近日，吉林地区气温已经降至零下20多摄氏度，吉林油田在大老爷府采区3号站地面系统冷输先导试验进行3个月后，取得了可喜成效，目前已实现日节电1000千瓦时，日节气2800立方米。

据松原采气厂工艺所集输组组长郭远明介绍，大老爷府采区含水率高达96%以上，平均单井日产液9立方米且产量低，如果不利用有效科技手段，很难达到效益生产。含水高则流动性好，产液量高则液体热量多，这个采区集输半径短，区块整装，很适合开展冷输节能项目试验。

2017年9月13日，吉林油田采用新技术、新设备、新材料和新工艺，优化、简化现有工艺流程，对大老爷府油田地面系统进行局部改造。他们选择3号站6个井组4条支干线做冬季运行对比试验。投资改造深埋1条支干线，埋深达2米，超过冻层深度；保留3条支干线为原有1.2米埋深，在冻层深度内，用以对比冷输和掺输生产运行和节能情况。

改造5座计量间内的生产工艺，参照试验计量间、配水间在没有伴热情况下的运行参数，观察能否过冬。通过橇装阀组与计量间内工艺改造两种方式保温效果对比试验，将27号计量间改造成了保温效果较好的橇装阀组。改造大老爷府油田辖区内81口单井三管流程为冷输流程，实现油田内全部油井单井集油为冷输流程，实现“热不出站”，为2018年全面推广全冷输做好准备。这是国内首例高寒地区支干线冻层内冷输试验，试验一旦成功，可以说是高寒地区地面集输工艺的革命性创新。

去年11月末，改造工程全部结束，大老爷府采区3号站正式开始冷输作业。支干线实现冷输后，松原采气厂工作人员进行严密监控，每天多次记录6个井组的油压、液温、室内温度及室外环境温度，增加数据采集频次。试验过程中，在气温零下20摄氏度、冻层0.7米情况下，井组油压由0.28 兆帕升到0.42兆帕，运行正常。38条管线正常运行，仅有2条单井管线因液量低、管线长，井口回压由0.5兆帕上升到2.6兆帕。这个厂组织车辆和人员用热水顶管线，在井口加药，并及时调整工作制度，高回压逐步降到了正常水平。

大老爷府采区3号站全冷输试验将从2017年9月持续到2018年5月1日，经历一个完整的冬季，将录取上冻、三九、化冻3个阶段的数据。各项技术成熟稳定后，吉林油田将大面积推广应用，不仅工艺流程改造简单省时，且后续节约能源量可观。