中原油田東濮老區(qū)高含水原油常溫集輸技術(shù)

黃雪松， 李 思,2*， 朱寧寧， 晁 凱， 范開(kāi)峰,2

(1.中國(guó)石化中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院， 濮陽(yáng) 457001； 2.遼寧石油化工大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院， 撫順 113001)

中原油田東濮老區(qū)經(jīng)過(guò)四十余年的開(kāi)發(fā)，采出液平均含水率升高至94.8%，加熱集輸消耗大量能源。截至2018年年底，東濮老區(qū)共有油井和計(jì)量站加熱爐643 臺(tái)，年耗氣量1 218×104m3，約占集輸系統(tǒng)總能耗的73%。同時(shí)，加熱爐存在較大安全隱患，燃燒伴生氣為濕氣，經(jīng)濟(jì)性和環(huán)保性較低。采出液含水率的大幅升高為常溫集輸提供了有利條件，可大幅減少加熱爐數(shù)量、降低加熱能耗。

易凝高黏原油在常溫輸送時(shí)容易黏附在管道內(nèi)壁，導(dǎo)致流動(dòng)面積縮小、井口回壓增大，影響集輸系統(tǒng)安全生產(chǎn)[1-2]。影響常溫集輸能否實(shí)施的因素較多、作用復(fù)雜，室內(nèi)研究方法主要包括石蠟沉積杯法、冷指法、環(huán)道實(shí)驗(yàn)法和數(shù)值模擬法等[3-9]。丁振軍[3]和田東恩[4]采用石蠟沉積杯法，將黏壁量突增時(shí)的最高溫度作為黏壁溫度，實(shí)驗(yàn)便捷，但結(jié)果易受操作過(guò)程影響，產(chǎn)生較大誤差：賈治淵[6]通過(guò)帶攪拌的冷指裝置，將冷指表面黏壁厚度突增的拐點(diǎn)作為黏壁溫度，但冷指與儲(chǔ)罐之間的Taylor-Couette流動(dòng)與實(shí)際管內(nèi)流動(dòng)存在差異；Zheng等[5]和高美堯[8]通過(guò)實(shí)驗(yàn)環(huán)道測(cè)試段的壓差曲線，將壓差陡增時(shí)對(duì)應(yīng)的溫度作為黏壁溫度，與現(xiàn)場(chǎng)流動(dòng)情況接近，但實(shí)驗(yàn)裝置造價(jià)高，操作復(fù)雜、耗時(shí)長(zhǎng)；劉曉燕等[2]和魯曉醒等[9]通過(guò)可視化試驗(yàn)環(huán)道，將流量開(kāi)始減小時(shí)刻和壓降轉(zhuǎn)折點(diǎn)對(duì)應(yīng)溫度作為黏壁溫度，但透明管內(nèi)表面的界面性質(zhì)會(huì)影響實(shí)際黏壁過(guò)程。經(jīng)過(guò)多年研究，在高含水原油流動(dòng)特性和常溫集輸安全界限等方面得到了一些有價(jià)值的成果，研究者認(rèn)為凝油黏壁現(xiàn)象是凝油黏附與剪切剝離共同作用的結(jié)果，并得到了原油物性、井口溫度、含水率、產(chǎn)液量、管線長(zhǎng)度等主要因素對(duì)常溫集輸界限的影響規(guī)律。近年來(lái)，對(duì)黏壁現(xiàn)象的研究逐漸由實(shí)驗(yàn)研究轉(zhuǎn)向微觀機(jī)理分析，通過(guò)數(shù)值模擬計(jì)算對(duì)膠凝原油顆粒的運(yùn)動(dòng)軌跡、受力變形與結(jié)構(gòu)強(qiáng)度進(jìn)行研究，從分子間作用力與能量的角度解釋黏壁問(wèn)題[10-12]，但目前針對(duì)復(fù)雜原油組成和集輸管道內(nèi)復(fù)雜流場(chǎng)，建立數(shù)學(xué)物理模型和邊界條件設(shè)置難度較大，與實(shí)際管道符合率較低。

20世紀(jì)70年代以來(lái)，中國(guó)已有多個(gè)陸上高含水期油田開(kāi)展了常溫集輸試驗(yàn)和應(yīng)用。大慶油田采用歸納法對(duì)現(xiàn)場(chǎng)常溫集輸邊界條件進(jìn)行了總結(jié)，高含水油田常溫集輸溫度界限可低至原油凝點(diǎn)2 ℃以下[2,13]。華北油田西柳站和高陽(yáng)區(qū)塊對(duì)典型高含水油井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，管輸流型為分層流，得到了管線壓降曲線隨溫度的降低呈先上升后下降再上升的規(guī)律，常溫集輸溫度界限低于凝點(diǎn)1～4 ℃[9,14]。江漢油田依托功圖計(jì)量推進(jìn)油井串接工藝，減少管線長(zhǎng)度，實(shí)現(xiàn)常溫集輸[15]。彩南油田建立了常溫集輸判斷方法和一體化實(shí)施流程，配套低溫脫水和水處理工藝和單井加熱控制方式優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)了80.6%常開(kāi)油井和全部計(jì)量站的常溫集輸[16]。此外，扶余油田、尕斯油田、延長(zhǎng)西區(qū)、蘇北油田、大港南部油田等也進(jìn)行了常溫集輸試驗(yàn)和應(yīng)用[3,6,8,11,17-18]。受基礎(chǔ)理論和試驗(yàn)井?dāng)?shù)量的限制，試驗(yàn)成果的應(yīng)用范圍還局限在試驗(yàn)油田區(qū)塊，暫時(shí)不具備在其他油田的推廣條件。

以文衛(wèi)油區(qū)為試驗(yàn)區(qū)塊開(kāi)展了常溫輸送技術(shù)研究，通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和理論分析，形成了中原油田東濮老區(qū)高含水原油常溫集輸技術(shù)系列，指導(dǎo)了集輸系統(tǒng)加熱爐的撤減，并取得了良好的應(yīng)用效果。

1 地面集輸系統(tǒng)現(xiàn)狀分析

中原東濮老區(qū)文衛(wèi)油區(qū)所轄油井578口(包括單拉井10口)，年產(chǎn)液量527.88×104t，年產(chǎn)油量28.55×104t。地面集輸系統(tǒng)主要采用二級(jí)、三級(jí)布站，有計(jì)量站74座，中轉(zhuǎn)站1座，聯(lián)合站2座，集輸管網(wǎng)如圖1所示。單井集油管線基本采用Ф76×4.5的20#無(wú)縫鋼管或非金屬管，在用集輸干支線共101條，總長(zhǎng)130.605 km，其中集油干線18條、集油支線83條。對(duì)于低液量、管輸距離較長(zhǎng)的油井，冬季采用井口加熱集油工藝，有加熱井111口(其中單拉井4口)，占總井?dāng)?shù)的19.2%；設(shè)置加熱爐的計(jì)量站34座，占45.9%。對(duì)文衛(wèi)油區(qū)加熱油井和加熱計(jì)量站的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，如表1、表2所示。部分油井和計(jì)量站產(chǎn)液量和井口溫度較低、回壓較高、管線較長(zhǎng)，常溫集輸實(shí)施難度較大，但仍有優(yōu)化潛力。

圖1 文衛(wèi)油區(qū)集輸管網(wǎng)Fig.1 Gathering and transportation pipeline network of Wenwei oilfield

通過(guò)文獻(xiàn)調(diào)研和實(shí)際生產(chǎn)情況分析，總結(jié)出常溫集輸能否實(shí)施的影響因素如下：①含水率：含水率越高，產(chǎn)出液流動(dòng)性越好，原油不容易出現(xiàn)黏壁，有利于常溫集輸；②產(chǎn)液量：產(chǎn)液量越大，管輸流體的溫降越小，同時(shí)對(duì)管線的沖刷效果和黏壁原油的剝離作用越強(qiáng)，越容易實(shí)現(xiàn)常溫集輸；③井口溫度：井口溫度越高，產(chǎn)出液流動(dòng)性越好，有利于常溫集輸?shù)膶?shí)施；④井口回壓或出站壓力：井口回壓偏高會(huì)影響原油產(chǎn)量，并帶來(lái)安全隱患；取消加熱后，管線流體溫度較低、黏度升高，使管道摩阻上升、井口回壓或出站壓力升高；⑤原油物性：如果原油的含蠟量較高，會(huì)導(dǎo)致原油凝點(diǎn)較高、黏度較大，常溫集輸時(shí)容易發(fā)生黏壁現(xiàn)象；⑥管線長(zhǎng)度：集輸管線越長(zhǎng)，一方面流體溫降越大，管線后段產(chǎn)出液黏度越高，并且沿程壓力損失越大，井口回壓越高，不利于常溫集輸；⑦地溫：地溫越高，集輸管線埋地深度越深，越有利于常溫集輸?shù)膶?shí)施。

文衛(wèi)油區(qū)地面脫氣脫水原油凝點(diǎn)為28～32 ℃，862.6～883.4 kg/m3，50 ℃原油黏度為24.1～29.0 mPa·s，含蠟量11.0～15.3%，屬于易凝高黏含蠟原油，基本物性如表3所示，常溫集輸時(shí)容易出現(xiàn)黏壁現(xiàn)象。由表1和表2可知，在加熱油井中，有48.5%的油井含水率在80%以上，有47.9%的油井產(chǎn)液量高于10 t/d，井口溫度高于30 ℃的油井占35.1%，井口回壓低于1.0 MPa的油井占47.9%，單井集油管線長(zhǎng)度小于0.6 km的有39.5%，存在較大的優(yōu)化潛力。計(jì)量站平均進(jìn)站溫度為33 ℃，平均外輸溫度為43 ℃，壓力平均值為0.58 MPa；有53.0%的計(jì)量站集液量高于100 t/d，有32.8%的計(jì)量站進(jìn)站溫度高于35 ℃，仍有一定的優(yōu)化潛力。

表1 加熱油井生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

表2 計(jì)量站生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)Table 2 Statistics of the production data of metering stations

表3 地面脫氣脫水原油基本物性

2 關(guān)鍵工藝技術(shù)

2.1 單井集油管線常溫集輸安全技術(shù)界限

通過(guò)文獻(xiàn)調(diào)研結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，采用流量Q、含水率φ和常溫集輸綜合評(píng)價(jià)參數(shù)M作為判斷是否能夠?qū)嵤┏丶數(shù)囊罁?jù)，其表達(dá)式為

(1)

式(1)中：Q為產(chǎn)液量，t/d；φ為含水率；L為單井集油管道長(zhǎng)度，m。

采用歸納法對(duì)已實(shí)現(xiàn)常溫集輸?shù)娜繂尉筒糠旨訜釂尉纳a(chǎn)數(shù)據(jù)分析結(jié)果如圖2所示，可知：①對(duì)于Q≥40 t/d的油井，φ均高于90%，M值一般較高，可全部實(shí)施常溫集輸；②當(dāng)30 t/d≤Q<40 t/d時(shí)，φ基本在85%以上，不加熱井M均大于7，因此當(dāng)油井M大于7時(shí)可考慮取消加熱；③當(dāng)20 t/d≤Q<30 t/d時(shí)，對(duì)于φ>90%的不加熱井，M均大于5，滿(mǎn)足此條件可以考慮取消加熱；④當(dāng)10 t/d≤Q<20 t/d時(shí)，對(duì)于φ>90%的油井，M>4時(shí)可實(shí)施常溫集輸；⑤對(duì)于2 t/d90%的油井，M>2時(shí)可實(shí)施常溫集輸。

圖2 油井產(chǎn)液量與井口溫度、壓力、含水率和 綜合評(píng)價(jià)參數(shù)關(guān)系Fig.2 Relationship of liquid production rate with wellhead temperature, back pressure, water fraction and comprehensive evaluation parameter, respectively

由此，提出單井集油管線常溫集輸安全技術(shù)界限為

(2)

由于基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的局限性，該結(jié)論需要現(xiàn)場(chǎng)實(shí)驗(yàn)的進(jìn)一步驗(yàn)證。經(jīng)過(guò)前期調(diào)研和現(xiàn)場(chǎng)踏勘，確定了現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)地點(diǎn)和方案。于2019年初在明14號(hào)計(jì)量站的計(jì)量分離器出口安裝現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)裝置，如圖3所示。所轄7口油井暫時(shí)停用井口加熱爐后，通過(guò)閥門(mén)開(kāi)關(guān)控制切換進(jìn)入試驗(yàn)裝置的單井產(chǎn)出液，并在線測(cè)量流體流量、溫度和壓力，根據(jù)壓力變化判斷能否實(shí)施常溫集輸。

圖3 明14號(hào)計(jì)量站現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)裝置Fig.3 Field test apparatus in Ming 14 metering station

對(duì)進(jìn)行的40余個(gè)試驗(yàn)工況和取得的200余組數(shù)據(jù)進(jìn)行歸納和分析，結(jié)果如表4所示。當(dāng)壓力無(wú)明顯升高時(shí)，說(shuō)明該工況下流體流動(dòng)性較好，管線內(nèi)無(wú)原油黏壁現(xiàn)象，可實(shí)施常溫集輸；當(dāng)壓力出現(xiàn)升高時(shí)，說(shuō)明該工況下流體流動(dòng)性下降，管線內(nèi)開(kāi)始出現(xiàn)原油黏壁現(xiàn)象，處于常溫集輸界限附近；當(dāng)壓力出現(xiàn)明顯升高時(shí)，說(shuō)明該工況下流體流動(dòng)性較差，管線內(nèi)出現(xiàn)了明顯的原油黏壁現(xiàn)象，常溫集輸不能實(shí)施。這與提出的單井集油管線常溫集輸安全技術(shù)界限基本相符，驗(yàn)證了其可行性。

表4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)工況及壓力變化情況

按照提出的常溫集輸安全技術(shù)界限，撤銷(xiāo)了單井加熱爐25臺(tái)。對(duì)于不滿(mǎn)足常溫集輸條件的油井，低于三相分離器溫度的前提下，可根據(jù)實(shí)施條件取消部分計(jì)量站加熱爐。

2.2 集輸干支線常溫輸送安全技術(shù)界限

文衛(wèi)油區(qū)計(jì)量站外輸流體含水率均高于90%，由集油干、支線串接進(jìn)入聯(lián)合站或中轉(zhuǎn)站。如表5所示，2019年初聯(lián)合站和中轉(zhuǎn)站三相分離器工作溫度高于原油凝點(diǎn)3～4 ℃，集油干線末端進(jìn)站溫度分別高于原油凝點(diǎn)6、12、4 ℃，與大慶油田等高含水期油田相比，存在較大的優(yōu)化空間。結(jié)合低溫破乳劑處理工藝和聯(lián)合站優(yōu)化簡(jiǎn)化改造的實(shí)施，各站三相分離器脫水溫度可降至原油凝點(diǎn)附近，來(lái)液進(jìn)站溫度高于原油凝點(diǎn)3 ℃，3座站場(chǎng)的進(jìn)站溫度分別降低3、9、1 ℃。由此推測(cè)，系統(tǒng)上游計(jì)量站來(lái)液進(jìn)管線溫度也可相應(yīng)降低。

表5 聯(lián)合站流體進(jìn)站溫度和三相分離器工作溫度優(yōu)化

選取具有代表性的計(jì)量站液量及管道規(guī)格，利用Pipephase軟件對(duì)冬季最冷月計(jì)量站外輸管道溫度進(jìn)行了模擬計(jì)算，地溫為8 ℃，流體含水率90%，部分計(jì)算結(jié)果如表6所示。對(duì)于高含水原油，當(dāng)保證管道末端溫度在凝點(diǎn)以上時(shí)，取消加熱輸送不會(huì)對(duì)管道壓降造成太大影響，因此主要從輸送溫度上考慮計(jì)量站常溫輸送實(shí)施條件。由于流體實(shí)際含水率要高于90%，且進(jìn)入干支線后會(huì)受到其他計(jì)量站來(lái)液的帶動(dòng)或加熱，在保證高于管線末端溫度不低于三相分離器溫度的前提下，可根據(jù)實(shí)施條件取消部分計(jì)量站加熱爐。

表6 冬季典型工況下計(jì)量站外輸管道末端溫度計(jì)算結(jié)果

將管道末端溫度不低于三相分離器溫度作為依據(jù)，確定可以實(shí)現(xiàn)常溫輸送的外輸溫度TR。提出明一聯(lián)合站和明二中轉(zhuǎn)站集輸干支線常溫輸送安全技術(shù)界限如下，馬寨聯(lián)合站集輸干支線TR可再降低4 ℃，可表示為

(3)

根據(jù)提出的安全技術(shù)界限，撤銷(xiāo)了11座計(jì)量站加熱爐。對(duì)于不滿(mǎn)足條件的計(jì)量站，可以通過(guò)添加流動(dòng)改性劑和管道串并聯(lián)優(yōu)化等措施，實(shí)現(xiàn)常溫輸送。采取保障措施后，仍需要加熱的計(jì)量站，可保留加熱方案。

2.3 納米復(fù)合降凝劑處理工藝

對(duì)于高含水原油，傳統(tǒng)的原油降凝劑在集輸過(guò)程中受水流卷的影響，分散效果較差，降凝效果難以發(fā)揮。針對(duì)常規(guī)降凝劑分散性能不適合高含水工況條件的問(wèn)題，研發(fā)了溶油疏水型納米復(fù)合降凝劑，由納米氧化鋁載體和負(fù)載在其上的降凝聚合物構(gòu)成，共同起到降凝作用，納米氧化鋁與降凝聚合物的質(zhì)量比為(1～2)∶100。納米氧化鋁為β-氧化鋁和(或)γ-氧化鋁，粒徑30～100 nm，是多孔性材料，作為載體具有較高表面活性。降凝聚合物由二元醇和有機(jī)磺酸反應(yīng)制得，分子質(zhì)量20 000左右，結(jié)構(gòu)式如圖4(a)所示，容易吸附在納米氧化鋁表面以及孔結(jié)構(gòu)中，經(jīng)超聲處理與納米氧化鋁反應(yīng)形成如圖4(b)所示的結(jié)構(gòu)牢固結(jié)合，避免從納米氧化鋁表面脫離。降凝聚合物中的非極性基團(tuán)可以在蠟晶生長(zhǎng)的過(guò)程中與石蠟共晶，其他部分則阻礙蠟晶的進(jìn)一步長(zhǎng)大，能較好地改變蠟晶結(jié)構(gòu)。

對(duì)新型納米復(fù)合降凝劑進(jìn)行評(píng)價(jià)，熱處理溫度75 ℃，加劑濃度為50×10-6～150×10-6，測(cè)試加劑后的原油凝點(diǎn)、黏度，含水率80%時(shí)的原油黏壁溫度采用石蠟杯法進(jìn)行測(cè)試，結(jié)果如表7所示。經(jīng)降凝劑處理后，原油凝點(diǎn)、黏度和黏壁溫度大幅下降；隨著加劑濃度的增加，降凝效果逐漸提高；加劑濃度為100×10-6時(shí)，可使原油凝點(diǎn)降低14～15 ℃，在40 ℃、剪切率20 s-1時(shí)黏度下降41.3%，含水率80%、剪切率20 s-1時(shí)原油黏壁溫度降低11～12 ℃；之后再提高加劑濃度，降凝效果改善不明顯。說(shuō)明該納米復(fù)合降凝劑能夠均勻分散在高含水原油中，有效改變蠟晶結(jié)構(gòu)和強(qiáng)度，從而大幅降低原油凝點(diǎn)、黏度及原油黏壁溫度，保障高含水原油低溫流動(dòng)的安全性。

表7 納米復(fù)合降凝劑評(píng)價(jià)結(jié)果

于2019年2月在文衛(wèi)采油一區(qū)M486和511C單井作為現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井，這兩口井產(chǎn)液量較低、井口回壓高、含水率80%左右。采用柱塞泵連續(xù)向油井油套環(huán)空間點(diǎn)滴加注降凝劑，加劑濃度100×10-6，利用井底的熱力和抽油時(shí)的攪拌條件實(shí)現(xiàn)含水原油與藥劑的充分混合，達(dá)到降低原油黏壁溫度效果。如表8所示，納米復(fù)合降凝劑加注后，井口回壓顯下降，取得了良好的效果，加注10 d后取消井口加熱爐，停爐后井口回壓無(wú)明顯變化，實(shí)現(xiàn)了冬季單井管線常溫集輸。

表8 納米復(fù)合降凝劑單井加注現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)工藝參數(shù)

2.4 低溫高效破乳劑處理工藝

實(shí)施常溫集輸后，較低溫度下原油的析蠟量增加，使原油黏度上升、油水界面膜強(qiáng)度和油包水乳狀液穩(wěn)定性提高，可能導(dǎo)致常規(guī)破乳劑破乳和分離器脫水效果下降。以酚醛樹(shù)脂和四乙烯胺類(lèi)為引發(fā)劑、無(wú)機(jī)堿為催化劑，與環(huán)氧丙烷、環(huán)氧乙烷聚合，研發(fā)了水溶性低溫高效破乳劑，分子質(zhì)量8 000左右。進(jìn)行低溫高效破乳劑室內(nèi)評(píng)價(jià)，在加注量50×10-6、30 ℃下的脫水率達(dá)到94%。對(duì)納米復(fù)合降凝劑和低溫高效破乳劑的配伍性進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，破乳劑對(duì)降凝劑的降凝效果沒(méi)有影響，由于降凝劑能夠改善蠟晶結(jié)構(gòu)和分布狀態(tài)，對(duì)破乳劑的效果有一定促進(jìn)作用。

2019年1月在馬14號(hào)計(jì)量站進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)加注試驗(yàn)，通過(guò)現(xiàn)有加注設(shè)備進(jìn)行加注，濃度為50×10-6，高含水原油由馬14號(hào)站經(jīng)馬二集油干線進(jìn)入馬寨聯(lián)合站，三相分離器出口含水率由11%降至6%，脫水效果得到明顯改善。

明一聯(lián)合站三相分離器工作溫度降低后，含水率升高至21%。于2019年6月在衛(wèi)30號(hào)計(jì)量站進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)加注，濃度為80×10-6，現(xiàn)場(chǎng)加注裝置如圖5所示。高含水原油由衛(wèi)30號(hào)站經(jīng)衛(wèi)二線進(jìn)入明一聯(lián)，加注5 d后三相分離器出口含水率由21%降至8%，取得了明顯的脫水效果。

圖5 低溫高效破乳劑現(xiàn)場(chǎng)加注裝置Fig.5 Field injection apparatus of low-temperature and high-efficiency demulsifier

2.5 集輸管網(wǎng)優(yōu)化工藝

2.5.1 單井集油管線優(yōu)化

優(yōu)化前文衛(wèi)油區(qū)有87.5%的油井采用放射狀單井集輸方式進(jìn)入計(jì)量站，單井管線長(zhǎng)度較長(zhǎng)、液量偏低、井口回壓較高，常溫集輸受到限制。單井非承載式功圖計(jì)量技術(shù)應(yīng)用后，計(jì)量站簡(jiǎn)化為計(jì)量閥組，可根據(jù)油井分布情況優(yōu)化單井集油管線路由，采用“枝狀串接”集輸方式進(jìn)入附近支干線，減少管線長(zhǎng)度，同時(shí)解決舊管線腐蝕穿孔帶來(lái)的問(wèn)題；以大液量帶動(dòng)小液量，合理提高單井集油管線流速，降低單井集油管線輸送時(shí)熱損失，降低井口回壓，實(shí)現(xiàn)井口無(wú)加熱爐生產(chǎn)。以明1號(hào)計(jì)量站單井管網(wǎng)優(yōu)化情況為例進(jìn)行說(shuō)明，優(yōu)化情況如圖6所示。

圖6 明1計(jì)量站單井管網(wǎng)優(yōu)化示意圖Fig.6 Optimization of the gathering line network to Ming 1 metering station

根據(jù)明7計(jì)量站所轄單井管網(wǎng)情況，取消腐蝕嚴(yán)重的明389井和明400側(cè)井單井管線；明212側(cè)井和明389井單井管線串接后接已建干線，優(yōu)化單井管線路由；將明52井、明400側(cè)井串聯(lián)后接入396井單井外輸管線，中途接入明391井，4口井串接后直接跨站接入已建集輸支干線，共新建單井管線1 000 m。改造后原加熱油井明396和明389實(shí)現(xiàn)常溫集輸，同時(shí)最遠(yuǎn)的明52井井口回壓由改造前1.2 MPa下降至1.0 MPa。

2.5.2 集輸干線優(yōu)化

將路由相近、腐蝕老化嚴(yán)重且集輸效率低的集輸干線進(jìn)行優(yōu)化合并，提高管輸效率，減少維護(hù)成本。以明2線優(yōu)化為例進(jìn)行說(shuō)明，圖7為明2線優(yōu)化改造示意圖。

圖7 明二線優(yōu)化示意圖Fig.7 Optimization of Ming second trunk line

優(yōu)化前，明8計(jì)量站、明11計(jì)量站、明15計(jì)量站液量合計(jì)427.8 t/d，管線外輸規(guī)模為450 t/d；明9計(jì)量站液量為207.6 t/d，管線外輸規(guī)模為250 t/d。將明二線中明9計(jì)量站合并至明五線，原明二線液量并入明一線，明二線停用。

優(yōu)化后，明一線管輸液量由943.4 t/d上升至1 151.0 t/d，明五線管輸液量由834.5 t/d上升至1 262.3 t/d，同時(shí)減少了集輸干線長(zhǎng)度2.2 km。管網(wǎng)回壓明顯降低，原明9計(jì)量站回壓由0.68 MPa降至0.59 MPa，明2線及明5線已建最遠(yuǎn)油井井口回壓由1.32 MPa下降至0.95 MPa。明二中轉(zhuǎn)站進(jìn)站溫度由36 ℃下降至32 ℃，停用4座計(jì)量站加熱爐。

3 應(yīng)用效果

將以上關(guān)鍵工藝技術(shù)作為主體，形成中原油田東濮老區(qū)高含水原油常溫集輸技術(shù)系列，集成應(yīng)用在文衛(wèi)油區(qū)，整體實(shí)施效果如表9所示。2019—2020年，文衛(wèi)油區(qū)共撤銷(xiāo)單井加熱爐67臺(tái)，計(jì)量站加熱爐28臺(tái)，集輸系統(tǒng)運(yùn)行安全平穩(wěn)，平均溫度下降3.9 ℃，平均集輸系統(tǒng)效率由36.3%提高至40.8%。每年可降低天然氣用量197.1×104m3，節(jié)約燃料費(fèi)、維修費(fèi)等成本536.4萬(wàn)元，增加輕烴產(chǎn)品收入75.8萬(wàn)元。此外，降低了安全風(fēng)險(xiǎn)和環(huán)境污染，大幅消除安全環(huán)保隱患點(diǎn)，減少安全環(huán)保治理費(fèi)用。高含水原油常溫集輸技術(shù)是支撐老油田高含水期地面系統(tǒng)整體重構(gòu)優(yōu)化的關(guān)鍵，有效保障了油田地面系統(tǒng)低耗高效、綠色低碳運(yùn)行，成功推動(dòng)了油田提質(zhì)增效，取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益，并具有良好的推廣應(yīng)用前景。

表9 常溫集輸技術(shù)應(yīng)用效果

4 結(jié)論

(1)提出了單井集油管線和集輸干支線常溫集輸安全技術(shù)界限，科學(xué)指導(dǎo)了單井加熱爐和計(jì)量站加熱爐的撤減。

(2)研發(fā)了納米復(fù)合降凝劑和低溫高效破乳劑，形成常溫集輸加劑處理配套工藝，拓寬了常溫集輸應(yīng)用范圍。

(3)通過(guò)集輸管網(wǎng)路由優(yōu)化，大幅減少了集輸管線長(zhǎng)度，提高了管道液量，降低了井口回壓，有助于常溫集輸?shù)倪M(jìn)一步實(shí)施。

(4)形成以“單井和計(jì)量站常溫輸送條件、納米降凝劑和低溫破乳劑處理工藝、集輸管網(wǎng)優(yōu)化工藝”為主體的中原油田東濮老區(qū)高含水原油常溫集輸技術(shù)系列，在文衛(wèi)油區(qū)集成應(yīng)用后，撤減單井加熱爐67臺(tái)、計(jì)量站加熱爐28臺(tái)，每年可減少天然氣用量197.1×104m3、創(chuàng)效612.2萬(wàn)元，有效保障了油田地面集輸系統(tǒng)安全高效、綠色低碳運(yùn)行，取得了顯著的社會(huì)經(jīng)濟(jì)效益。