保温隔热油管在地面常温集油工艺中的研究与应用

苗彦平 范秀芹 朱治国 李栋 王军 许双龙 魏红曼

华北油田分公司第三采油厂

在油田开发过程中，相对于三管伴热及掺水集油等工艺[1-3]，常温集油工艺流程简单，能耗较低，是油田开发过程中的最优选择，但是由于原油在开发过程中，产出液由油层流向井筒，并经过井筒流向井口，在此过程中热能逐渐损失，造成井口温度过低，不能满足常温输送进站的要求[4-6]。据统计，华北油田采油三厂有丰富的地热资源，生产区域内地层热能为4.12×1018J，如果能有效利用地层热能[7-8]，减少原油在井筒举升过程中的热能损失，可提高井口产出液温度，对于改善井筒内产出液流态，减少结蜡段长度，改变油井维护方式以及采取地面常温集油工艺具有十分重要的意义。

1 现状及潜力分析

华北油田采油三厂地处饶阳凹陷中南部，油层平均深度在3 000 m，油层温度在86～162℃之间，生产区域内地层热能为4.12×1018J。下泵深度平均为1 952 m，井口油温为25～37℃，析蜡点在井口以下600～800 m之间，凝固点为30～33℃。日常生产过程中油井需要定期进行热洗及使用化学药剂清防蜡等维护工作，地面采用三管伴热及掺水集输工艺流程。丰富的地热资源为油田高级环保开采提供了有利的条件，为充分利用地层自身热能，减少井筒内热能损失，提高井口出油温度，对保温隔热油管进行了研究，其对实现地面常温集输具有很大的应用潜力。

2 保温隔热油管

2.1 原理及结构设计

在普通油管外壁均匀包裹一层具有超强隔热保温功能、导热系数低、防水性好的隔热材料，形成隔热保温层[8-10]，保温隔热油管结构组成如表1所示，外观及接箍图如图1所示。该隔热保温层可大大降低油管内原油由井底向井口流动过程中向地层散失的热能损失，提高井口产液温度，改善原油在井筒中的流态。

表1 保温隔热油管结构Tab.1 Heat insulation structure of tubing

图1 保温隔热油管外观及接箍图Fig.1 Outside view and coupling of heat insulation tubing

2.2 技术关键点

（1）本体密封、保温技术。为彻底杜绝作业洗井污水与外裹隔热材料的接触，对保温隔热油管进行本体结构的完善，隔热材料外套一层密封套，在密封套外缠绕一层裹紧带，防止缠绕钢带将隔热密封套损坏；在两端增加丁腈密封圈和不锈钢钢圈，强制密封，解决了油管与保护层之间的密封，保证了隔热油管密封后不进任何油、气、水物质，确保了其隔热保温效果。

（2）接箍结构材料优化技术。采用丁腈材料与隔热材料并用，使其更具有柔韧性，并与油管本体密封更紧，使得接箍处温度不易损失；连接方式优化为快速不锈钢扎紧带连接方法，现场安装更方便快捷。

（3）保温隔热油管全管段由耐磨防腐层+隔热保温层组合而成，进一步解决了材料热胀冷缩造成的影响，现场操作少了接箍处理连接工序，操作更方便、快捷。

2.3 保温隔热油管下管深度优化

为了实现保温隔热油管下管深度最优化，编写了优化设计软件。若以单井原油析蜡点为参考数值，首先按全井下入保温隔热油管进行仿真模拟，计算出油温度不低于析蜡点则满足要求，进行优化设计确定合理下管深度，从而实现结蜡点上移至井口，降低抽油机负荷。如果计算结果不满足要求，则该井不适用。

若以降低稠油影响为目标，则以给定的抽油机最大负荷为参考数值，根据其受力公式反算原油黏度，确定该黏度下的原油温度，按全井下入保温隔热油管进行仿真模拟，计算出油温度不低于凝固点温度则满足要求，进行优化设计确定合理下深，从而实现井筒降黏，降低抽油机负荷。如果计算结果不满足要求，则该井不适用。具体选井依据见表2。

表2 复合隔热油管仿真优化技术模型Tab.2 Simulation and optimization technical model of composite heat insulation tubing

3 现场应用及效果评价

3.1 试验范围

在采油三厂八里庄油田优先进行示范应用，后逐步向其他油田推广。八里庄油田有联合站1座、接转站1座、计量站4座、油井104口、开井73口，日产液2 468.5 m3，日产油279 m3，综合含水率为89%。应用保温隔热油管前，有35口油井的井口温度≥35℃，可直接常温输送进站，剩余38口油井无法常温输送。为此对这38口井集油流程采取新路由，串接改造为8组管线集油进站，并对改造后8组管线中12口井逐步应用保温隔热油管，应用后单井不再进行热洗及使用化学药剂清防蜡等日常维护工作，实现了八里庄油田常温集输进站。

3.2 试验结果

12口油井应用保温隔热油管前后参数对比见表3。应用的38口单井集输参数见表4，各井组地面集输管线走向见图2～图4。

表3 油井应用保温隔热油管前后参数对比Tab.3 Comparison of parameters befor and after oil well application of heat insulation tubing

表4 38口单井集输参数Tab.4 Gathering and transportation parameters of 38 single wells

图2 间12-1计量站单井管线走向Fig.2 Pipeline trend of single wells in Jian 12-1 Measuring Station

图3 间12-2计量站单井管线走向Fig.3 Pipeline trend of single wells in Jian 12-2 Measuring Stations

集油管线新建路由原则：根据38口井井位、产液量及井口温度等参数，本着高温井带低温井、产液量高的油井带产液量低的油井的原则，尽量按照现有的模式和布局，利旧部分集油管线，更换部分腐蚀严重的管线，确定单管集油管线路由及串联情况。

保温隔热油管选井原则：确定38口井8组管线新路由后，对每个井组油井原油凝点及集输参数进行测定，依据测定的参数确定井组首端井能够保障该井组常温输送的出油温度，通过保温隔热油管优化仿真技术，模拟井筒及井口的温度，根据每个井组管线对井口出油温度的需求，选出12口井应用保温隔热油管提温，应用后实现了八里庄油田常温集输。

图4 里4计量站单井管线走向Fig.4 Pipeline trend of single wells in Li 4 Measuring Station

3.3 应用效果

应用保温隔热油管后，单井井口温度平均提高14.9℃，最高提温22℃，悬点载荷平均降低6.6%，日耗电平均下降8.6%，检泵周期平均延长187 d，年节约燃料油875.32 t，并且单井实现了不洗井、不加药的日常维护方式，整个八里庄油田实现了常温集输进站，有效降低了加热炉的燃料油消耗和污染排放，实现了油田节能高效开发。

4 结束语

（1）充分利用了油田地热资源，通过应用保温隔热油管技术，降低了井筒举升过程中的热能损失，提高了井口出油温度。温度的提高使得油井结蜡点上移，单井不再进行热洗及使用化学药剂清防蜡等日常维护工作，简化了地面工艺设计，实现了应用井组常温输送进站，减少了加热炉燃料油消耗，实现了节能清洁环保生产，特别是在京津冀地区技术应用意义重大。

（2）保温隔热油管的应用有效提高了井口出油温度，使得油井在不依靠任何外界能量的条件下常温集输进站，是井筒举升工艺以及地面集输方式的革命性变革，保温隔热油管的成功应用对高含水、高含蜡油田的开发和维护提供了技术借鉴。