原油流動性能改進劑在油氣集輸中的節(jié)能應(yīng)用

李媛媛

（大慶油田第二采油廠第四作業(yè)區(qū)，黑龍江　大慶　163414）

原油流動性能改進劑在油氣集輸中的節(jié)能應(yīng)用

李媛媛

（大慶油田第二采油廠第四作業(yè)區(qū)，黑龍江大慶163414）

闡述了原油流動性能改進劑在不加熱集油流程中的應(yīng)用，分析了原油流動性能改進劑的應(yīng)用在油氣集輸中的節(jié)能效果和其在油田“三高”階段的推廣應(yīng)用價值及現(xiàn)實意義。

原油流動性能改進劑；油氣集輸；節(jié)能

原油流動性能改進劑在不加熱集油流程中起到了很好的作用。不加熱集油就是利用油田進入高含水開發(fā)期，采出液出現(xiàn)的“三高”現(xiàn)象，即單井產(chǎn)液高、含水率高、井口出油溫度高的有利條件，兼采用降黏、降凝和防蠟減阻有關(guān)技術(shù)，改進低溫條件下油井采出液的流動性，確定合理的集油條件，以實現(xiàn)原油降溫集輸，從而達到節(jié)能降耗的目的。

1999年我廠在南 6-5站、南7-2站將具有降黏、減阻和破乳功能的原油流動性能改進劑應(yīng)用于以聯(lián)合站系統(tǒng)為單元的不加熱集油試驗，2000～2002年，擴大了原油流動性能改進劑的應(yīng)用規(guī)模，增加了薩南一、薩南三、薩南四、南6-6和南6-4站轉(zhuǎn)油站添加原油流動性能改進劑，加藥濃度都在150ppm以下。

一、現(xiàn)場試驗及運用效果分析

從1999年至今，對加原油流動性能改進劑的7個轉(zhuǎn)油站的溫度、液量、壓力、耗氣等數(shù)據(jù)進行了不間斷的記錄和對比。在實驗期間，發(fā)現(xiàn)這7個站的摻水溫度普遍由實驗前的70～75℃下降到徹底停爐時的35～38℃，計量間來油溫度由試驗前的45℃下降到35℃，單井回油溫度由試驗前的33～40℃下降到25～30℃，單井最低集油溫度為15℃。

加原油流動性能改進劑試驗前各站生產(chǎn)情況如表1所示。加原油流動性能改進劑試驗期間各站生產(chǎn)情況如表2所示。

二、經(jīng)濟效益分析

1.節(jié)氣情況

實驗發(fā)現(xiàn)，薩南一、薩南三、薩南四、南6-6和南6-4轉(zhuǎn)油站的外輸氣分別有所增加，而其自耗氣和噸油耗氣也有不同程度的降低。

由表1、表2和每天報表的實測數(shù)據(jù)可知，試驗前后薩南三站自耗氣由16.9m3降到6.8m3，薩南四站自耗氣由25.6m3降到8.3m3，南6-6站自耗氣由8.6m3降到4.05m3，南6-4站自耗氣由12.3m3降到4.8m3，薩南一站自耗氣由13.8m3降到7.4m3，南7-2站自耗氣由7.32m3降到2.76m3，南6-5站自耗氣由12.2m3降到7.8m3。

薩南三、薩南四站累積試驗天數(shù)375天；南6-6站、南6-4、南6-5站和南7-2站、薩南一站累積試驗天數(shù)284天。

薩南一、薩南三、薩南四、南6-6站、南6-5站、南7-2站和南6-4站合計節(jié)氣6961500m3。按冬季0.9元/m3氣價計算，在這7個站的試驗期間可節(jié)省626.535萬元。

2.降低成本

在對這7個站加流動性能改進劑期間，將加藥濃度都控制在150ppm以下。試驗期間共用流動性能改進劑126.5t。

流動性能改進劑支出費用為96.14萬元（改進劑單價7600元/t）。經(jīng)過一段時間的試驗，節(jié)約的經(jīng)濟成本為530.395萬元。

3.確保安全生產(chǎn)

在未加流動性能改進劑之前，7個站在冬季凍井總數(shù)為21口井次，平均每個轉(zhuǎn)油站1個冬季凍井3井次。在加原油流動性能改進劑期間，所試驗的7個站未發(fā)生一次凍井現(xiàn)象。

表1　試驗前轉(zhuǎn)油站生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

表2　試驗期間轉(zhuǎn)油站生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

三、降溫集輸技術(shù)探索

近幾年在添加原油流動性能改進劑常溫集油方面做了大量的現(xiàn)場試驗，通過試驗總結(jié)出：雙管摻常水流程最適合于各種產(chǎn)液及含水的油井進行常溫集油。控制摻水量的多少，即控制了加藥量的大小。其效果的好壞可以通過井口回壓的變化反映出來。當回壓上升較快時，應(yīng)及時調(diào)整摻水量。

1.最低進站溫度探索

從現(xiàn)場試驗情況來看，在相應(yīng)的加藥濃度（150ppm）下，回油溫度高于黏壁溫度（14～15℃）4～5℃時，半個月內(nèi)井口回壓變化不大。

2.最佳進站溫度

從現(xiàn)場試驗情況來看，在相應(yīng)的加藥濃度（150ppm）下，回油溫度高于黏壁溫度（14～15℃）7～8℃時，井口回壓變化幅度不大，并且持續(xù)時間較長（1個月以上）。

目前對已經(jīng)具備加流動性能改進劑進行低溫集輸?shù)?個轉(zhuǎn)油站繼續(xù)加藥實行降低摻水溫度集輸，摻水溫度由65～75℃降至36～45℃。

3.轉(zhuǎn)油站摻水出站壓力

現(xiàn)場試驗表明，為了避免出現(xiàn)油井爭摻水現(xiàn)象而導(dǎo)致系統(tǒng)壓力下降，轉(zhuǎn)油站摻水系統(tǒng)出站壓力不得低于1.5MPa。

4.單井回油溫度

試驗中，將單井回油溫度控制在30～35℃。從現(xiàn)場實際運行情況來看，回油溫度高于原油凝固點（28℃）2～3℃時，井口回壓變化幅度不大，所有生產(chǎn)都表現(xiàn)正常。

5.轉(zhuǎn)油站外輸溫度

試驗中，將轉(zhuǎn)油站外輸溫度控制在35～40℃。目前，油田上一般都采用兩段或三段脫水工藝，該工藝最初要求一段沉降脫水來液混合溫度在45℃以上，以保證游離水脫除及后續(xù)污水處理效果。

通過對游離水脫除機理的研究和現(xiàn)場試驗，總結(jié)出可以適當降低聯(lián)合站的進站溫度，因此，在試驗中將轉(zhuǎn)油站外輸溫度控制在35～40℃之間。

四、結(jié)語

高含水階段，轉(zhuǎn)油站集油溫度已經(jīng)突破了35℃的技術(shù)界限，如果后續(xù)階段的處理溫度仍保持在以往的水平，那么就談不上降低整個油氣集輸系統(tǒng)的能耗了，因此研究低溫游離水脫除和低溫污水處理配套技術(shù)是十分必要的。

TE869

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1671-0711（2015）06-0058-02

（2015-05-07）