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[摘 要]单管通球集油技术，工艺简单，投资较低，且能大幅度降低运行能耗，适合高含水期油田开发，具有广泛的推广前景。本文通过对北一区断东井网重构试验区的通球装置的现场应用，以及现场应用中存在问题的分析，为以后现场应用提供借鉴意义。
[关键词]单管通球集油技术 降低运行能耗 高含水期油田
中图分类号：TE8 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）22-0236-01
1 单管通球集油技术
单管通球工艺采用不加热、不掺水的集油方式，在井口油井产液进入发球装置，经埋地管道后直接进入计量间，经过计量间计量，将油井产液集输至转油站。该工艺需要定期通球，通过控制发球装置的手动或自动阀门，将通管球投入管道，以产出液自身压力推动通管球运行至收球装置：通球结束后，将收球装置的旁通阀打开，产出液将直接进入集油干线。在关闭收球装置前后阀门的情况下，从收球装置中取出通管球。
2 通球装置现场应用情况
在新中208站应用的凊管工艺为清管球清管（见图1），清管球材质为耐腐蚀的氯丁橡胶，为圆球型，清管球直径比管道内径约小2～3mm，靠井口油压推动向前运行与管道内壁以点接触的方式清除管道内壁的凝油、结蜡、混合物等。
凊管球凊管工艺特点是在井口安装清管球发球装置（见图2）、在计量间设有清管球收球筒统一收球。（见图3）
我们分别于2013年和2014年对部分井进行了通球。通过对2013年、2014年47口投球井的投球前后的压力变化情况分析：
2.1 发现通球前后油井回压变化不大，对于含水90%以上的油井，通球前后油井回压变化不明显。
2.2 含水90%以下的油井通球后井口回压下降约0.02～0.1MPa。
2.3 井口回压上升到1MPa以上时，通球前后对回压变化不大。
3 存在的问题
3.1 冬季无法进行通球，井口投球装置冬季容易冻，不易打开，通球工作较难实施。
由于冬季电热带保温效果不好，造成井口温度低，投球装置打开后里边死油比较多，球的内径和管线相差6mm，无法放置管线内部去，而且放空均是4分阀。打开后放空堵死压力无法泄压。所以冬季从10份中下旬通球无法进行。只有定期冲洗干线。
3.2 卡球现象
卡球的问题主要因素是管线没严格按通球管道施工，施工过程中管线发生变形、管线焊接处留有焊刺或焊瘤或投产前没对管线进行吹扫等，导致卡球憋压。
3.3 收球桶的放空阀关不严
由于收球桶的与汇管平齐，当打开收球桶的进口闸门时，油液中含有的蜡、砂粒等物质也随清管球和油液一起流入收球桶，在进行收球放液时，造成放空闸门关不严。
3.4 计量间油气密度大
由于计量间内增加了收球装置，在收球作业过程中造成油气在计量间内挥发，尤其是单井分别收球，油气泄漏点多，不利于生产管理。
4 结论
4.1 通过跟踪分析34口油井的生产数据变化，发现通球前后油井回压变化不大，对于含水90%以上的油井，通球前后油井回压变化不明显，含水90%以下的油井通球后井口回压下降约0.1～0.2MPa，井口回压上升到1MPa以上时通球前后对回压影响不大。
4.2 为保证单管集输流程的适应性，通球周期的确定应遵循个性化原则，考虑集油温度、土壤环境温度、采岀液含水率及产液量等工况。總体来讲，土壤环境温度降低，油壁温差增大，通球周期缩短；相同管输流量下，含水率升高，通球周期缩短；同一含水率下，流速增大，通球周期可延长。
4.3 单管通球集油技术，工艺简化，投资较低，且能大幅度降低运行能耗，适合高含水期油田，具有广泛的推广前景。单管通球集油技术属于新工艺，在油田应用时间短，生产管理人员缺少管理经验，有通球设施，但通球周期不固定，一旦回压偏高就用热洗车冲洗管线，导致运行成本增加和工人劳动强度的增加。因此，对于该新工艺技术还需要在实际运用过程中进一步验证，进一步完善。
参考文献
[1] 汪忠宝. 油田小环状掺输流程油井计量技术探讨，石油规划设计，2009年2月
[2] 葛腾泽.单、双管集油工艺流程适应条件研究.油田地面工程，2009年6月
作者简介
封 凌，大庆第一采油厂试验大队。从事采油工作多年，采油技师.
[关键词]单管通球集油技术 降低运行能耗 高含水期油田
中图分类号：TE8 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）22-0236-01
1 单管通球集油技术
单管通球工艺采用不加热、不掺水的集油方式，在井口油井产液进入发球装置，经埋地管道后直接进入计量间，经过计量间计量，将油井产液集输至转油站。该工艺需要定期通球，通过控制发球装置的手动或自动阀门，将通管球投入管道，以产出液自身压力推动通管球运行至收球装置：通球结束后，将收球装置的旁通阀打开，产出液将直接进入集油干线。在关闭收球装置前后阀门的情况下，从收球装置中取出通管球。
2 通球装置现场应用情况
在新中208站应用的凊管工艺为清管球清管（见图1），清管球材质为耐腐蚀的氯丁橡胶，为圆球型，清管球直径比管道内径约小2～3mm，靠井口油压推动向前运行与管道内壁以点接触的方式清除管道内壁的凝油、结蜡、混合物等。
凊管球凊管工艺特点是在井口安装清管球发球装置（见图2）、在计量间设有清管球收球筒统一收球。（见图3）
我们分别于2013年和2014年对部分井进行了通球。通过对2013年、2014年47口投球井的投球前后的压力变化情况分析：
2.1 发现通球前后油井回压变化不大，对于含水90%以上的油井，通球前后油井回压变化不明显。
2.2 含水90%以下的油井通球后井口回压下降约0.02～0.1MPa。
2.3 井口回压上升到1MPa以上时，通球前后对回压变化不大。
3 存在的问题
3.1 冬季无法进行通球，井口投球装置冬季容易冻，不易打开，通球工作较难实施。
由于冬季电热带保温效果不好，造成井口温度低，投球装置打开后里边死油比较多，球的内径和管线相差6mm，无法放置管线内部去，而且放空均是4分阀。打开后放空堵死压力无法泄压。所以冬季从10份中下旬通球无法进行。只有定期冲洗干线。
3.2 卡球现象
卡球的问题主要因素是管线没严格按通球管道施工，施工过程中管线发生变形、管线焊接处留有焊刺或焊瘤或投产前没对管线进行吹扫等，导致卡球憋压。
3.3 收球桶的放空阀关不严
由于收球桶的与汇管平齐，当打开收球桶的进口闸门时，油液中含有的蜡、砂粒等物质也随清管球和油液一起流入收球桶，在进行收球放液时，造成放空闸门关不严。
3.4 计量间油气密度大
由于计量间内增加了收球装置，在收球作业过程中造成油气在计量间内挥发，尤其是单井分别收球，油气泄漏点多，不利于生产管理。
4 结论
4.1 通过跟踪分析34口油井的生产数据变化，发现通球前后油井回压变化不大，对于含水90%以上的油井，通球前后油井回压变化不明显，含水90%以下的油井通球后井口回压下降约0.1～0.2MPa，井口回压上升到1MPa以上时通球前后对回压影响不大。
4.2 为保证单管集输流程的适应性，通球周期的确定应遵循个性化原则，考虑集油温度、土壤环境温度、采岀液含水率及产液量等工况。總体来讲，土壤环境温度降低，油壁温差增大，通球周期缩短；相同管输流量下，含水率升高，通球周期缩短；同一含水率下，流速增大，通球周期可延长。
4.3 单管通球集油技术，工艺简化，投资较低，且能大幅度降低运行能耗，适合高含水期油田，具有广泛的推广前景。单管通球集油技术属于新工艺，在油田应用时间短，生产管理人员缺少管理经验，有通球设施，但通球周期不固定，一旦回压偏高就用热洗车冲洗管线，导致运行成本增加和工人劳动强度的增加。因此，对于该新工艺技术还需要在实际运用过程中进一步验证，进一步完善。
参考文献
[1] 汪忠宝. 油田小环状掺输流程油井计量技术探讨，石油规划设计，2009年2月
[2] 葛腾泽.单、双管集油工艺流程适应条件研究.油田地面工程，2009年6月
作者简介
封 凌，大庆第一采油厂试验大队。从事采油工作多年，采油技师.