油田地面降溫集輸技術應用與效益評價

周遠祥

摘要：隨著油田地面系統節能挖潛的不斷深入，常溫集輸作為集輸系統的一項重要節能增效措施已經在全油田進行了推廣，而對原油集輸系統來說，如何通過改善輸油工藝來降低輸油成本，降低能源消耗是關鍵所在。文章對降溫集輸技術應用進行了分析，總結出一套油田集油降耗的方法，具有十分重要的作用。

關鍵詞：降溫集輸技術；油田地面；集油降耗；常溫集輸技術

中圖分類號：TE832 文獻標識碼：A文章編號：1009-2374（2012）01-0153-03

石油行業作為主要的能源輸出行業之一，在提高產能的同時也消耗了大量的能源，節能降耗顯得尤為重要。油氣集輸系統是將油井采出液匯集、處理和輸送的整個工藝處理系統，消耗著大量的電能、熱能，對系統進行節能測試和監測，針對用能薄弱環節提出節能技改措施，進行節能潛力分析，是油田地面節能工作的重要環節之一。在原油集輸技術工藝選擇上，采取常、低溫輸送不失為一種可取的方式。

我采油廠，下轄三個采油隊改造初期，仍然延續單井摻高溫水的運行模式，使整個采油隊系統能耗高于改造前，只有通過降溫集輸才能實現節能目的。由于油田過渡帶原油物性差，與集輸站或聯合處理站距離較近的采用抽油機本身的機抽壓力通過摻水直接進站處理，距離站較遠的中途加增壓泵，集輸半徑延長，溫降增加，實施降溫集輸易出現單井回壓升高，管線凝堵。對此，我們開展了階段性降溫集輸的試驗。本文通過實施逐步階段性降溫的試驗，分析了不同溫度下單井運行情況和系統回壓的變化關系，確定了合理的集輸溫度界限，為油田優化地面集輸系統運行和節能挖潛增效提供重要的參考。

一、工程概況

從2004年開始，局采油廠實施改造。該地區50℃原油平均粘度為108.54MPa.s，平均凝固點都在29℃以上。采出液含蠟及膠質、瀝青質都較高，單井集輸主要采用摻水輸送。采油廠下轄三個采油隊。其中某采油隊則位于原油物性最差的四條帶，同時也是集輸半徑最長的采油隊，最長集油半徑5200m，系統回壓比較高。改造的投產初期，遠端井溫降大、回壓過高，運行困難。針對這一問題，為了確保摻水溫度，不得不將整個區塊摻水溫度提高，到60℃甚至更高，造成區塊耗氣量增加。該站改造前鍋爐耗煤量為8.3t/d，改造后鍋爐耗煤量為10.5t/d，從數據可以看出，改造后鍋爐耗煤量增加了2.2t/d左右。因此對實施降溫集輸是解決耗氣量高的有效

途徑。

二、降溫與常溫集輸的技術應用探索

（一）摸索停摻技術界限，擴大季節停摻井數

從多年來實施不加熱集油取得的經驗來看，采出液的含水率和單井產液量是實施降溫集輸的關鍵因素。通過擴大季節停摻井數，觀察單井回壓變化，在滿足正常運行的條件下，摸索不同產液量和含水率的單井降溫集油技術界限，是改造后減少摻水能耗的

主要手段。

對此，采油廠在現有工藝條件下，重新核定停摻井，減少摻水量。在對產液量逸30t/d，含水逸90%的單井實施全面停摻的基礎上，采油廠在一隊和三隊選取了產液量高，含水逸70%～90%的單井進行停摻試驗。通過試驗證明含水逸90%的單井可實施全面停摻；含水逸70%～80%的單井只能實施間歇性停摻，并定期對管線進行掃線沖洗。這樣，季節停摻井多增加了13口，間歇停摻井2口。

（二）通過降溫試驗和技術改造，解決降溫集輸的

局限

首先，采油廠從摸索低溫集輸管理極限入手，降低摻水能耗。從2006年4月28日至5月12日摻水溫度從60℃開始，以每5天下調溫度5℃，觀察所轄14 座計量間和單井生產運行情況，確定低溫集輸技術界限，具體分析如下：

從14座計量間平均運行參數來看，摻水溫度從60℃降低到50℃，計量間回壓平均上升0.05MPa，回油溫度平均降低2℃，運行正常。

從單井平均運行參數可以看出，當摻水出站溫度降到50℃，3隊遠端井回壓明顯上升，特別是北單井回壓超過了摻水壓力，無法正常摻水。其他單井管線出現局部凝堵現象，接近管理極限。

從站產氣量和自耗氣量變化情況來看，實施階段性降溫集輸后，耗煤量明顯下降。摻水溫度控制在50℃時較試驗前耗煤量減少了很多，但此時平均每天耗煤量仍在8～8.5t/d左右，且遠端井的管理難度非常大，經常出現管線凝堵。

針對這一問題，在工程管理科的指導下，對三隊采用摻水單泵、單爐供水工藝改造。改造后一隊和二隊實施常溫集輸，三隊摻水溫度控制在50℃～55℃。

通過工藝改造，站耗煤量從低溫集輸時每

天10.5t/d左右減少到7t/d左右，站區塊天然氣能耗下降33%，且生產運行平穩，取得了明顯的節能

效果。

（三）采用玻璃鋼夾克管，解決腐蝕問題

遠端井摻水能耗較高，且低溫集輸運行困難，為了解決這一問題，在站內投加流動該劑，降低系統回壓，確保遠端井在50℃的極限溫度下正常運行。由于我油田油井在蘇中水網地區，地下水很發育，埋地管線埋深正常在1～1.2m，管線正常泡在水中，對管道的外腐相當嚴重，從2006年我們在東北采用玻璃鋼夾克管引進到我們油田并得到推廣應用，實踐證明可以有效的解決了腐蝕問題，雖然一次性投資成本

較高，但從長遠來看，是值得推薦的。

三、降溫集輸對系統的影響因素分析

（一）對集油環生產運行的影響

隨著降溫集輸工作的開展，部分集油環無法正常開井。分析原因：一是部分油井實際產量比預測產液量高，有些井壓裂投產，還有的多口甚至全部壓裂，導致產出液高，無法正常開井；二是實施降溫集輸以來，系統出站溫度在60℃以下，到計量間溫度只有50℃左右，適當提高摻水量后，仍有部分集油環摻水壓力與間總摻水壓力持平，運行困難。采取的措施如下：（1）對于閥組間部分環壓力高、無法正常開井的情況，可增加管道泵，提高壓力、摻水量；

（2）對于總回油壓力高、無法正常開井的情況，可在閥組間總回油增加混輸泵，降低系統壓力；

（3）對于產量高于預測、距離較長的集油環，可采取拆環措施，減少集油半徑。

（二）對污水處理效果的影響

由于污水系統來水溫度降低，導致污水處理濾罐反洗效果變差。分析原因：各站來水溫度平均在35℃左右，低于原油凝固點2℃左右，油水分離效果差，濾層截留的油污黏附在濾料上，使濾料再生效果變差，即使增加反沖洗次數，效果也不佳。這就需

要加大低溫破乳劑、助洗劑的研究與應用力度。

四、經濟效益評價

在油氣集輸環節，分別由集油、脫水、原油穩定處理及儲運能耗4部分組成，其中集油部分的能耗約占集輸系統總能耗的60%～80%，所以設法降低集油環節的能耗是集輸流程節能的關鍵。而在集油流程能耗中，主要是熱能消耗，約占90％以上。

（一）常溫集輸效益評價

通過增加季節停摻井數，站地區季節停摻總井數增加到65口，每口井按1.33kg/h計算，每小時減少摻水量每小時減少65m3，每天節電1800kW·h，按夏季季節停摻計算，年可增效19

萬元。

試驗期間，通過常溫集輸,減少加熱爐點爐運行時間，按白天停爐夜間運行（夏季停運）按提溫到50℃計算每臺爐每小時耗煤量80kg，每臺爐每天耗煤7t，每噸按830元計，每天節約2900元，年可累計增效至少100萬元。

（二）遠端井低溫投加流改劑效益評價

試驗期間，摻水共計用流改劑2.4t,每噸藥劑4216元，共計投入1.01萬元。通過投加流動改進劑，減少了加熱爐的運行時間，按提溫到55℃計算，每小時耗煤量160kg，每天耗煤3.84t，每噸煤按830元計，每天節約3187元，試驗期間累計節約2.6萬

元，增效1.5萬元。以此類推，年可增效36萬元。

五、結論

降溫集輸是減少能耗的有效手段，要根據不同的集輸半徑確定常溫集輸和低溫集輸界限，過渡帶地區集輸半徑超過2km不適宜常溫集輸；從經濟角度和能耗角度兩方面來比較，保持摻水溫度不變，降低單井摻水量的途徑更為可行，為了不造成資源浪費和環境污染，推薦保持摻水溫度不變，降低單井摻水

量的途徑。

參考文獻

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（責任編輯：葉小堅）