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[摘 要]针对油田生产中非金属管道应用中存在的冻堵后解堵难，大转油站集油间掺水压力、温度不均衡以及集油环高回压等实际问题，分析了问题产生的具体原因，对生产运行造成的影响，提出了非金属管道优化应用、大转油站分压分温掺水等解决对策。
[关键词]非金属管道解堵；大转油站；高回压
中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）28-0041-01
1 概述
目前，从油气集输系统总体看来，水驱以及普通聚驱从集油工艺、转油脱水工艺已经相当成熟，较好地满足了油田生产的要求。但是，从近几年油田生产的实际来看，由于集油工艺的发展、非金属管道等新材料的应用，产能建设投资控制的需要，油气集输系统存在非金属管道解堵难度大，大转油站掺水压力、温度不均衡以及油井高回压等问题，不同程度地影响着生产，同时也给安全环保工作带来了一定的难度。
2、 非金属管道冻堵问题
2.1 应用情况
埋地管道腐蚀是影响油田地面工程安全运行的一大难题，而非金属管道相比金属管道具有较好的耐蚀性，内壁光滑、输送能耗低，不需阴极保护，使用寿命长，综合经济效益好等优点，因此已得到广泛应用。自1994年开始，将非金属管道应用于油田集油，有效缓解了钢质管道腐蚀问题，降低了维修投资，总体应用效果较好 。
非金属管道作为一种新型材料，由于对其技术特性及工艺特点还缺乏足够的了解，在设计、施工以及维护、抢修措施等方面还存在一些问题，因此在管道应用中出现渗漏、破损、穿孔及断裂等问题，尤其是集油管道冻堵之后的解堵问题，严重制约了非金属管道的应用。
2014年冬季，新产能区块共发生非金属管道严重冻堵3环次（14井次），冻堵几率为7.5%，由于其处理难度比较大，造成的后果较为严重。其转油站发生冻堵后，至今仍未解堵。因此，非金属管道的冻堵已经达到中度风险的等级，比较严重地影响了生产的安全运行。
2.2 解决对策
根据集油环中冻堵的规律一般为自后向前，即最末端先冻堵，掺水段不可能冻堵这一特点，在产能建设或者其他工程中，通过优化方案、设计，将一贯的“整环应用方式”改为“分段应用方式”，即将非金属管道自前往后應用，优先应用于掺水段，集油段应用金属管道，从而从源头上防止了非金属管道冻堵问题的产生。同时，由于集油管道中腐蚀主要发生在掺水段，也就充分利用了非金属管道耐腐蚀的特点。
由于产能建设中非金属管道占30%左右，根据3-4口井/环计算，掺水管道约占25%左右，因此，只需将剩余5%应用于头井集油管道，即可解决产能建设中非金属管道应用问题。
3 大转油站掺水不均衡问题
3.1 原因分析
随着油田开发的不断深入，以及投资控制的需要，转油站管辖面积越来越大，转油站所处位置也逐渐偏离区块中心，造成各计量（阀组）间所需掺水在压力、温度等方面差距较大，生产管理难度大，冬季尤其明显。
由于各集油间站内依靠一套掺水管网，而各集油间需求差别较大，因此，管理难度较大，同时整体能耗较高。
一是系统整体处于相对高压运行状态。例如某转油站，在2014年新区块投产前，掺水汇管压力在1.8MPa左右，2014年5座集油间投产后，冬季掺水汇管压力达到2.3～2.5MPa，夏季亦达到2.1MPa，掺水泵出口压力甚至达到2.6MPa。另外，由于偏远集油间集油环更易于产生高回压井，从而导致掺水泵经常处于较高压力运行状态。
二是系统整体处于相对高温运行状态。由于偏远集油间沿程温降大，相应需要掺水温度较高，导致加热炉也处于相对高温运行状态，冬季掺水炉出口温度经常处于70℃。
3.2 解决对策
根据各集油间的分布情况，将各集油间在站内分为两套掺水系统，进行“大转油站分压分温掺水”，不同压力、温度集油间掺水分开运行，即较远几个集油间利用一套掺水泵、掺水炉，采用相对高压高温运行方式，较近几个集油间利用另一套掺水泵、掺水炉，采用相对低压低温运行方式。对于站内已实施掺水、热洗分开工艺的转油站，可优先利用热洗汇管作为一套掺水运行。
目前实施条件较为有利转油站已采用分压分温运行方式，利用1台热洗泵、一台加热炉为偏远集油间提供所需高温高压掺水，2014年冬季掺水汇管压力均在1.6MPa以下。
4 高回压问题
4.1 原因分析
高回压问题主要发生于冬季以及新井投产时，部分井井口回压较高，生产困难。具体分析如下：
一是实际产液与预测产液相差较大。对于新井投产时的高回压，主要是由于环内部分井实际产液量较地质预测有较大幅度的升高，超出了设计管道的输送能力，同时部分井含水率较预测低，粘度大，也导致了局部水力损失较大，加大了输送难度。
二是析蜡量较大。部分环井从产液量来看并未超出管道设计范围内，但是井口回压较高，且热水冲洗管道后，回压恢复至正常水平，但是不久回压又升高，此类井都是由于原油物性短期内发生了一定的变化，含蜡较高，析蜡量明显增加，减少了实际输送管径，从而降低了管道的输送能力，导致了井口回压较高。
另外，也有在施工过程中，误将集油环头、尾井颠倒导致集油距离增大，集油环压力升高的情况发生。
4.2 解决思路
根据设计规定要求，油井井口按照回压≤1.5MPa进行设计，因此只要油井回压低于1.5MPa，便在合理范围内，且从能量角度考虑，适当提高井口回压对地面集输是有利的。当然在实际生产中，出于生产安全考虑，井口回压高于1.2MPa也可以认为回压较高，需要进行重点监测。
对于确实属于高回压的井，应根据其原因进行解决。
（1）由于生产存在一定的波动，首先应该核实今后一段时期的产液量，避免改造刚完成，产液量也下降，浪费投资。
（2）根据开发部门预测，对于产液量长期来看变化不大、属于间歇析蜡期的井，应加强监测，周期冲洗管道为主。
（3）对于产液量短期内超出管道输送能力、长期来看变化不大的环井，建议对环内含水率最高、产油量最低的井，短期实施停井监测。
（4）对于产液量上升较快的井，进行改造，拆环或者放大管径，满足生产要求。
5 几点认识
5.1 非金属管道新材料的应用，在解堵技术尚未成熟的情况下，在规划设计阶段应明确优先应用于掺水段，消除冻堵的可能性。
5.2 掺水不均衡的大转油站，实施分压分温掺水，可以有效地降低管理难度，同时也有较好的节能效果。
5.3 对于生产中产生的高回压问题，应该分析具体原因，避免盲目拆环，无效投资。
5.4 在产能建设以及老区改造新的投资控制形势下，应该从设计、施工、运行等各环节进行优化，积极研究生产实际问题的解决对策，确保投资控制的效果。
[关键词]非金属管道解堵；大转油站；高回压
中图分类号：TE866 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）28-0041-01
1 概述
目前，从油气集输系统总体看来，水驱以及普通聚驱从集油工艺、转油脱水工艺已经相当成熟，较好地满足了油田生产的要求。但是，从近几年油田生产的实际来看，由于集油工艺的发展、非金属管道等新材料的应用，产能建设投资控制的需要，油气集输系统存在非金属管道解堵难度大，大转油站掺水压力、温度不均衡以及油井高回压等问题，不同程度地影响着生产，同时也给安全环保工作带来了一定的难度。
2、 非金属管道冻堵问题
2.1 应用情况
埋地管道腐蚀是影响油田地面工程安全运行的一大难题，而非金属管道相比金属管道具有较好的耐蚀性，内壁光滑、输送能耗低，不需阴极保护，使用寿命长，综合经济效益好等优点，因此已得到广泛应用。自1994年开始，将非金属管道应用于油田集油，有效缓解了钢质管道腐蚀问题，降低了维修投资，总体应用效果较好 。
非金属管道作为一种新型材料，由于对其技术特性及工艺特点还缺乏足够的了解，在设计、施工以及维护、抢修措施等方面还存在一些问题，因此在管道应用中出现渗漏、破损、穿孔及断裂等问题，尤其是集油管道冻堵之后的解堵问题，严重制约了非金属管道的应用。
2014年冬季，新产能区块共发生非金属管道严重冻堵3环次（14井次），冻堵几率为7.5%，由于其处理难度比较大，造成的后果较为严重。其转油站发生冻堵后，至今仍未解堵。因此，非金属管道的冻堵已经达到中度风险的等级，比较严重地影响了生产的安全运行。
2.2 解决对策
根据集油环中冻堵的规律一般为自后向前，即最末端先冻堵，掺水段不可能冻堵这一特点，在产能建设或者其他工程中，通过优化方案、设计，将一贯的“整环应用方式”改为“分段应用方式”，即将非金属管道自前往后應用，优先应用于掺水段，集油段应用金属管道，从而从源头上防止了非金属管道冻堵问题的产生。同时，由于集油管道中腐蚀主要发生在掺水段，也就充分利用了非金属管道耐腐蚀的特点。
由于产能建设中非金属管道占30%左右，根据3-4口井/环计算，掺水管道约占25%左右，因此，只需将剩余5%应用于头井集油管道，即可解决产能建设中非金属管道应用问题。
3 大转油站掺水不均衡问题
3.1 原因分析
随着油田开发的不断深入，以及投资控制的需要，转油站管辖面积越来越大，转油站所处位置也逐渐偏离区块中心，造成各计量（阀组）间所需掺水在压力、温度等方面差距较大，生产管理难度大，冬季尤其明显。
由于各集油间站内依靠一套掺水管网，而各集油间需求差别较大，因此，管理难度较大，同时整体能耗较高。
一是系统整体处于相对高压运行状态。例如某转油站，在2014年新区块投产前，掺水汇管压力在1.8MPa左右，2014年5座集油间投产后，冬季掺水汇管压力达到2.3～2.5MPa，夏季亦达到2.1MPa，掺水泵出口压力甚至达到2.6MPa。另外，由于偏远集油间集油环更易于产生高回压井，从而导致掺水泵经常处于较高压力运行状态。
二是系统整体处于相对高温运行状态。由于偏远集油间沿程温降大，相应需要掺水温度较高，导致加热炉也处于相对高温运行状态，冬季掺水炉出口温度经常处于70℃。
3.2 解决对策
根据各集油间的分布情况，将各集油间在站内分为两套掺水系统，进行“大转油站分压分温掺水”，不同压力、温度集油间掺水分开运行，即较远几个集油间利用一套掺水泵、掺水炉，采用相对高压高温运行方式，较近几个集油间利用另一套掺水泵、掺水炉，采用相对低压低温运行方式。对于站内已实施掺水、热洗分开工艺的转油站，可优先利用热洗汇管作为一套掺水运行。
目前实施条件较为有利转油站已采用分压分温运行方式，利用1台热洗泵、一台加热炉为偏远集油间提供所需高温高压掺水，2014年冬季掺水汇管压力均在1.6MPa以下。
4 高回压问题
4.1 原因分析
高回压问题主要发生于冬季以及新井投产时，部分井井口回压较高，生产困难。具体分析如下：
一是实际产液与预测产液相差较大。对于新井投产时的高回压，主要是由于环内部分井实际产液量较地质预测有较大幅度的升高，超出了设计管道的输送能力，同时部分井含水率较预测低，粘度大，也导致了局部水力损失较大，加大了输送难度。
二是析蜡量较大。部分环井从产液量来看并未超出管道设计范围内，但是井口回压较高，且热水冲洗管道后，回压恢复至正常水平，但是不久回压又升高，此类井都是由于原油物性短期内发生了一定的变化，含蜡较高，析蜡量明显增加，减少了实际输送管径，从而降低了管道的输送能力，导致了井口回压较高。
另外，也有在施工过程中，误将集油环头、尾井颠倒导致集油距离增大，集油环压力升高的情况发生。
4.2 解决思路
根据设计规定要求，油井井口按照回压≤1.5MPa进行设计，因此只要油井回压低于1.5MPa，便在合理范围内，且从能量角度考虑，适当提高井口回压对地面集输是有利的。当然在实际生产中，出于生产安全考虑，井口回压高于1.2MPa也可以认为回压较高，需要进行重点监测。
对于确实属于高回压的井，应根据其原因进行解决。
（1）由于生产存在一定的波动，首先应该核实今后一段时期的产液量，避免改造刚完成，产液量也下降，浪费投资。
（2）根据开发部门预测，对于产液量长期来看变化不大、属于间歇析蜡期的井，应加强监测，周期冲洗管道为主。
（3）对于产液量短期内超出管道输送能力、长期来看变化不大的环井，建议对环内含水率最高、产油量最低的井，短期实施停井监测。
（4）对于产液量上升较快的井，进行改造，拆环或者放大管径，满足生产要求。
5 几点认识
5.1 非金属管道新材料的应用，在解堵技术尚未成熟的情况下，在规划设计阶段应明确优先应用于掺水段，消除冻堵的可能性。
5.2 掺水不均衡的大转油站，实施分压分温掺水，可以有效地降低管理难度，同时也有较好的节能效果。
5.3 对于生产中产生的高回压问题，应该分析具体原因，避免盲目拆环，无效投资。
5.4 在产能建设以及老区改造新的投资控制形势下，应该从设计、施工、运行等各环节进行优化，积极研究生产实际问题的解决对策，确保投资控制的效果。