(xiàn)應(yīng)用區(qū)塊常溫輸送，達到了節(jié)能降耗、降本增效的目的。

1 現(xiàn)狀及潛力分析

留北油田目前運行聯(lián)合站1座，地熱站1座，接轉(zhuǎn)站3座，計量站8座，共有油井124口，開井84口，日產(chǎn)液4 281 t，日產(chǎn)油229.8 t，綜合含水94%，析蠟點在井口以下500～700 m之間，凝固點在29～32 ℃之間。其中35口油井的井口產(chǎn)液溫度≥35 ℃，可直接常溫輸送進站，剩余49口油井無法常溫輸送[3-5]，需要采用三管伴熱集輸工藝流程，其循環(huán)用水量大，能耗高[6-7]，采油三廠已經(jīng)逐年對三管伴熱集輸工藝進行改造。留北油田地面系統(tǒng)流程老、能耗高，在集輸工藝改造方面仍存在較大的節(jié)能空間，并且所轄區(qū)塊及周圍沒有較大的新區(qū)產(chǎn)能，所以有必要對其進行流程簡化優(yōu)化，達到節(jié)能降耗、提高效益的目的。

2 復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管出油溫度分析

復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管是在D89 mm油管內(nèi)襯一層4 mm厚的材質(zhì)為氣凝膠的隔熱保溫材料+3 mm厚高密度聚乙烯材料制作的內(nèi)管。其中隔熱材料起到減少井筒舉升過程中的熱能損失及提高井口產(chǎn)液溫度的作用；高密度聚乙烯制作的內(nèi)管起到防偏磨的作用。

采用單一變量法原則，對井筒溫度場影響因素進行敏感性分析。分別改變井筒中的產(chǎn)液量、含水率及復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管下深仿真分析不同井筒鋪設(shè)方案的井筒溫度分布，預(yù)測井口出油溫度，為指導(dǎo)復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管的應(yīng)用提供理論依據(jù)[8-9]。

2.1 產(chǎn)液量與出油溫度關(guān)系

產(chǎn)液量越高，井筒液體攜帶的熱量越多，液流速度加快，在相同時間內(nèi)同等熱能損失情況下，保留的熱能越多，井口溫度就越高。隨著液量增加，井口溫度增加值先提升后下降，復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管存在提高溫度的極值。當下入普通油管時，不同產(chǎn)液量與井筒溫度的關(guān)系如圖1所示；當下入復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管時，不同產(chǎn)液量與井筒溫度的關(guān)系如圖2所示。

圖1 下入普通油管時不同產(chǎn)液量與井筒溫度關(guān)系Fig.1 Relationship of wellbore temperature with different fulid yield when running into common tubing

2.2 含水率與出油溫度關(guān)系

當產(chǎn)液量一定時，含水率上升，井口溫度上升。在液量一定、復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管下深一定時，隨著含水率不斷增加，井口溫度增加幅度不斷變小。當下入普通油管時，不同含水率與井筒溫度的關(guān)系如圖3所示；當下入復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管時，不同含水率與井筒溫度的關(guān)系如圖4所示。

圖2 下入復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管時不同產(chǎn)液量與井筒溫度關(guān)系Fig.2 Relationship of wellbore temperature with different fulid yield when compound heat insulation lined tubing is inserted

圖3 下入普通油管時不同含水率與井筒溫度關(guān)系Fig.3 Relationship of different water content and wellbore temperature when running into common tubing

圖4 下入復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管時不同含水率與井筒溫度關(guān)系Fig.4 Relationship different water content and wellbore temperature when compound heat insulation lined tubing is inserted

2.3 復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管下深與出油溫度關(guān)系

隨著復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管下深的增加，井口溫度逐漸升高；井口溫度增加幅度逐漸變小。在現(xiàn)場實際應(yīng)用中，具體結(jié)合單井凝固點及析蠟點數(shù)據(jù)，綜合考慮其經(jīng)濟效益，根據(jù)目標需求確定合適的下管深度。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

應(yīng)用復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管前，有35口油井的井口出油溫度≥35 ℃，可直接常溫輸送進站；對無法常溫輸送的剩余49口井集輸流程采取新路由，串接改造為11組管線集輸進站，并對改造后11組管線中的17口井應(yīng)用復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管。應(yīng)用前后參數(shù)對比如表1所示。

表1 17口油井應(yīng)用復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管前后參數(shù)對比Tab.1 Comparison of parameters before and after the application of compound heat insulation lined tubing in 17 oil wells

3.1 地面集輸設(shè)計

集輸管線新建路由原則：根據(jù)49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)液量高帶產(chǎn)液量低油井的原則，盡量按照現(xiàn)有的模式和布局，利舊部分集輸管線，更換部分腐蝕嚴重的管線，確定單管集輸管線路由及串聯(lián)情況。

復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管選井原則：確定49口井11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)確定井組遠端井應(yīng)用復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管，以保障應(yīng)用井組常溫輸送。通過測算選出17口井應(yīng)用復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管提溫。

應(yīng)用的49口單井集輸參數(shù)見表2～表5，各井組地面集輸管線走向見圖5～圖8。

表2 路3計量站外單井集輸參數(shù)Tab.2 Gathering and transportation parameters of single well outside Lu 3 Measuring station

圖5 路3計量站單井管線走向Fig.5 Pipeline trend of single well in Lu 3 Measuring Station

3.2 應(yīng)用效果

應(yīng)用后，單井井口溫度平均提高12.8 ℃，最高提溫19 ℃，懸點載荷平均降低5.8%，日耗電平均下降10.8%，檢泵周期平均延長272天以上并持續(xù)有效，年節(jié)約燃料油1 672.31 t，并且單井實現(xiàn)了不洗井不加藥的日常維護方式，留北油田84口油井實現(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。

表3 路15-1計量站外單井集輸參數(shù)Tab.3 Gathering and transportation parameters of single well outside Lu15-1 Measuring Station

圖6 路15-1計量站單井管線走向Fig.6 Pipeline trend of single well in Lu15-1 Measuring Stations

表4 路15-2計量站外單井集輸參數(shù)Tab.4 Gathering and transportation parameters of single well outside Lu15-2 Measuring Station

圖7 路15-2計量站單井管線走向Fig.7 Pipeline trend of single well in Lu15-2 Measuring Station

表5 路27計量站外單井集輸參數(shù)Tab.5 Gathering and transportation parameters of single well outside Lu 27 Measuring Station

圖8 路27計量站單井管線走向Fig.8 Pipeline trend of single well in Lu 27 Measuring Station

4 經(jīng)濟效益分析

經(jīng)濟效益計算分為節(jié)約藥劑費用、減少耗電費用、減少熱洗費用、減少熱洗壓產(chǎn)、減少燃料油消耗五個部分。留北油田地面常溫集輸改造自2017年開始規(guī)劃進行建設(shè)，至2018年完全建成，至今運行良好，經(jīng)濟效益如表6所示。

表6 經(jīng)濟效益分析Tab.6 Economic benefit analysis table

2017—2018年經(jīng)濟效益計算：①減少藥劑費用3.87萬元；②減少耗電費用3.79萬元；③減少熱洗費用30.21萬元；④減少熱洗壓產(chǎn)影響費用163.79萬元；⑤減少燃料油消耗費用788.78萬元；⑥材料加工費334.54萬元。留北油田地面集輸創(chuàng)經(jīng)濟效益655.9萬元。投資回收期為0.51年。

5 結(jié)論

（1）留北油田常溫集輸工藝的成功應(yīng)用為采油三廠其他油田的常溫集輸提供了技術(shù)借鑒。

（2）充分利用了油田地熱資源，通過應(yīng)用復(fù)合隔熱內(nèi)襯油管技術(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，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)，特別是在京津冀環(huán)境敏感區(qū)應(yīng)用意義重大。