国内首例高寒地区冷输技术在中国石油吉林油田成功应用

近日，中国石油吉林油田大老爷府采区3号站地面系统运用冷输技术一年多后，节气53万立方米，节电5万千瓦时，累计创效63.5万元。该技术是由吉林油田自主研发，国内首例高寒地区冷输技术。

去年开始，中国石油吉林油田针对松原采气厂大老爷府采区节能降耗的主要矛盾和瓶颈技术，通过技术经济论证，提出科学合理的改造方案，站外全面实施单井、支干线冷输，实现“热不出站”。这项国内首例高寒地区支干线不深埋冷输试验，实现了地面集输工艺的革命性改革。

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他们选择大老爷府采区3号接转站辖区集油配水间、支干线、接转站作为先导试验区。冷输试验区所辖6个井组38条管线，111口油水井，单井平均日产液10吨，综合含水95.5%，共有36条集油环，4条支干线，平均集输半径为0.98千米。最长的支干线17号井组1900米，最短的27号井组800米。试验区产液量少，含水高，集输半径小；井组少，井组回压低，有利于冷输试验和评价。

试验过程中，中国石油吉林油田松原采气厂首先对井口进行改造，将原有的三管伴随井口改为标准冷输井口，井口立管及地上部分采用电热带保温。对于集油配水间，取消间内采暖及支干线伴热，切断计量管汇，生产井立管以上缠电热带加保温层，加热水扫线接头、注水扫线接头。新建橇装阀组1座，配水间采用十井式分水器，单井注水量采用全自动流量调节阀控制。东北地区气温零下20摄氏度的情况下，冻层0.7米，吉林油田对站外3.2千米的管网进行改造，采用玻璃衬里，埋深2米防止冻堵。　　

去年9月，冷输试验正式开始后，中国石油吉林油田松原采气厂干部员工严密监控，强化管理，确保冷输试验区平稳运行。他们以物联网平台为依托，实时监控各项生产数据；盯紧参数报警值，迅速采取保障措施。现场员工随时进行参数录取及调控，冷输试验小组准确做出效果分析和评价。按采出液流动过程从井底、井口、单井管线、计量间、支干线、泵站进行逐步分析，评价冷输适应性，确保真实评价冷输试验效果。

冷输试验在历时20多个月的时间里，经历了环境温度从8 摄氏度到零下34摄氏度的变化，员工每天录取压力、温度等参数290多个，进行对比分析。现场进行加药等专项试验，逐步摸索冷输运行规律。

大老爷府采区3号站冷输技术全面应用成功后，中国石油吉林油田开始逐步扩展冷输试验范围。今年1月，开展了冷输试验区以外的区域降温集输试验，通过物联网平台数据实时监控，优化各井组温度，实现站外温度降低15 摄氏度。仅5月至10月全部停止供热期间，便实现节气147万立方米。