不加热集油工艺技术20 世纪 70 年代中期，针对我国大部分油田原油具有“三高”（高含蜡、高凝固点、 高粘度）的特点，以及油气集输主要采用加热流程存在着能耗较高的情况，燃料化学工 业部领导提出了节能降耗的要求，各油田积极响应，在油田生产中努力降低油气集输温 度，减少集输过程的热量消耗，有针对性地开展了不加热集输试验及配套技术研究，到 目前为止，根据油田自然环境和油田特点以及油品物性、井口出油温度的不同，按照集 油流程拓扑结构的不同，形成单管和双管两常用的不加热集油工艺特色技术：1、 单管不加热集输（1）井口加药降粘不加热集输该技术适用范围较广，一般用于井口出油温度比 较低（比原油凝固点低10°C以上）、原油凝固点比较高（36°C以下）、粘度比较高（50°C 粘度U 50为100〜200mPa.s以下）、原油含水不太高（20%以下）的油田，含水较高时效 果更好 2）管线保温、投球清蜡不加热集输该技术适用于含水较低或不含水、井口出 油温度比较低（低于原油凝固点 5~10C ）、原油凝固点和粘度不太高（卩50小于 100mPa.s）的油田主要措施是选用优质材料对集输管线保温，定期井口投球清蜡。
3）自然不加热集输该技术适用于含水超过“转相点”、油井出液温度达到原油 凝固点的的高含水油井转相点”即油井产液开始由油包水型转变为水包油型的含水 率我国各油田原油乳化液“转相点”一般为55%〜70%大庆和塔里木原油65%左右， 中原原油 62%左右原油含水达到和超过“转相点”后，流动阻力明显降低，因此不用 附加措施即可“自然”实现不加热集输，但应检测和确定油田原油的“转相点”和井口 出液温度2、 双管不加热集输该技术适用范围很广，实际应用也很普遍，尤其对于原油凝固点较高、粘度较高（U 50大于200mPa.s）、含水较低，或单井产液量低，采用单管不加热措施难于实现不加热 集输的情况下，都可采用双管掺活性水的办法实现不加热集输另外，对于一些初期采 用双管掺热水流程，随着油井产液量的增加，井口出油温度的升高，如大庆的聚合物井 后期开发，采用了双管出油不加热集油流程1 大庆油田不加热集油工艺技术1.1 电热保运单管不加热集油工艺新建油井采用树状支线接入集油干线，在端点井井口设电加热器，端点井至第2口 井的出油管道采用电热管，其余井间支、集油干线均选用保温钢管其主要目的是为了 保证端点井在实际产量低于开发预测产量时，可以起到起点升温的作用，而配备电热管 是考虑端点井井口作业不生产时维持该段管道的温度。
两级布站，单井计量采用软件量 油，油井热洗采用热洗车热洗方式适用于井口出油温度高，满足进站温度要求的不加 热集油井图 1 为电热保运单管不加热集油系统图图 1 电热保运单管不加热集油系统图由于管网采用树状流程，集油管道用量远小于常规双管及环状掺水流程，另外，单 井产量高，井口出油温度大于凝固点，单管树状集油流程正常生产时充分利用了井口能 量，因此，该工艺优于常规集油工艺在采油三厂北二西 4 队二类油层聚驱井产能中的 45 口油井中采用了该项工艺，详 见图7该区块基建油井45 口，开发预测平均单井产液量为90t/d，综合含水95%，单 井井口平均出油温度33.1°C〜34.5°C，原油凝固点29°C，不加热集油进转油站温度为 32.2°C〜33.6C与双管掺水流程及环状掺水流程相比，分别节省集油掺水管道 78%（48.4km）、68%（28.8km），节省投资及十年运行费用现值 71.5%（1605万元）、61.3%（1015万元）北二西4队二类油层聚驱井产能在2009年10月7日已全部投产运行，从投产后运 行数据中分析可知，该区块产液量平均在75.9m3/d左右，含水率在92.2%左右，井口回 压在0.5MPa左右，井口出油温度平均26.4C左右，进站温度在31.8C左右，由于实际 产量低于开发预测产量，目前端点井电加热器及电热管全部启用，生产运行较为平稳， 满足了生产需求。
通过对生产运行情况进行的调查，主要有以下几点认识：1） 单井计量采用的是软件量油，对于电泵井、高产井产量计量误差较大，对于井 口压力波动较大的井无法计量，同时，井口数据不能实现远传，无故障实时报警设施， 建议井口加装油水井单井计量数据传输系统，实现实时数据自动采集、油井工况诊断、 故障实时报警2）为了增强对油井产量波动等开发因素变化的适应性，建议端点井电加热器由固 定式改为活动式，为产量低无法实现不加热集油的井配备，进一步降低建设投资3）干线上串井数较多，一旦管线穿孔泄漏，影响面较大为此，要进一步研究安 全生产的技术保障措施及优化干线串井数2.2 单管深埋保运不加热集油工艺 多井串联支线进站，依靠井口回压及出油温度，管线深埋冻土层以下，自压集油进 站，井口配备油水井计量装置单井计量，井口配点滴加药装置以便加入阻垢剂、降粘剂 为了保证生产作业及清蜡等状态下集油系统的安全运行，采用超导热洗车对集油支线进 行清蜡、扫线以及热洗作业，做到一车多用，在转油站至集油阀组间之间建设采暖管道， 既能解决阀组间采暖又可以做站间集油干线集输的保运措施原理流程见图 8在 2010 年南二三区西部二类油层聚驱产能建设中，利用聚驱油井产量高，井口出油温 度高的有利条件，选择了集油半径最短的两座新建计量站所辖的38口井开展了单管不加热 集油试验。
为了减少端点井，油井之间采用串接的方式，每2 口~3口井串成1 条支线，油 井支线接入集油阀组间，共新建集油支线16条，阀组间至转油站为集油、采暖2 条干线， 管道采用纳米玻璃内衬防腐保温钢管，深埋-2m，井口回油立管采用不加热集输工艺阀岛保温，油水井计量装置单井计量，超导热洗车洗井，站外系统布局见图9单井平均产液量52t/d〜81t/d，综合含水91.2%〜98.3%，井口出油温度34.5°C〜36°C，凝固点33.5°C经计算，油井回油温度接近或高于凝点，具备不加热集输条件掺水热洗管道，建设投资节省了20.4%（约293.7万元），运行费用节省12.1%（11.1万元）, 投资及十年费用现值节省了 18.3%（约373万元）该项目处于规划方案阶段，还未实施2.3 单管通球保运不加热集油工艺该工艺采用单井单管接入阀组间（计量站），在井口安装投球阀（丛式井组只需在 1 口 井安装），在阀组间设收球及发球装置，配井口点滴加药装置，计量站电采暖，井口设 油水计量装置单井计量井口出油温度可以满足采出液自压至转油站进站，温度高于或 接近凝固点，工艺流程见图 4图 4 单管通球保运不加热集油工艺2008 年采油六厂喇嘛甸油田南中东一区高浓度聚合物驱产能建设中 132 口油井采 用单管通球保运集油工艺，配备单井计量装置132套，超导热洗装置4 套。
开发预测平 均单井产液量32t/d〜43t/d，综合含水78.5%〜98%，井口出油温度36.9°C〜40.6°C,凝 固点26.5C自2009年8月12日起至今，油井陆续全部投产，目前除6 口井供液不足 关井外，其余126 口井生产运行2009年10月10日，现场实测平均单井产液31.7t/d， 平均油压0.84MPa，平均含水88.53%，平均回油温度22.8C由于目前还没有竣工决算，我们按照概算价格将单管通球保运工艺与双管掺水流程 进行了对比，集油管道节省了 50%（70.4km），建设投资节省30%（1864.53万元），投资及 十年运行费用现值节省了 21%（1493.7万元）通过对一个多月的现场运行情况的调查，有以下几点认识：1） 有些井井口回压较高，单井回压超过1.5MPa的设计压力，最高达4.2MPa,初 步分析是由于有部分井含水率处于原油转相点 65%附近或含水率较低，原油粘度高所 致；另外产液量较低，井口出油温度低，采出液在集输管道中流动性能差，推力小，通 球很难运行设计院正在对该区块的原油流变性、原油物性进行试验分析，进一步查找 原因，初步提出以下建议：对产量过低的井采用井口设活动电加热器的临时措施加热升 温；选择适合的降粘剂、降凝剂井口加药。
2） 目前井口虽然已配备油水井单井计量装置，但由于信息入网及网络安全问题， 还没有实现无线数据传输及事故报警，应尽快完善无线远传及报警系统3） 基于南中东单管通球工艺实际生产运行情况，设计院对该工艺进一步进行了简 化，在 2009 年北一区断东聚驱后井网重构试验产能建设中 5 口油井采用了单干管树状 通球工艺：该工艺是多井接到1 条干线上，每口井设通球装置，在阀组间收球，单井采 用翻斗量油的方式进行计量，热洗车洗井2 大庆油田不加热技术界限大庆油田根据水驱高含水原油流变特性，结合喇萨杏油田井口出油温度及凝固点的 实际情况，研究给出了不加热集油的技术界限：1） 产液量15t/d〜25t/d，含水率90%以上或产液量25t/d〜30t/d，含水率85%〜90% 或产液量40t/d以上，含水率80%〜85%的油井可实现夏、秋季单管出油不加热集油， 冬、春季双管掺常温水不加热集油2） 产液量25t/d〜30t/d，含水率90%以上或产液量30t/d〜40t/d，含水率85%以上 的油井可实现全年单管不加热集油3） 产液量40t/d以上，含水率85%以上的油井可实现全年双管不加热集油VVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVVV1990年，长庆安塞油田开发建设，该油田属于低渗透、低产油田，建成48xl04t/a 产能规模，原油集输采用了单管和双管不加热集输流程，集输半径达 5km。
1990年，塔里木轮南油田开发建设，采用了单管密闭不加热常温集输流程，在随后 开发建设的塔中4、塔中16、塔中串珠状、哈得、大宛齐、东河塘等油田都采用单管密 闭不加热常温集输流程1991年，吐哈鄯善油田80x104t/a产能建成投产，该油田单井产油15t/d，原油凝固 点为14〜20°C，原油集输采用了集输管道保温、井口投球清蜡措施后，实现全油田单管 不加热集输；1992年建设的吐哈丘陵油田以及随后建设的温吉桑、米登、红连等油田都 采用单管投球清蜡、不加热集输流程1995 年，长庆靖安油田开发建设，采用了丛式井双管不加热集输流程；2003 年， 长庆西峰油田开发建设，采用丛式井单管不加热集输流程2005 年，大港油田在港西油田地面系统简化过程中，取消了掺水系统，集油工艺由 掺水流程全部改成单管集输流程，取得了很好的效果。