淺析低產(chǎn)油田降溫集輸節(jié)能工作的探討

李培德

摘要：近年來(lái)，隨著社會(huì)經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展和人們生活水平的逐步提高，我國(guó)能源消費(fèi)總量不斷增加，能源問(wèn)題已逐漸成為社會(huì)關(guān)注的焦點(diǎn)。開(kāi)發(fā)較早的區(qū)塊，系統(tǒng)內(nèi)的含水更高。目前與油田開(kāi)發(fā)初期原油輸送環(huán)境發(fā)生了改變，傳統(tǒng)以回油溫度高于原油凝固點(diǎn)的生產(chǎn)管理方式需要改變。探索適合油廠地區(qū)條件下的降溫集輸方式，降低集輸耗氣量，是完成油田生產(chǎn)綜合能耗下降20%的主要手段。

關(guān)鍵詞：遼河油田 集輸 節(jié)能 管理 高含水

1 概述

2004年11月25日，國(guó)家發(fā)改委印發(fā)了《節(jié)約能源中長(zhǎng)期規(guī)劃》，提出了全國(guó)到2020年的節(jié)能目標(biāo)，節(jié)能任務(wù)十分艱巨。目前某區(qū)塊綜合含水80.73%，平均單井產(chǎn)油1.62t/d，按單井0.8m3/h的摻水量計(jì)算，集油系統(tǒng)內(nèi)的含水可達(dá)到95%，另外降溫集輸是油田生產(chǎn)的實(shí)際需要。缺少天然氣的現(xiàn)實(shí)情況促使我們加快了降溫集輸試驗(yàn)與應(yīng)用步伐。

2 降溫集輸?shù)膬?nèi)涵與主要做法

油田生產(chǎn)原油與老區(qū)相比具有產(chǎn)量低、含水低、含蠟量高、凝固點(diǎn)高的特點(diǎn)，不同區(qū)塊生產(chǎn)原油品質(zhì)差異很大，集輸能耗高，開(kāi)展降溫集輸工作難度非常大。集輸系統(tǒng)傳統(tǒng)的集油模式是摻水溫度不能低于70℃，回油溫度不能低于35℃，單井摻水量控制在0.8m3/h左右。降溫集輸是根據(jù)油田含水不斷上升的實(shí)際情況，減少含水油集輸?shù)膿剿?，同時(shí)降低摻水溫度，使油井生產(chǎn)含水油在較低的溫度下安全集輸。

根據(jù)加熱負(fù)荷公式計(jì)算，減少1m3摻水（摻水出站58℃，沉降后進(jìn)加熱爐35℃），可節(jié)氣3.15m3，節(jié)電0.70kW·h。雙管摻水流程設(shè)計(jì)單井摻水量為0.8m3/h，如果將雙管摻水量控制在0.5m3/h以下，可節(jié)省摻水0.72×104m3/d，節(jié)氣2.3×104m3/d，節(jié)電0.05×104kW·h/d。

2.1 通過(guò)前期試驗(yàn)，確定降溫集輸?shù)目尚行?/p>

一是開(kāi)展了某區(qū)塊含水原油流變特性等試驗(yàn)研究。分析原油粘度和含水率的關(guān)系，管壁結(jié)蠟量和原油含水率的關(guān)系，研究原油流型變化情況。當(dāng)原油含水率超過(guò)60%后，含水油表面粘度下降；含水在80%以上時(shí)，管壁形成水膜，蠟晶體在管壁上附著力減弱；管道中的水為連續(xù)相，油團(tuán)為分散相，流動(dòng)阻力降低。根據(jù)我廠含水比較高的實(shí)際情況，降溫集輸可以擴(kuò)大規(guī)模，并且有些油井可以采取常年停摻水運(yùn)行。

2.2 監(jiān)測(cè)管輸介質(zhì)流態(tài)，在計(jì)量間安裝了流動(dòng)狀態(tài)可視裝置。通過(guò)回油可視窗，直觀看到液體流態(tài)，當(dāng)回油溫度高于原油凝固點(diǎn)時(shí)，管道內(nèi)原油連續(xù)流動(dòng)，回油壓力相對(duì)平穩(wěn)；當(dāng)回油溫度在原油凝固點(diǎn)以下1-2℃時(shí)，管道內(nèi)原油斷續(xù)流動(dòng)，回油壓力略有波動(dòng)，原油輸送平穩(wěn)。

2.3 監(jiān)測(cè)油井井口出液溫度，對(duì)油井停摻后，進(jìn)行井口溫度普查。平均出液溫度為29℃，最低的14℃（僅1口），最高的41℃。其中出液溫度低于22℃的井8口，占普查井?dāng)?shù)的1.3%；出液溫度22℃-25℃的井96口，占普查井?dāng)?shù)的15.1%；出液溫度25℃-30℃的井291口，占普查井?dāng)?shù)的45.9%；出液溫度31℃-36℃的井145口，占普查井?dāng)?shù)的22.9%，出液溫度高于36℃的井94口，占普查井?dāng)?shù)的14.8%。統(tǒng)計(jì)有83.6%的油井出液溫度高于25℃原油凝固點(diǎn)。研究表明在高含水開(kāi)采階段，因油田長(zhǎng)期注入有一定溫度的污水，油井出液溫度比較高，有利于降溫集輸。

2.4 通過(guò)深埋冷輸試驗(yàn)，確定降溫集輸?shù)睦漭斈Ｊ揭皇遣患訜峒敼艿缆裆钤趦鐾翆右韵拢?2.0m）比較合適，在此埋設(shè)深度下可不設(shè)保溫層，井口回壓低于1.5MPa，對(duì)油井產(chǎn)液量基本沒(méi)有影響；二是產(chǎn)液量高的井可以單管輸送，日產(chǎn)液量<10t，含水率<80%的油井不適合單管冷輸集油，但可由高含水、高產(chǎn)液油井串聯(lián)冷輸集油。

3 通過(guò)完善技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，確保降溫集輸規(guī)范運(yùn)行

針對(duì)采油廠的實(shí)際生產(chǎn)情況，對(duì)油井、集油環(huán)采取的集油模式進(jìn)行了界定。對(duì)于中轉(zhuǎn)站油井平均產(chǎn)液量大于20t、含水大于90%，但所轄部分單井產(chǎn)液量小于5t、含水小于70%，全站實(shí)施夏季摻常溫水集油；對(duì)于中轉(zhuǎn)站油井平均產(chǎn)液量大于20t、含水大于90%，所轄油井產(chǎn)量大于5t、含水大于80%，全站實(shí)施夏季停摻水集油；對(duì)于含水大于80%、液量大于10t，管長(zhǎng)小于1000m的油井，實(shí)施單管停摻水集油；對(duì)于含水大于90%，管長(zhǎng)小于1000m的油井，夏季實(shí)施單管停摻水集油；對(duì)管徑大于60mm，含水大于60%，產(chǎn)液量小于25噸，環(huán)長(zhǎng)小于3000m，回油壓力小于0.7 MPa的環(huán)井，夏季實(shí)施停摻水集油；外圍油田含水在40%以下的低含水集油環(huán)回油溫度可以降到30℃；含水在40%-70%的中含水集油環(huán)的回油溫度可以降到27℃。當(dāng)進(jìn)行系統(tǒng)調(diào)整改造時(shí)，采用單管深埋冷輸集油模式，高含水、高液量油井單輸；高含水、低液量的串輸；低含水、低液量的摻輸。針對(duì)不同季節(jié)在不同環(huán)境溫度條件下進(jìn)行降溫集油的實(shí)際情況，制定了不同的集油界限標(biāo)準(zhǔn)；針對(duì)同一油井、計(jì)量間、中轉(zhuǎn)站在產(chǎn)量、含水等條件發(fā)生變化的情況下，相應(yīng)的調(diào)整集油界限，保證了降溫集油的時(shí)效性，使降溫集輸工作可以穩(wěn)步實(shí)施。

4 通過(guò)制定配套措施，實(shí)現(xiàn)油井生產(chǎn)平穩(wěn)運(yùn)行

一是廠制定了降溫集輸工作實(shí)施方案，完善了管理制度及考核細(xì)則，節(jié)氣指標(biāo)分解到各小隊(duì)。在降溫集輸過(guò)程當(dāng)中，嚴(yán)格檢查考核各采油隊(duì)、中轉(zhuǎn)站的摻水出站溫度、摻水量、回油溫度。

二是加強(qiáng)資料錄取分析，保障生產(chǎn)安全。管井人每天上、下午各取一次單井回壓資料；計(jì)量間資料員按時(shí)觀察、記錄單井回油溫度及匯管壓力；中轉(zhuǎn)站小班按時(shí)錄取各計(jì)量間來(lái)液溫度、壓力和氣壓、終點(diǎn)溫度和終點(diǎn)壓力。

三是制定熱洗制度、干線沖洗制度。在冷輸期間認(rèn)真分析單井回壓變化情況，單井回壓上升到1.3MPa以上時(shí)采取熱油車(chē)沖洗干線。

參考文獻(xiàn)：

[1]劉熠.油氣兩相流管道內(nèi)腐蝕研究[D].西南石油大學(xué)，2007.