高含水原油不加热集输技术现场应用效果及评价

高含水原油不加热集输技术现场应用效果及评价CONTENTS目录01技术概述与发展背景02技术原理与工艺特点03技术界限与关键参数04现场应用案例分析CONTENTS目录05应用效果量化评估06关键技术与配套措施07现存问题与优化方向08推广前景与实施建议01技术概述与发展背景高含水原油集输现状与挑战

油田开发阶段特征国内外油田开发进入深层、高含水、高油粘度时期，原油含水率普遍超过85%，部分区块如萨北油田已达93%以上，集输系统面临严峻考验。

常规加热集输技术瓶颈传统加热集输技术需配套加热炉等设备，成本高昂且能耗大，如大庆油田原油集油能耗曾占地面系统总能耗78%，吨油集油自耗气达27m³，年耗气超13×10⁸m³。

高含水原油流变性变化当含水率达到转相点后，油水乳化液由油包水型转变为水包油型，乳状液粘度显著降低，流动性能改善，为不加热集输创造了有利条件。

集输系统能耗与成本压力随着产液量增加和产油量下降，集输自耗气急剧上升，大部分热能用于掺水加热，导致原油生产成本上升，节能降耗需求迫切。不加热集输技术定义与核心优势

技术定义：常温输送的创新模式不加热集输技术指在原油输送过程中不额外加热介质液体，直接将高含水原油输送到接收站点的集输方式，主要采用内层容积法等技术路径。

核心原理：内层容积法减阻增效通过将高含水原油与低比重内层液混合，利用原油压降、液体离心力和摩擦阻力提供输送动力，无需加热和增压等附加设备。

优势一：显著降低操作成本省去加热设备的购置、运行及维护费用，如长庆油田39峰油田应用后总成本仅为传统加热集输技术的15.4%。

优势二：减少介质损耗与维护难题避免加热导致的介质降解、腐蚀、积碳等问题，维护流程简化，设备运行稳定性提升。

优势三：适应高粘度高含水原油特性针对高粘度、高含水原油（含水率通常超过80%）的流动特性，可有效改善输送效率，解决传统加热集输能耗大的难题。国内外技术研究与应用进展国内技术研究进展国内对不加热集输技术的研究聚焦于特高含水期油气水混输特性，建立了如大庆喇嘛甸油田23℃、萨北油田水驱24℃/聚驱24℃的不加热集输温度界限，开发了冲击流压降修正模型及混输埋地管道温降计算模型，并形成临界粘壁温度测试等配套技术。国内现场应用案例大庆油田内蒙古西沙区块BH34-2D井组采用内层容积减阻集输技术，单位时间输量达57.6m³/h；长庆油田39峰油田应用后总成本仅为传统加热集输的15.4%；萨北油田确定水驱井集输半径1000m、含水率80%、产液量30t/d的技术界限，聚驱井对应为1000m、90%、200t/d。国外技术研究概况国外研究较早关注高含水原油流变性转变，重点探索水包油型乳状液流动特性改善机理，在多相流流型识别、水力热力耦合计算方面形成系列理论模型，为不加热集输技术应用提供基础理论支持。关键技术突破方向当前研究正朝着智能化方向发展，如开发特高含水期不加热集油辅助运行管理软件，应用轮式动态模拟仪测试单井临界粘壁温度，结合管道材质优化（如内衬玻璃纤维钢管），进一步拓展不加热集输技术的适用边界。02技术原理与工艺特点内层容积法输送机理

内层容积法核心原理内层容积法通过将高含水原油与低比重内层液混合，利用原油压降、液体离心力和摩擦阻力提供输油管道所需功率，无需加热和增压附加设备，实现直接输送。

内层液作用机制低比重内层液在管道内形成润滑层，将原油与管壁的摩擦转变为原油与水的摩擦，有效减小运输能耗，改善高粘度和高含水原油的流动性能。

流动能量来源输油过程中，能量主要来源于原油自身压降产生的推动力、液体流动的离心力以及介质间的摩擦阻力，无需外部加热或增压装置提供额外能量。水力特性与流型控制原理01油气水多相流混输复杂性气液多相流动流型变化多、相态间能量损失大、流动不稳定；油气水三相流动更为复杂，存在质量交换、能量交换，压降及温降相互耦合，埋地管道温降还受土壤温度周期性变化等影响。02高含水期流态转变特性当油井含水率达到一定程度时，油水乳化液由油包水型变为水包油型，乳状液粘度降低，流动性能改善，为不加热集输创造条件，管道内流动条件得以改善。03流型对水力特性的影响不同流型下管道压降差异显著，如冲击流等流型需建立特定计算模型；高含水期“水包油”流态可降低原油与管壁摩擦，实现原油与水的摩擦，改善流动性。04水力计算关键模型需构建混输管道水力计算模型，如对Baker模型等典型冲击流压降模型进行修正，结合介质物性参数，实现对多相流压降的准确预测，为管道设计提供依据。工艺特点：低能耗与维护优势能耗成本显著降低不需加热和增压等附加设备，输油管道所需功率来自原油压降、液体离心力和摩擦阻力，操作成本低。以长庆油田39峰油田为例，应用后总成本仅为传统加热集输技术的15.4%。维护难度大幅简化没有加热环节，避免了因加热导致的介质降解、腐蚀、积碳等问题，维护简单效果优，减少了高温环境下加热设备使用和维护的费用和人员投入。适应高粘度高含水原油采用内层容积法，将高含水原油与低比重内层液混合，可适应高粘度和高含水的原油输送，有效改善高含水原油输送难题，如大庆油田内蒙古西沙区块BH34-2D井组单位时间输量达57.6m³/h。03技术界限与关键参数温度界限测定方法与结果

传统经验与试验研究方法原不加热集输界限多依据现场运行管理经验或原油物性及流变性室内试验研究结果确定，不能完全反映实际油气水流动特性。

大庆喇嘛甸油田特高含水期界限大庆油田在采油现场建立试验油气水流型及界限测定实验装置，确定喇嘛甸油田特高含水期自然不加热集油界限为23℃，较原有界限降低12℃。

萨北油田常温集输技术界限萨北油田水驱油井常温集输技术界限为24℃，聚驱油井常温集输技术界限初步确定为24℃。

扶余油田常温输送温度界限根据矿场试验和室内模拟计算，扶余油田集油单井管道埋深在冻土层以下约2m时，常温输送温度界限为16～22℃。集输半径与含水率适配范围

水驱油井适配参数水驱油井常温集输技术界限为含水率80%，集输半径界限为1000m，产液量需达到30t/d。

聚驱油井适配参数聚驱油井常温集输技术界限初步确定为含水率90%，集输半径界限为1000m，产液量要求为200t/d。

高含水期油田适配特性当油田进入特高含水采油期，综合含水超过85%后，油气水混输的水力及热力条件发生变化，为不加热集输创造了条件，部分区块可实现低于原油凝固点的集输。产液量与管道规格匹配关系不同产液量对应的管道规格范围现场试验表明，单井产液量为10～196t/d时，出油管道规格通常为DN40mm—DN80mm，需根据实际液量选择适配管径以保障输送效率。高液量井管道选型案例大庆油田试验区块中，产液量20～70t/d、含水率85%以上的油井，采用DN80mm管道可满足冬季停输4小时后再启动的安全要求。低液量井管道优化方向针对产液量低于40t/d的油井，需结合管道埋深（建议2m以上）和水力特性，避免因流速过慢导致热损失过大或粘壁风险。04现场应用案例分析大庆油田西沙区块BH34-2D井组应用

应用技术类型该井组采用内层容积减阻集输技术，通过将高含水原油与低比重内层液混合，实现不加热条件下的高效输送。

关键应用效果应用后单位时间输量达到57.6m³/h，有效改善了该区块高含水原油输送难题，提升了集输效率。

显著节能效益因无需加热环节，节省了高温环境下加热设备的使用和维护费用，同时减少了相关人员投入，降低了操作成本。长庆油田39峰油田成本对比分析

传统加热集输技术成本构成传统加热集输技术成本主要包括加热设备购置与维护费用、燃料能耗费用及人工操作成本，整体成本较高。

不加热集输技术成本构成不加热集输技术因无需加热设备，成本主要集中于管道优化设计及日常维护，省去了加热环节的能耗与设备费用。

总成本对比结果应用数据显示，长庆油田39峰油田采用不加热集输技术后的总成本仅为传统加热集输技术的15.4%，成本优势显著。

成本降低核心因素成本降低主要得益于省去加热设备能耗（占传统成本的60%以上）、减少设备维护费用（约占传统成本的25%）及降低人工投入。萨北油田特高含水期常温集输试验

试验背景与目标萨北油田综合含水已达93%以上，原油集油能耗占地面系统总能耗78%，吨油集油自耗气27m³，年耗气13×10⁸m³。为降低能耗、控制成本，开展常温集输工艺技术研究，以实现部分油井全年或季节性常温集输。

试验原理及工艺流程针对特高含水期特点，在原有掺热水双管保温流程基础上进行优化：将中转站掺水热洗合一流程改造为掺水、热洗分开流程；中转站仅保留一台加热炉用于热洗，其他加热炉停用（冬季可小火烘炉）；控制中转站掺水温度不超过45℃，计量间回油温度不低于35℃，低产液井可适当补充高温水。

水驱油井常温集输技术界限试验确定水驱油井常温集输技术界限为：集输温度24℃，集输半径1000m，含水率80%，产液量30t/d。

聚驱油井常温集输技术界限聚驱油井常温集输技术界限初步确定为：集输温度24℃，集输半径1000m，含水率90%，产液量200t/d。

试验效果试验表明，常温集输工况下井口回压正常，对转油站泵输影响不大。对符合低能降耗集油条件的油井实施不加热集油，可有效降低系统运行能耗。扶余油田玻璃纤维钢管材应用效果试验井组选择与管材应用

扶余采油三厂选取1-4-3号井、1-8-1号井、3-2-4号井等8口井，采用内衬玻璃纤维的钢管进行常温输送试验，管道埋深在冻土层以下约2m，不进行额外保温。现场应用成功率表现

试验结果显示，采用玻璃纤维钢管材的8口井常温输送成功率达到87%，为扶余油田单井常温集油模式的实现奠定了实践基础。适应性与配套应用模式

对于不适合单井常温集油的油井，扶余油田结合玻璃纤维钢管材特点，采用多井串联掺输模式，集油管道与掺输管道一同埋地敷设，实现季节性常温输送。05应用效果量化评估输量提升与能耗降低数据

大庆油田BH34-2D井组输量采用内层容积减阻集输技术后，单位时间输量达到57.6m³/h，有效改善高含水原油输送难题。

长庆油田39峰油田成本对比不加热集输技术应用后总成本仅为传统加热集输技术的15.4%，能耗显著降低。

大庆萨北油田节气节电成果应用不加热集输技术后，实现节气219.6×10⁴m³，节电73.4×10⁴kWh，节能效益显著。运行成本与维护费用节省分析加热设备费用节约不加热集输技术省去加热环节，避免了加热炉等设备的购置、安装及运行成本。例如长庆油田39峰油田应用后，总成本仅为传统加热集输技术的15.4%，显著降低了加热相关费用。能耗成本大幅降低无需消耗燃料加热原油，能耗显著下降。大庆萨北油田实施不加热集输后，吨油集油自耗气从27m³降低，年耗气量大幅减少，有效缓解了工业用气供需矛盾。人工与维护成本减少省去加热设备的日常操作和维护工作，减少了人员投入和维护费用。如大庆油田内蒙古西沙区块BH34-2D井组应用该技术后，节省了高温环境下加热设备的维护人员和费用。管道维护难度降低避免因加热导致的介质降解、腐蚀、积碳等问题，管道维护更简单。不加热集输减少了管道结垢和腐蚀风险，延长了管道使用寿命，降低了维护频次和成本。与常规加热集输技术综合对比

01经济性对比：运行成本显著降低以长庆油田39峰油田为例，不加热集输技术应用后产生的总成本仅为传统加热集输技术的15.4%，大幅节省高温环境下加热设备使用和维护的费用及人员投入。

02能耗对比：加热能耗实现零消耗常规加热集输需消耗大量热能用于原油加热，如萨北油田原油集油能耗曾占地面系统总能耗78%；不加热集输技术因无需加热环节，彻底消除加热能耗，实现节能降耗。

03工艺复杂性对比：简化操作与维护传统加热集输需配套加热炉、增压设备等，操作流程复杂且维护成本高；不加热集输技术依靠原油自身压降、离心力和摩擦阻力输送，无需附加设备，维护简单，有效避免因加热导致的介质降解、腐蚀、积碳等问题。

04适应性对比：高含水条件下优势凸显常规加热集输在高含水原油输送中能耗浪费严重；不加热集输技术可适应高粘度和高含水的原油输送，尤其在油田进入特高含水期（含水率超过85%）后，依托“水包油”流态改善流动性，能实现低于原油凝固点的安全输送。06关键技术与配套措施多相流混输管道水力热力计算模型多相流混输流动特性复杂性油气水三相混输流型变化多、相态间能量损失大、流动不稳定；存在气液、油水间质量与能量交换；管道压降及温降相互耦合，受土壤温度周期性变化等影响。水力计算关键模型及修正基于典型冲击流压降计算模型，结合现场试验数据对Baker模型等进行修正，考虑介质物性参数及流动参数，提升高含水期管道压降计算精度，如大庆油田建立冲击流压降修正模型并成功应用。热力计算模型构建与验证通过测试严寒地区土壤热物性参数，建立土壤自然温度场计算模型，耦合油气水混输埋地管道温降计算，实现井口温度预测。大庆喇嘛甸油田现场应用中，模型计算值与实测值对比误差较小。水力热力耦合计算方法针对多相流混输特点，采用水力与热力耦合计算方法，综合考虑流动阻力、传热过程及环境因素，为不加热集输管道的安全运行和参数优化提供理论支持，是确定集输界限的重要依据。临界粘壁温度测定与轮式动态模拟应用

临界粘壁温度的定义与意义临界粘壁温度是指导采油井不加热集输的关键边界条件，指高含水原油在管道输送中不发生明显粘壁现象的最低温度，可实现低于凝固点的原油不加热输送。

轮式动态模拟分析仪的测试原理轮式动态模拟分析仪通过模拟单井集输管道内的流动环境，测试不同温度下原油与管壁的粘附特性，精确测定单井临界粘壁温度，为不加热集输提供数据支持。

现场应用效果与节能效益应用轮式动态模拟分析仪指导采油井平稳集输后，实现节气219.6×10^4m³，节电73.4×10^4kWh，有效降低了集输系统能耗，提升了运行经济性。单管深埋与串接工艺适配条件

原油物性适配范围适用于含水率80%以上、以水包油流态为主的高含水原油，需满足含蜡量较低、析蜡点低于集输环境温度的条件，以减少粘壁风险。

产液量与集输半径要求单井产液量宜≥30t/d（水驱井）或≥200t/d（聚驱井），集输半径通常控制在1000m以内，确保管内流体具有足够流速以克服摩阻。

管道埋深与环境适配管道需埋设于冻土层以下≥2m，利用地温维持输送温度不低于临界粘壁温度（如大庆喇嘛甸油田确定为23℃），寒冷地区需结合土壤热物性参数设计。

井口回压与停输再启动界限井口回压应≤1.5MPa，产液量20-70t/d、含水率85%以上的油井，在冬季停输≤4h可实现安全再启动，需避免长时间停输导致管内原油凝固。停输再启动安全控制技术

停输再启动界限试验成果试验表明，产液量20～70t/d、含水率85%以上的油井，在2月份停输4h后可实现再启动，为安全停输时长提供数据支撑。

停输风险因素分析停输后易因温度降低导致原油粘度升高、析蜡沉积，尤其对于低产液井（产液量低于40t/d）和长距离管道，流动阻力增大风险更高。

再启动工艺控制措施针对高回压井（回压高于1.5MPa），采用井口立管集肤伴热或掺常温水辅助措施，确保管道内介质流动性，降低启动难度。

动态监测与应急响应利用轮式动态模拟分析仪实时监测临界粘壁温度，结合管道长度、埋深等参数制定应急启动方案，保障停输后平稳恢复输送。07现存问题与优化方向原油性质差异适应性挑战

原油物性参数影响不同地区原油的凝点、含蜡量、粘度等物性存在显著差异，如大庆原油凝点31℃、含蜡量25%，而扶余油田原油物性不同，导致不加热集输技术适用性存在不确定性。油藏开发阶段差异水驱油井与聚驱油井对不加热集输的要求不同，如萨北油田水驱井需含水率80%、产液量30t/d，聚驱井则要求含水率90%、产液量200t/d，增加了技术适配难度。区域地质条件限制各油田土壤温度、冻土层深度等地质条件差异大，如扶余油田冻土层平均深度1.43m，需管道埋深2m以上，而其他地区地质条件可能不满足此要求，影响技术应用效果。流变性动态变化高含水原油在输送过程中流型易从水包油型转变，可能伴随乳化现象，不同原油乳化程度及稳定性差异大，不加热集输技术需应对复杂流变性带来的输送阻力变化。施工难度与管道结构设计优化

施工难度的主要表现高含水原油不加热集输技术施工需综合考虑输油管线的结构、设计等多种因素，以尽可能减小阻力、提高输送效率，增加了施工的复杂性和技术要求。

管道结构设计优化要点合理设计输油管线的规格，如大庆油田试验中出油管道规格为DN40mm—D