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[摘要]中低产液油田掺输系统能耗高是突出矛盾。为了降低能耗控制成本，展开了低温掺输技术研究，该项技术是将冬季掺输水温由65℃降低到42℃，单井集油温度由42℃降低到28℃，系统运行温度降低后，管线结垢腐蚀问题得到了解决，取得了理想的节能效果。
[关键词]中低产液油田低温掺输技术应用效果
1低温掺输技术研究
1.1低温掺输工艺原理
1.1.1化学法一原油流动改性剂
DY—1型改性剂是由乙烯多胺、多元醇和环氧乙烷、环氧丙烷和亲水性强的表面活性剂复配聚合生成的非离子表面活性剂。在常温或低温集油中的主要作用有：
（1）掺入的水在管道中的流动性增强；由于管壁润湿性的改变，管壁结蜡、结垢现象减少，清管周期相应的延长，降低了管道维修成本。
（2）表面活性剂能够在水包油型乳状液形成的油颗粒表面吸附，阻止油颗粒之间相互合并，使形成的油块呈分散状态分散在水中，降低了液体的粘度，相应地也降低了液体的凝固点。
（3）DY—1型改性剂能够将油包水型乳状液转化成水包油型乳状液，降低原油转相点的含水率，形成相对稳定的水包油型原油乳状液，而水的粘度远远小于油的粘度，所以最后形成的乳状液的表观粘度大幅度降低。
（4）DY—1型改性剂有有破乳作用，使水包油型乳状液和部分油包水型乳状液中的油水得以分离，提高了油水分离效率。
1.1.2物理法一定量掺输
定量掺输是根据季节温度、单井的总产液、综合含水、输送管线直径和输送距离、原油的凝固点及掺入水的温度等参数设计出来的合理掺水量，通过定量掺输阀来实现。
1.2中低产液区块148辖区低温掺输配套前期工作
1.2.1原油物性分析
148辖区原油含蜡高、胶质含量高、原油凝固点高，所以原油的流动性极差，研究之前采取的是掺输热水，掺输井占全厂总数的55%。经试验得出148辖区原油含水在达到75—80%时，其粘度急剧下降。
1.2.2确定现场使用浓度
当浓度达到150mg/L以后，增加药量凝油粘壁量降低幅度最小；当浓度在150ppm时，原油粘度达到最低点，继续增加浓度，粘度不再降低。
1.2.3试验结论
（1）流改剂对原油有脱水作用；
（2）流改剂现场使用的合理浓度为150mg/L：
（3）最佳应用含水范围15%—90%。
1.3配套改造
为实现低温掺输，在每个集油环掺输阀门上方安装可在线更换水嘴的定量掺水阀。
2低温掺输现场试验
2.1原油流动改性剂低温集油试验
现场试验三口井，这三口井的物性相似，分别代表不同含水级别：低含水、中含水和高含水。
2.1.1加药方式
现场采取油套环形空间密闭点滴加药方式。
2.1.2加药周期
初次采取4天为一加药周期，根据现场情况随时调整加药时间。
2.1.3加药量
（1）保证药剂在井筒内抑制石蜡和凝油向管壁沉积，起到降粘防蜡作用，初次每口井加入50kg改性剂。
（2）按产油量的150PPm浓度每4天加一次，为充分发挥药剂作用，加清水10Kg稀釋后从套管加入。
（3）用单井每天加药量乘上加药周期即单井一个加药周期的加药量。
2.1.4试验效果
（1）低含水井
实现少掺，掺水量由25m3降至5m3，回油温度由40℃降至30℃，回压稳定。
（2）中含水井
在2月28日开始冷输，室外温度一20℃。在凝点以下9℃正常冷输，实现冷输。
（3）高含水井
实现冷输，回油温度由40℃降至20℃，回压稳定。停药试验：回压上升，0.9Mpa～1.6Mpa。
（4）现场试验结论
流改剂应用到了73口掺输井上，其中22口井实现少掺，51口井实现冷输。148辖区掺输水量由2630方降至1430方；掺输设备由3炉2泵减为1炉1泵；掺输温度由60℃降为42℃；回油温度下降，回压稳定：应用前后平均回油温度由37℃下降到28℃，井口回压平稳，平均回压应用前后均为0.6Mpa，73口井试验前后平均回压不变。
2、2低温掺输技术物理法现场试验
2.2.15冬季运行界限参数试验阶段
2013年1月份，环境温度降低，掺输温度维持在46℃时，末端掺水温度降到35℃，回油温度降低到20℃，低于凝点10℃运行，外输温度降到31℃，掺水温降增大。虽然进行了系统调整和更换水嘴，凝线现象仍然逐渐增多，回压上升井数由7口井增多至37口井，掺输温度已经降低到了极限，影响了正常生产。
148站三相分离器入口温度降到30℃，出口外输温度降到31℃，由于些温度低于外输液凝固点温度，所以有蜡析出，使过滤缸内出现了凝油堵网现象，即确定31℃为外输极限温度。
在获得掺输极限低温后，逐步提高掺水温度，当站内掺水温度提至48℃—49℃时，各井生产运行平稳，井口回压平稳，凝计量管线现象得到了控制，148站外输温度也能保证不低于32℃。
2.2.2获得的成果
（1）确定了定量掺输冬季极限温度值
148站极限外输温度31℃；148出站掺输极限温度46℃。
（2）确定了不同节点温度、不同环产液下的掺水量
（3）降低了集输管线结垢腐蚀速率
掺入水温度降低后，管线结垢速率减小，40℃时比60℃结垢速率降低52%。
（4）获得了掺水量设计原则
单环冬季掺水量不低于10m3/d；低产液井掺水后出油管线总液量不低于30m3/d；低含水率井掺水后混合液总含水率不低于80%。
（5）节能效果
148辖区应用定量掺输技术后，掺水量由去年同期的3500m3降低到2100m3，平均日节气4330m3，节气45%；日节电量1300KWh，节电25%。累计节气117m3，累计节电35万KWh。年创效210万元，投入40万元，投入产出比为1：5.25。如果考虑降低管线的腐蚀结垢速率，效益更为可观。
3结论
（1）降低冷输井井口回压，发挥井筒潜能。
（2）解决油井频繁扫线问题，节约成本。
（3）温度降低后腐蚀和结垢几率降低。
（4）实现常温输送或少掺，实现节能降耗。
[关键词]中低产液油田低温掺输技术应用效果
1低温掺输技术研究
1.1低温掺输工艺原理
1.1.1化学法一原油流动改性剂
DY—1型改性剂是由乙烯多胺、多元醇和环氧乙烷、环氧丙烷和亲水性强的表面活性剂复配聚合生成的非离子表面活性剂。在常温或低温集油中的主要作用有：
（1）掺入的水在管道中的流动性增强；由于管壁润湿性的改变，管壁结蜡、结垢现象减少，清管周期相应的延长，降低了管道维修成本。
（2）表面活性剂能够在水包油型乳状液形成的油颗粒表面吸附，阻止油颗粒之间相互合并，使形成的油块呈分散状态分散在水中，降低了液体的粘度，相应地也降低了液体的凝固点。
（3）DY—1型改性剂能够将油包水型乳状液转化成水包油型乳状液，降低原油转相点的含水率，形成相对稳定的水包油型原油乳状液，而水的粘度远远小于油的粘度，所以最后形成的乳状液的表观粘度大幅度降低。
（4）DY—1型改性剂有有破乳作用，使水包油型乳状液和部分油包水型乳状液中的油水得以分离，提高了油水分离效率。
1.1.2物理法一定量掺输
定量掺输是根据季节温度、单井的总产液、综合含水、输送管线直径和输送距离、原油的凝固点及掺入水的温度等参数设计出来的合理掺水量，通过定量掺输阀来实现。
1.2中低产液区块148辖区低温掺输配套前期工作
1.2.1原油物性分析
148辖区原油含蜡高、胶质含量高、原油凝固点高，所以原油的流动性极差，研究之前采取的是掺输热水，掺输井占全厂总数的55%。经试验得出148辖区原油含水在达到75—80%时，其粘度急剧下降。
1.2.2确定现场使用浓度
当浓度达到150mg/L以后，增加药量凝油粘壁量降低幅度最小；当浓度在150ppm时，原油粘度达到最低点，继续增加浓度，粘度不再降低。
1.2.3试验结论
（1）流改剂对原油有脱水作用；
（2）流改剂现场使用的合理浓度为150mg/L：
（3）最佳应用含水范围15%—90%。
1.3配套改造
为实现低温掺输，在每个集油环掺输阀门上方安装可在线更换水嘴的定量掺水阀。
2低温掺输现场试验
2.1原油流动改性剂低温集油试验
现场试验三口井，这三口井的物性相似，分别代表不同含水级别：低含水、中含水和高含水。
2.1.1加药方式
现场采取油套环形空间密闭点滴加药方式。
2.1.2加药周期
初次采取4天为一加药周期，根据现场情况随时调整加药时间。
2.1.3加药量
（1）保证药剂在井筒内抑制石蜡和凝油向管壁沉积，起到降粘防蜡作用，初次每口井加入50kg改性剂。
（2）按产油量的150PPm浓度每4天加一次，为充分发挥药剂作用，加清水10Kg稀釋后从套管加入。
（3）用单井每天加药量乘上加药周期即单井一个加药周期的加药量。
2.1.4试验效果
（1）低含水井
实现少掺，掺水量由25m3降至5m3，回油温度由40℃降至30℃，回压稳定。
（2）中含水井
在2月28日开始冷输，室外温度一20℃。在凝点以下9℃正常冷输，实现冷输。
（3）高含水井
实现冷输，回油温度由40℃降至20℃，回压稳定。停药试验：回压上升，0.9Mpa～1.6Mpa。
（4）现场试验结论
流改剂应用到了73口掺输井上，其中22口井实现少掺，51口井实现冷输。148辖区掺输水量由2630方降至1430方；掺输设备由3炉2泵减为1炉1泵；掺输温度由60℃降为42℃；回油温度下降，回压稳定：应用前后平均回油温度由37℃下降到28℃，井口回压平稳，平均回压应用前后均为0.6Mpa，73口井试验前后平均回压不变。
2、2低温掺输技术物理法现场试验
2.2.15冬季运行界限参数试验阶段
2013年1月份，环境温度降低，掺输温度维持在46℃时，末端掺水温度降到35℃，回油温度降低到20℃，低于凝点10℃运行，外输温度降到31℃，掺水温降增大。虽然进行了系统调整和更换水嘴，凝线现象仍然逐渐增多，回压上升井数由7口井增多至37口井，掺输温度已经降低到了极限，影响了正常生产。
148站三相分离器入口温度降到30℃，出口外输温度降到31℃，由于些温度低于外输液凝固点温度，所以有蜡析出，使过滤缸内出现了凝油堵网现象，即确定31℃为外输极限温度。
在获得掺输极限低温后，逐步提高掺水温度，当站内掺水温度提至48℃—49℃时，各井生产运行平稳，井口回压平稳，凝计量管线现象得到了控制，148站外输温度也能保证不低于32℃。
2.2.2获得的成果
（1）确定了定量掺输冬季极限温度值
148站极限外输温度31℃；148出站掺输极限温度46℃。
（2）确定了不同节点温度、不同环产液下的掺水量
（3）降低了集输管线结垢腐蚀速率
掺入水温度降低后，管线结垢速率减小，40℃时比60℃结垢速率降低52%。
（4）获得了掺水量设计原则
单环冬季掺水量不低于10m3/d；低产液井掺水后出油管线总液量不低于30m3/d；低含水率井掺水后混合液总含水率不低于80%。
（5）节能效果
148辖区应用定量掺输技术后，掺水量由去年同期的3500m3降低到2100m3，平均日节气4330m3，节气45%；日节电量1300KWh，节电25%。累计节气117m3，累计节电35万KWh。年创效210万元，投入40万元，投入产出比为1：5.25。如果考虑降低管线的腐蚀结垢速率，效益更为可观。
3结论
（1）降低冷输井井口回压，发挥井筒潜能。
（2）解决油井频繁扫线问题，节约成本。
（3）温度降低后腐蚀和结垢几率降低。
（4）实现常温输送或少掺，实现节能降耗。