高丽丽

[摘 要]随着油田开发进入三次采油阶段，地面工程已形成水驱、聚驱和三元复合驱并存的局面，能耗上升幅度较快，以集输系统为例，耗气占总能耗的84.4%，目前可挖掘潜力有限，存在地面工艺处理技术不完善，管理难度大等一系列难题。本文从节气入手，主要在技术管理、设备及技术改造、节气技术研究等几方面开展工作，着力解决下一步油田开发能耗矛盾。

[关键词]节气 技术 设备 管理 应用 改造

中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）08-0082-01

1.地面集输系统节气概述

1.1近几年集输系统耗气变化趋势

“十一五”以来，通过持续深化不加热集油技术界限，完善配套工艺，加强生产过程管理，低温集输工作收到了很好的节气效果。从2005年～2013年，单井平均耗气量连续下降了近50%，但随着低温集油的深入开展，高产液、高含水油井已经实施季节停掺水、全年停掺水等措施，管理措施挖潜的空间越来越小。2013年后，由于高浓聚驱规模不断扩大，平均单井耗气量有所增加，并且随着三次采油规模的增加，耗气量上升较快。

1.2节气技术现状

为了控制气耗的上升幅度，在不断加大常温集油技术的应用力度外，还扩大“拐点法”控掺水井规模，该方法主要是根据单井产液、掺水温度等参数，应用PIPEPHASE软件模拟计算，针对不同掺水温度、不同掺水量下的单井回压及回油温度进行模拟，利用模拟后的理论生产参数与实际生产数据进行现场拟合，控制单井掺水量，实现单井个性化掺水，达到降低集输能耗的目的。

2.节气潜力分析

2.1 停掺水或季节停掺水实施井数有进一步增加的潜力

油田某区块原油转相点在65%左右，当含水率达到75%时，含水原油粘度大幅降低，沿程压降较小，可以季节停掺水。随着含水率的进一步上升，季节掺水油井可以常年停掺水。

2.2 “拐点法”控掺水井规模有进一步扩大的潜力

根据2011年初步试验效果，2012年开始持续扩大“拐点法”实施规模，掺水总量比推广前下降近60%，实现了单井掺水量、日耗气量及日耗电量3个降低，节能9.3%，以后可进一步扩大实施规模。

2.3 掺水系统运行参数有一定调整空间

一是回油温度有下降的余地。按凝固点进转油站的要求，每个区块的回油温度都有3～5℃的空间。若按低于原油凝固点进站的标准，掺水温度还有进一步下降的空间。但当回油温度降到凝固点附近时，会对后续原油及污水处理系统产生不利影响，根据目前的认识，脱水站总来液温度以高于凝固点1～2℃为宜。

二是掺水量可以进一步下降。根据理论计算，当掺水温度为45℃左右时（回油温度30℃左右），平均单井掺水量为9.6～14.4m3/d，有2m3/d左右的下降空间。

三是掺水温度还可以进一步优化。对典型的双管掺水、环状掺水工艺进行模拟计算，管道的沿程压降均在允许范围内；但沿程温降变化较大，说明掺水温度对集输能耗影响较大。以双管掺水流程为主的转油站，当掺水温度为45℃时，总耗气量及综合能耗最低；以单管环状掺水流程为主的转油站，当掺水温度为45℃时，总耗气量最低、综合能耗较低。因此，当回油温度为30℃，掺水温度应控制在45℃左右。

2.4 聚驱运行参数有进一步优化的潜力

一是控制单井掺水量。在投产初期，采出液含聚浓度较低时，借鉴水驱多年来低温集输经验，通过控制单井水量、探索聚驱季节停掺水可行性。

二是优化加热炉运行参数。通过优化预热加热炉温度、及匹配，掺水加热炉温度及水量等运行参数及匹配，降低系统能耗。

2.5冬季耗气比例大，有一定节气空间

根据历年生产耗气统计表明，冬季耗气占总耗气的63%左右。其中转油站系统约占65%左右，除掺水、热洗、外，采暖、工艺伴热耗气占到转油站耗气的20%以上。部分转油站采暖系统不完善，直接采用掺水供暖，采暖系统与井用掺水系统相互影响，相互制约，冬季低温集输时站内采暖温度低，节气效果差。

2.6扩边转油站有进一步挖潜空间

为节省建设投资，产能扩边井依托已建转油站系统，使转油站的运行状态发生根本性转变。如部分转油站由于新增井、间，目前无法实施常温集油。根据这些站的实际情况，合理确定掺水系统的运行模式，达到节气目的。

3.节气措施研究

通过对集输系统用能进行分析，结合油田实际，以“稳水驱、降聚驱”为总体思路，紧紧围绕“降低掺水总量、减少掺水加热负荷、提高加热炉负荷率及热效率、加大节气措施的实施力度”的工作重点，在技术管理、设备及技术改造、节气技术研究等几方面开展工作。

3.1 技术管理

3.1.1 保证停掺水规模

季节停掺水要按照集油工艺差别，分类实施；根据时间不同，分批实施；根据季节变化，分形式实施。对含水大于80%，产液量60t/d以上的油井全年严格实施停掺水。

3.1.2 进一步扩大“拐点法”控单井掺水应用规模

一是现状调查，编制实施方案；二是分批次实施，根据掺水温度变化情况，摸索确定不同掺水温度下的拐点掺水量；三是总结分析，包括阶段小结（每批次之间或季度）、全年总结，分析评价实施效果。

3.1.3 加强设备管理，提高运行效率

一是优化加热炉运行。规范加热炉运行台数，提高加热炉运行负荷率；严格执行加热炉按周期清垢制度；加强化学除防垢的监督检查，保证按比例、连续加药；做好转油站游离水脱除器清淤工作，减少固体杂质在火管、烟管沉积，提高加热炉效率。二是优化掺水泵运行。负荷率80%以上的，优先启运安装变频调速装置的掺水泵；当泵管压差大于0.2MPa时，调整泵的运行。

3.2设备及技术改造

3.2.1转油站采暖系统改造

对直接采用掺水供暖的转油站新建采暖炉，配套改造采暖及伴热系统，解决无独立采暖系统的转油站低温集输时整体能耗较高，采暖温度低，影响低温集输；三合一沉降放水含油高易造成采暖系统堵塞；采暖设施长期运行，腐蚀老化严重等问题。或者考虑采暖泵和掺水泵单独运行的模式，便于采暖水量调节，减少采暖耗气。

3.2.2做好“前端降温后端升温技术”推广工作

通过“前端降温后端升温”现场试验，论证了低温集输、低温原油处理、低温沉降过滤+高温反冲洗污水处理技术的可行性，摸索出联合站最低来液温度界限30℃，反冲洗水合理的温度界限38℃，集输系统降温与污水系统反冲洗水升温经济合理的温度界限32℃，确定了污水系统反冲洗水单独升温的模式，综合节气率达11.5%，有效解决了节气与水质指标的矛盾。

3.3节气技术研究

3.3.1对加热炉运行效率进行动态监测

加热运行效率与很多因素有关，其中影响比较大的是燃烧器燃烧情况、外保温情况、火管烟管的换热效率等。利用烟气分析仪等设备，对加热炉的运行状态进行监测，判断排烟温度、烟气组分、空气过剩系数等参数的合理性，以及加热炉效率等数据。根据检测结果，调整加热炉运行参数，或对加热炉进行除防垢、热管改造、保温等技术措施，提高加热炉运行效率。

3.3.2规范高回压井管理

生产运行表明，当低温或低掺水量运行时，单井或环的回压将上升，严重时将影响油井的安全生产。主要做好以下几方面工作：一是规范高回压井标准，编制高回压井档案模板，设计高回压井的上报、立项流程；二是专项检查档案的填写、管理等情况，现场核实高回压井运行情况，保证档案内容及时、准确；三是建立长效机制，将高回压井管理纳入到日常工作当中，并进行定期检查。

参考文献

[1]孙晓红.低温集油实施过程中存在的问题及思考[J].石油石化节能，2013，3（11）：53-54