第2章 原油集输流程

CrudeGathering&TranspotationEngineering主讲：黄坤E-Mail:swpuhk@126.com石油工程学院油气储运研究所原油集输工程1Chapter2Crudegathering&transportationprogress集输站场的类型和功能原油集输流程常用集油工艺不加热集油工艺

主要内容第二章原油集输流程

2了解原油集输的布站形式、特点及适用条件；

掌握原油矿场计量站、接转站和联合站的作用和主要任务；掌握原油集输工艺流程和原油密闭集输技术；掌握原油集油工艺和流程；了解油水井在线远传计量技术。基本要求第二章原油集输流程

3将各个油井生产出来的油气产物进行收集、转输、分离、计量、净化、稳定，直至生产合格的油、气产品的全部工艺过程总称为油气集输工艺流程。油气集输工艺流程第二章原油集输流程

4魏岗油田王集油田稠联江河油田下二门油田双河油田新庄油田杨楼油田古城油田赵凹油田井楼油田

河南油田开发现状河南油田1978年投入开发建设，建成了魏岗、双河（双、江油区）、下二门、赵凹、王集等六个高凝、高含蜡稀油油田。稀油油田采用注水开发方式。1988年古城、井楼稠油油田投入开发建设；2004年新庄、杨楼稠油油田投入开发建设。古城油田B123、124区普通稠油采用常采，其它稠油区块采用注蒸汽吞吐热采开发方式。第二章原油集输流程

5魏岗油田王集油田稠联江河油田下二门油田双河油田新庄油田杨楼油田古城油田赵凹油田井楼油田

河南油田开发现状

河南油田已进入特高含水开发期，截止2008年3月底建油水井3276口，其中采油井2557口，注水井719口;日产液6.27×104m3

，日产油水平5126t，日注水平55045m3，油田综合含水91.79%。第二章原油集输流程

6魏联王集油田稠联江联下联双联新庄油田杨楼油田古城油田赵凹油田井楼油田

河南油田工艺现状第二章原油集输流程

7第一节集输站场的类型和功能

Typeandfunctionof

gathering&transportationstation采油井场分井计量站接转站集中处理站一、集输站场的类型8二、集输站场的功能1．采油井场1）控制和调节从油层采出的油(液)、气数量，满足油田开发的需要；2）提供完成油井井下作业的条件；3）保证将油井采出的油(液)和气收集起来。第一节集输站场的类型和功能

92．分井计量站

1）油井采出的油(液)、气的集中计量和集中管理；

2）为完成油(液)、气集输提供实施各种工艺措施，在采用掺热水(油)的油气集输方式时，可提供掺热水(油)的分配阀组，以便于向所管辖的油井分配和输送热水(油)。

第一节集输站场的类型和功能

10图2-1两相计量站工艺原理流程框图第一节集输站场的类型和功能

11图2-2三相计量站工艺原理流程框图第一节集输站场的类型和功能

12第一节集输站场的类型和功能

13第一节集输站场的类型和功能

14第一节集输站场的类型和功能

15油、水井在线远传计量技术(补充）

油井计量主要分为油井不分离计量技术和分离计量技术。国内油田主要采用的是分离计量技术，分离计量技术是采用分离设备对油井采出液进行气液分离后，进行油井产液量计量的方式，常用的分离计量技术主要有：自动玻璃管计量、人工玻璃管计量、油井计量车、翻斗计量装置、双容积计量装置、油井三相计量装置等几种类型。

我油田在实施油井自动软件计量以前主要应用的是人工玻璃管计量。16油田公司信息中心ORACLE数据库服务器

GPRS无线传输数据电信Internet主机电信无线基站工况采集监视机油井远程计量服务器用户终端数据呼叫数据呼叫数据呼叫

由RTU将采集到的数据点加密打包，通过GPRS无线传输到基站，进行加密打包转发到电信intel服务器，再由电信intel服务器加密打包转发到油田公司ORACLE服务器，再通过局域网专用端口传送到采油厂监控机保存、解释，然后上传到产液量自动计量服务器进行信息处理分析。基本原理及应用范围17（1）抽油机井在线计量技术

原理：通过传感器采集油井载荷与冲次数据，将地面示功图应用杆柱、液柱和油管三维振动数学模型，同时考虑泵挂深度、杆柱组合、油气比、出砂情况、油品性质等边界条件求解，得到井下泵功图，然后应用泵功图识别技术来计算油井产液量。18

通过传感器测试油嘴前后压差，应用多相流节流公式，建立相应数学模型，用电流数值进行修正，计算出产液量。嘴后压力传感器嘴前压力传感器（2）电泵井在线计量技术19（3）螺杆泵井在线计量技术

通过测量螺杆泵电机转速，建立相应的数学模型，配合电流数值修正，计算出产液量，从而为油井的工艺简化中存在的井口计量问题扫清了最后一个障碍。转速传感器20（4）太阳能全无线注水井自动计量系统无线磁电流量计无线压力变送器太阳能电池组件

针对油田的大多数注水井井场无供电电源，常规的自动化采集技术不能适应注水井现场数据采集的特点，并结合最新的电子技术、传感器技术、数据传输技术和注水井工艺，尤其在无外部供电情况下如何寻求新能源、同时节电使系统更长时间工作方面，应用了太阳能供电技术和微功耗技术，最终实现了注水井远程数据采集传输。21

（5）开发计量及分析优化综合软件

形成了集数据采集、监控、分析、展示的一体化综合分析软件，能够进行功图诊断、产量计算、油水井预警及综合分析与优化功能。22

简化工作开展后，需要定期检测在线计量的精度，及时核对油井的生产状况，准确地掌握油井的生产状态以及远程计量系统的工作动态。同时为解决油井含水化验问题，大港油田开展了油井的计量标定技术的研究，进行了油水密度测试技术、油气水三相流量技术、双分离管计量流量技术的现场试验评价。

油水密度测试仪油气水三相流量仪双分离管计量流量计（6）油井计量标定技术233．接转站1）油气收集系统中以为液体增压为主要功能；2）将从分井计量站来的油(液)、气混合物进行分离、计量或脱除游离水；3）向计量站供掺水、保温、热洗清蜡用的热水，投加防垢剂、破乳剂。第一节集输站场的类型和功能

244．联合站(集中处理站)

1）接收油井、分井计量站或接转站输送来的油(液)和气；

2）对油(液)和气进行分离、净化；

3）对原油进行稳定，回收油田气体中的凝液等；

4）将符合标准的原油、油田气、轻烃，经计量后分别输送到矿场油库和用户；

5）含水原油中脱出的含油污水送至污水处理装置，处理后回注油层。第一节集输站场的类型和功能

25第一节集输站场的类型和功能

26江河示范区井站位置图19#站15#站35#站14#站江联第一节集输站场的类型和功能

27第二节原油集输流程

Crudegathering&transportationprogress

集输流程的布站形式油气集输工艺流程密闭集输技术28魏联王集转油站稠联江联下联双联新庄油田杨楼油田古城油田赵凹油田井楼油田河南油田原油集输系统现状图第二节原油集输流程

29下二门集气站下二门联合站何楼安棚集气站江河联合站井楼交油岗魏岗联合站河南油田天然气集输现状图第二节原油集输流程

30

一、确定原油集输流程的基本原则１）有利于油田持续安全生产２）降低油气集输工艺过程的油气损耗和自耗油、气量３）工程投资要省，生产运行费用要低４）采用新工艺、新技术、新材料、新设备

第二节原油集输流程

31二、集输流程的布站形式集输流程的布站形式有：二级布站三级布站一级半或一级布站联合站计量站油井接转站联合站计量站油井接转站第二节原油集输流程

321.二级布站的集输流程

1）油气分输流程图2-4二级布站油气分输流程框图第二节原油集输流程

33油气分输流程的特点简化了井场，分井集中周期性计量，油、气分别处理；出油、集油、集气管线分别采用不同的输送工艺；对不同的油井都能适应，对油田中后期井网的调整比较灵活，操作方便可靠，且易于集中控制管理；但油、气分输、集气系统复杂，工程量、设备、钢材、投资消耗量大。第二节原油集输流程

342）油气混输流程

图2-5二级布站油气混输流程框图第二节原油集输流程

35油气混输布局特点

除具有分输流程的优点外，简化了集气系统。原油稳定及回收天然气凝液在处理量变化幅度大时操作不适应。采出水集中处理后，需有处理合格采出水的管网，配给各注水站。第二节原油集输流程

362.三级布站图2-6三级布站集输流程框图第二节原油集输流程

37三级布站的特点将油气分离、原油脱水与采出水处理和注水集中建站，使采出水就地利用；避免了建设处理合格采出水的管网，可建设规模较大的原油稳定和回收天然气凝液的装置。但系统复杂，投资大。第二节原油集输流程

38三级布站应用实例

原苏联萨莫特洛尔油田位于西西伯利亚，气候条件恶劣，年平均温度-30℃，最低温度-53℃，属于冻土和永冻土地带。地面湖泊、沼泽占地近50％。原油相对密度0.84～0.86，凝固点-20～30℃，油气比4～200m3/t。第二节原油集输流程

39

设计采用组装化计量站、单管不加热集油三级布站集输流程。全油田共布中央集油站2座，转油站30座，计量站900座，油水井9000口。年生产原油6290×104t，含水87.9％，单井产油量23.1～17.1t/d。井口控制压力1.6～1.8MPa，每个丛式井场5～7口井，计量站控制井数14口。三级布站应用实例第二节原油集输流程

403.一级半布站图2-3一级半布站集输流程第二节原油集输流程

41一级半布站的应用情况

国外的许多油田，都采用一级半布站集输流程，即数口井设计量阀组，在集中处理站设三相分离计量装置对全油区油井计量。我国胜利宁海油田等曾试用过这种流程；吐哈鄯善油田已局部采用这种流程，吐哈丘陵油田已全面采用这种流程，塔里木东河塘油田则采用一级布站集输流程，取得了简化工艺、降低投资的效益。第二节原油集输流程

42一级半布站应用实例若某油田7天计量一次，每次连续计量时间

1h，则每座计量装置可计量的油井可达168口，也即一个油井总数为168口井的油区（块）只用一座计量装置，放在联合站即可。但若按原二级布站考虑，要设16～17座计量站。一级半布站可节省投资至少20％，而且由于流程简化，便于实现油田自动控制，从而便于油田管理。第二节原油集输流程

43江联江河区简化后管网图主线一主线二主线三简化为单管集输流程、采用串接、T接方式。掺水井采用T接、枝状掺水。第二节原油集输流程

44三、原油密闭集输流程

根据油田油气集输工艺的密闭程度，分为开式集输流程与密闭集输流程两种。石油及天然气等混合物从油井中出来，经过收集、中转、分离、脱水、原油稳定，暂时贮存，一直到外输计量的各个过程都是与大气隔绝的集输流程叫密闭集输流程。若其中有部分过程不与大气隔绝就叫开式集输流程。第二节原油集输流程

45附图1开式集输流程图1—计量分离器；2—流量计；3—气体流量计；4—一级油气分离器；5—二级油气分离器；6—含水油罐；

7—一段脱水泵；8—沉降罐含油污水排除泵；9—沉降罐；10—脱水加热炉；11—二段脱水泵；12—脱水器；13—不含水油罐；14—外输油泵；15—外输加热炉；16—外输油流量计第二节原油集输流程

46图2-7密闭、集输流程示意图l—油井；2—三相分离器；3—四合一装置；4—二合一装置；5—发球筒；6—输油泵；7—掺水泵；8—收球筒；9、20—加热炉；10—沉降罐；11、13、14、18—缓冲罐；12—脱水罐；15、17—输油泵；16—污水泵；19—送料泵；21—稳定油罐；22—负压脱气塔；23—塔底泵；24—外输泵第二节原油集输流程

47密闭集输流程的优点原油和天然气在集输过程中的损耗低，产品质量高，减少了对大气的污染；结构简单，减少了原油和水的接触时间，提高了脱水质量并降低了脱水成本；减少了加热炉和锅炉的热负荷，提高了整个油气集输系统的热效率；有利于提高自动化程度，提高管理水平；工艺流程简单、紧凑，省钢材，投资少。第二节原油集输流程

48第三节常用集油工艺

Processfrequentlyused

forcrudegathering

为完成油气的收集和输送任务，而采取的工艺措施称为集油工艺。加热集油工艺掺液集油工艺热源伴随保温集油工艺49一、单管加热集油工艺

单管加热集油工艺是指井口加热、一条集输管道、油气混输的集油工艺。图2-8二级布站的加热集油流程框图第三节常用集油工艺50

1.井口加热单管流程

井口加热单管流程是将计量站布置在8～10口井的适当位置上，每口井采用单一管线将油气混输集中到计量站内，计量后输送集中处理站进行处理。单井来的油气先经过水套加热炉加热。第三节常用集油工艺51井加热炉井场计量站计量分离器

集输阀组集油站联合站井口加热单管集输流程第三节常用集油工艺522.井口加热单管流程的特点井场上设有水套加热炉，它除用来加热油井产物外，还可用来实现热油循环清蜡；计量站设备简单；节省钢材，对地质条件复杂的油井适应性较强；管理不便；停井或作业时需要清扫管线，否则会堵塞管线；对无气或少气的油井，有时井场水套炉需要另敷设供气管线。第三节常用集油工艺533.井口加热单管流程的适用条件

适用于原油凝点高于油气集输管线环境温度的轻质原油和中质原油、单井原油产量大于10t/d、生产油气比大于30m3/t，且采油井能连续生产的油田。第三节常用集油工艺544.含蜡原油的流变特性

由于我国绝大部分油田为高含蜡、高凝点、高粘度原油（表2-1-1），为保证其有较好的流动性，习惯上都采用加热保温的方法，以确保集输处理过程的正常进行。含蜡原油的性质是采用加热流程的依据。第三节常用集油工艺55表2-1-1主要油田高含蜡易凝原油性质第三节常用集油工艺56附图3流体的流变曲线1—牛顿流体；2—塑性流体；3—假塑性流体。牛顿流体剪切应力：第三节常用集油工艺571)高含蜡原油在不同温度下的流变特性

在较高温度下为牛顿流体。在较高温度下，蜡全部溶解于原油中，原油基本上为液态的单相体系。粘度只随温度而变化，具有完全的牛顿流体特性；温度稍降低时，开始析出部分石蜡结晶，虽是液态烃与蜡晶颗粒的两相体系，但粘度只随温度变化，仍为牛顿流体，但“析蜡温度”以后的粘温曲线会有所变化。第三节常用集油工艺58

在较低温度下为非牛顿流体。在较低温度下，原油中析出大量的蜡晶并互相聚集成海绵块状，这时粘度不再是温度的单一函数，还随剪切速率变化，原油转入非牛顿流体。转入非牛顿流体的温度称为反常点或反常温度，我国含蜡原油的反常点一般比其凝点高5～15℃。2）高含蜡原油在不同温度下的流变特性第三节常用集油工艺59附图4含蜡原油的粘温曲线第三节常用集油工艺60刚进入反常点的原油流变特性偏离牛顿流体不远，常常符合假塑性流体的流变特性。

当温度接近凝点甚至低于凝点时，原油中的石蜡相互连接成空间网络，严重限制了原油的流动，这时的原油常表现为屈服假塑性体，某些原油表现为宾汉姆塑性体。３）高含蜡原油在不同温度下的流变特性第三节常用集油工艺61二、掺液集油工艺

掺液集输工艺从分井计量站到采油井井口有两条管道，一条集油管道，一条掺液管道。图2-9双管掺液集油工艺流程框图第三节常用集油工艺621.双管掺水流程

双管掺水流程有掺热水和掺活性水两种情形。该流程井口至计量站设计两条管线，一条为出油管线。另一条为掺水管线。由计量或联合站供水，掺水量和掺水温度可根据油田的油品性质，不同含水期及工艺要求而定。第三节常用集油工艺63附图5双管掺热水流程第三节常用集油工艺64

掺活性水流程与掺热水流程在流程布局上差不多，不同点是掺进带有表面活性剂的水，由于表面活性剂的作用，可以使原油粘度降低，起到防蜡的作用。掺水温度为常温，能节约大量燃料。近来的趋势是人们把这种防蜡降粘剂和脱水用的破乳剂常合为一剂一次从井口加入，起到降粘防蜡和管道脱水的作用。第三节常用集油工艺652.双管掺水流程的特点能较好地适应高粘高含蜡原油的输送；具有井场简单，管理集中；热耗指标低、对井网加密调整及改变采油方式的适应性强；油田进入高含水期后有利于实现常温输送；但该流程计量不够准确，掺水管及相关设备容易腐蚀、结垢。第三节常用集油工艺663.双管掺水流程的适用条件对高含蜡、高凝点、高粘度的中质和重质原油，一般单井产量都不高，由于流动性差，宜采用井口掺热水或掺热活性水的双管流程，以改善流体的流动性能。例如河南魏岗、大港羊三木油田的原油就属这类；凡需要加热输送的原油，均可采用井口掺热水的双管流程。但因双管掺水流程的计量问题比较复杂，对于单井产量较低、间歇采油的油井，不宜采用掺热水的双管流程。第三节常用集油工艺674.双管掺水流程的应用实例

大港油田1976年以来逐步完善了掺活性水不加热集输流程，在脱后污水中加入表面活性剂AE1910，再将其掺入油井套管环形空间及出油管线，实现原油不加热输送。

第三节常用集油工艺68胜利宾南油田掺活性水，掺水温度8～50℃，加入2070药剂，加药量为万分之一，实现了不加热集油。大庆油田在低含水期掺入活性水或热水达到降粘保温输送的目的。还定期注入高在热水洗井清蜡，在中高含水期可掺入常温水，利用掺水管线实现常温集油。该流程较好地解决了大庆高寒地区高凝原油的集油保温和洗井清蜡问题。第三节常用集油工艺69三、热源伴热保温集油工艺

热源伴热保温集油工艺是在出油、集油管线上设有外部热源伴随，以保持管线内流体的温度。热水伴热集油蒸汽伴热集油电伴热集油第三节常用集油工艺70

在计量站内设有供热水装置，热水管单独保温，回水管与井口出油管联合保温伴热进站，这是一种通过管道间换热来间接加热的集油工艺。1．热水伴热集油工艺图2-10热水伴随保温集油工艺流程框图第三节常用集油工艺711)热水伴随三管流程

热水伴随三管流程：井口至计量站有三根管，一根集输油气，一根输送热水，另一根回水管。对回水管和油管线伴热保温，用的热水由接转站或计量站提供，再分配至各井。第三节常用集油工艺72附图6三管流程示意图1—生产、计量分离器；2—除油分离器；3—缓冲油罐；4—外输油泵；5—外输加热炉；6—缓冲水罐；7—循环水泵；8—循环水加热炉第三节常用集油工艺732)热水伴随三管流程的特点适应性强，适用于自喷井，抽油机井，低压、低产井，在油田中、后期地面建设中调整灵活、方便；井场简单、集中计量、集中管理，易于自动化；同双管掺水流程比，计量方便、准确；耗热指标高，耗钢材量大、投资高；热水管线腐蚀严重，管线易结垢，管理费用高。第三节常用集油工艺743)热水伴随三管流程的适用条件当单井产量较低、油井不能连续生产、油井出水时，如果采用掺热水双管流程，将给油井计量带来较大困难时，应采用热水伴热三管流程；对凝点高于集输管线埋深土壤温度的轻质和中质原油必须加热保温才能输送，但是当单井产量小于5t/d，生产油气比小于15m3/t，不能采用井口加热单管流程，可以采用热水伴热三管流程，也可采用井口掺热水（或活性水）双管流程，具体实施应经可行性研究之后确定。第三节常用集油工艺75

蒸汽伴热集油工艺和热水伴热集油工艺，这两种集油工艺都热量损失大，集输流程复杂，其投资和经营费用都比较高，除非特殊需要，一般不采用热水（或蒸汽）伴热集油工艺。2．蒸汽伴热集油工艺

第三节常用集油工艺761）双管蒸汽伴随流程

原油从井口到计量站的加热、保温均依靠蒸汽管线的伴随，原油从计量站到联合站的加热是依靠加热炉进行加热后外输。蒸汽是从计量站的锅炉出来，通过蒸汽分配阀组一部分供计量站本身使用（如厂房、设备以及原油的加热保温用），另一部分去各井的蒸汽伴随管线。第三节常用集油工艺77附图7双管蒸汽伴随流程

1——生产、计量分离器；2—除油分离器；3—缓冲油罐；4—外输油泵；5—外输加热炉；6—锅炉；7—水池第三节常用集油工艺782）双管蒸汽伴随流程的优点井场简化、集中计量、管理方便，易实现集中控制和自动化；对粘度高、产量低的油井，地质条件复杂的油田适应性比较好，对间歇性生产的井，也能适应，生产可靠，启动方便；对油田中、后期地面建设调整适应性比较灵活。第三节常用集油工艺79

蒸汽耗能大，一般每小时在250～300公斤／公里的量，热损耗大，效率低。耗水量大，需要有专门供水系统，水质需要进行处理，否则锅炉结垢速度快，蒸汽管线腐蚀严重。3）双管蒸汽伴随流程的缺点第三节常用集油工艺80稠联新庄油田杨楼油田古城油田井楼油田下二门浅层系

河南油田稠油区块示意图

河南油田稠油经过二十年的开发和建设，已逐步形成了具有河南油田特点的稠油地面集输工艺和供热系统。

第三节常用集油工艺81河南油田：单井注采合一、蒸汽伴热集输流程

集输、供热系统配汽阀组减压伴热阀组注汽锅炉井注汽站计量站注汽锅炉配汽阀组减压伴热阀组井高压分汽阀组高压分汽阀组注汽干管注汽支管单井注采合一管线集输阀组集油站稠油联合站

集输阀组稠油联合站掺水管线第三节常用集油工艺82河南油田：单井注采分开、掺水降粘集输流程

集输、供热系统配汽阀组注汽锅炉井注汽站计量站注汽锅炉配汽阀组井高压分汽阀组高压分汽阀组注汽干管注汽支管单井注采合一管线集输阀组集油站稠油联合站减压伴热阀组集输阀组稠油联合站掺水管线掺水管线单井注汽管线第三节常用集油工艺83

电伴热集油是指用电能补充被伴热物体在集油工艺过程中的热损失，使流动介质温度在一定工艺范围内的集油工艺。电热带伴热集肤效应电伴热3．电伴热集油工艺第三节常用集油工艺84

电伴热系统主要由电源、电热带、温控器（恒功率式电热带）或恒温器（变功率式电热带）以及接线盒、二通、三通、尾端等附件构成。1）电热带伴热

第三节常用集油工艺85图2-11恒功率型电热带外型第三节常用集油工艺86图2-12恒功率型电热带结构原理第三节常用集油工艺87图2-13变功率电热带工作原理图第三节常用集油工艺88

集肤效应电伴热又叫管道工频加热法，是用于管道伴热保温的新技术，适于较长距离的集油管道的伴热和加热。2）集肤效应电伴热

第三节常用集油工艺89①集肤效应电伴热构成图2-14集肤效应电伴热构成图l—集油管道；2—保温层；3—保护外壳；4—伴热管第三节常用集油工艺90②集肤效应电伴热原理和特点图2-15集肤效应电伴热原理图第三节常用集油工艺91③集肤效应伴热的工程计算方法管线的散热量可按下式计算：

集肤效应伴热的工作电流可按下式计算：第三节常用集油工艺92

伴热装置伴热总电压V的计算考虑两部分内容，一是电缆的电压降Vg；二是钢管的电压降Vl。其计算方法为：伴热所用功率计算：第三节常用集油工艺93④集肤效应电伴热的技术特点适应性广泛运行安全可靠，安装维修方便能耗低，经济效益好便于实现自动化第三节常用集油工艺94第四节不加热集油工艺

Heatlesscrudegatheringprocess

原油不加热集输的基本出发点是设法改善原油在低温下的流动性。主要是采用物理或化学方法，改善高凝、高粘原油在较低温度时的流动性，以实现不加热输送。

低温下集输管线压降过大、井口回压过高，不能正常集输。低温下原油为非牛顿流体，其管输摩阻压降比牛顿流体时会成几倍、甚至于几十倍的增加，严重时管线发生堵塞。95

采取措施改善低温流动性，降低摩阻

通过采取适当措施，延缓低温下石蜡的析出、改变石蜡结晶的方式使之尽可能不连成大片网络、改变原油在管道中流动的流动边界条件，使之易于流动，并表现有较小的流动摩阻压降，原油或者不能形成稳定的非牛顿流体，或者形成以牛顿流体为连续相、非牛顿流体团块为分散相的流体，从而达到不用加热集输。第四节不加热集油工艺

96物理方法主要有：双管掺活性水投球清蜡强磁降粘化学方法主要是：

原油中加入某种化学添加剂，使原油在输送过程中降粘或降凝，以改善流动性。第四节不加热集油工艺

97对于凝点低于集输管线埋深土壤温度时的轻质原油，具有较好的流动性，一般情况不会产生冻堵事故，因此这种原油不论产量大小和油气比高低，都可采用井口自然不加热单管流程。例如青海冷湖、新疆自碱滩油田的原油就属这类。青海冷湖原油：20℃时密度为0.8042g/cm3，凝点－9℃；新疆白碱滩原油：20℃密度为0.8570g/cm3，凝点为－10℃。一、自然不加热集油第四节不加热集油工艺

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可利用油井进入高含水采油后对油气集输十分有利的条件，基本上不采用额外的措施即可实现不加热集输。根据乳化液理论和油田实践，油井产液一般在含水60％左右开始由油包水型转化为水包油型乳化液，使流动阻力骤然下降，开始转相的含水率称为“转相点”。1.各油田原油乳化液转相点第四节不加热集油工艺

99附图8原油乳状液粘度与含水率的关系第四节不加热集油工艺

100我国各油田原油乳化液转相点一般为55％～70％。大庆原油65％左右，中原原油62％左右。原油含水达到和超过转相点后，一方面流动阻力明显降低，另一方面由于油井产液随含水增加，井口出液温度上升，有的油田由低含水时15～20℃左右上升到30℃以上，接近甚至超过原油凝点，因此不用附加措施即可“自然”不加热集输。原油含水即使未达到转相点，当含水和油井产液高到一定程度，使井口出油温度高于允许的最低集输温度时，即可采用不加热集输。第四节不加热集油工艺

101附图9单管不加热集输流程第四节不加热集油工艺

1022.不加热集输流程的效果

不加热集输不仅节能效果显著。而且由于精减了加热保温系统，工程量减少，投资降低，据有些油田测算，单管不加热集输系统投资比三管加热流程降低20％～30％。第四节不加热集油工艺

1033.不加热集输流程适用条件

1）轻质、中质原油的井口温度及管线输送终点温度均高于原油析蜡温度；

2）轻质、中质原油的井口温度及管线输送终点温度低于析蜡温度，而高于脱气原油凝点，需要清蜡防蜡的措施。沿线地温低于原油凝点时，尚需解堵措施。

3）轻质、中质原油在输送温度条件下，脱气原油粘度低，油气比高、或机械采油，需有清蜡、防蜡、电热解堵的措施；

4）含水原油的自然含水率高于60%，井口出油温度高于允许的最低集输温度第四节不加热集油工艺

1044.不加热集输的应用情况

据不完全统计，全国陆上油田至1995年底各油田各种类型的不加热集输井估计约3万口（占当年生产油井总数57400多口的50％以上），估计节约耗气超过10亿m3/a。第四节不加热集油工艺

1055.不加热集输的应用实例

辽河牛居-青龙台油田于1990年实现单管投球清蜡不加热集输，总井数630口，计量站48座，产能500×104t/a。从其原油凝点为29～39℃，粘度（μ50）526mP·s，最低气油比10m3/t，最低单井产量0.9t/d，最低输油温度-18℃，最大集输半径7.6km。井口回压最大为1～1.2MPa，比加热集输时（约0.6～0.8MPa）略有提高。第四节不加热集油工艺

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对管线保温可减少流体与管壁的温差，从而减缓石蜡的沉积。定期由井口向集油管线投球，以清除管壁的部分结蜡，保持原油的正常流动。通常根据结蜡的程度来决定投球清蜡周期，井口至计量站之间球由井口投入，计量站取出；计量站至联合站之间由计量站投入，联合站取出。投球可用自动投球装置或手动装置。二、管线保温、投球清蜡不加热集油第四节不加热集油工艺

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适用于含水较低或不含水（如新开发区块）、井口出油温度较低（低于原油凝点5～10℃）、凝点和粘度不太高（μ50小于100mPa·s）的油田。实践证明粘度不太高的含蜡（小于30%）原油都可用这种方法实现不加热集输。

第四节不加热集油工艺

108井口加入少量的破乳剂或降粘剂，其作用是可改变原油中析出石蜡的结晶形式，阻止其连成大块网络；药剂在管壁形成一层光滑的薄膜，阻止石蜡向管壁沉积，并形成阻力很小的流动层；

当油中含水时，加入药剂有破乳、转相作用，降粘减阻作用更为明显。由于药剂的作用，使原油在低温下的流动阻力比较低，保证油气的正常集输。三、乳化降粘不加热集油第四节不加热集油工艺

109有些油田采用井口加药并配以强磁防蜡也起到很好的降阻效果。强磁的作用是改变石蜡结晶形式，阻止石蜡在管壁的沉积。适用井口出油温度比较低（比原油凝点低10℃以上）、原油凝点较高（36℃以下）、粘度较高（μ50为100～200mPa·s以下），原油含水不太高（20％以下）的油田，当含水较高时，效果更好。第四节不加热集油工艺

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这种集油工艺是将表面活性剂加入脱油后的污水中，在计量站经掺水泵输至井口掺入集油管线，其集油工艺的流程与双管掺液集油工艺流程相似。

四、双管掺活性水不加热集油第四节不加热集油工艺

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对单井而言，掺活性