優(yōu)化斷塊“一級布站”集油工藝單井管理

張清壯(華北油田公司二連分公司錫林作業(yè)區(qū)，內蒙古 錫林郭勒 026000)

0 引言

節(jié)能減排是石油企業(yè)面臨的首要任務之一。油氣集輸處理系統(tǒng)能耗占比較大，所耗能量包括熱能、電能等，是油田節(jié)能的重點對象，因此設法降低集油能耗是集輸流程節(jié)能的關鍵。產能建設中，我們踐行油田地面建設簡化、優(yōu)化的原則，在充分論證后對某斷塊地面產能實施“一級布站”工藝，“一級布站”工藝符合國家對石油企業(yè)的要求和發(fā)展趨勢。取消計配站和接轉站，采用單井直接進聯(lián)合站、“樹枝狀”串聯(lián)摻水、GPRS通訊方式實現(xiàn)各種數(shù)據(jù)自動錄取監(jiān)測和遠程傳輸?shù)募凸に嚰芭涮准夹g，與傳統(tǒng)集油工藝相比，節(jié)約一次性地面產能建設投資，同時優(yōu)化了原計配站集輸管網(wǎng)。且某斷塊“一級布站”集輸工藝為高寒地區(qū)首次應用，此工藝的運行狀況關系到今后作業(yè)區(qū)地面產能建設的發(fā)展方向，具有重要意義。

1 某斷塊運行特點

某斷塊原油物性呈現(xiàn)為“三低、兩高”的特點：即原油粘度低(9.72～13.74)、膠質瀝青低(24.99～27.55)、產出液井口溫度低(15～22℃)，含蠟量高(35%～44.13%)、凝固點高(30～32℃)。由于原油物性特殊，某斷塊從投入規(guī)模開發(fā)后，單井集油管線時常出現(xiàn)運行不暢的情況，成為困擾作業(yè)區(qū)正常生產的難題之一。某斷塊單井摻水運行參數(shù)無法根據(jù)常規(guī)方法進行優(yōu)化，造成摻水運行參數(shù)高于作業(yè)區(qū)其它區(qū)塊。兩個計配站冬季單井平均摻水量高于其他6個計配站0.97方/小時，夏季高1.04方/小時。作業(yè)區(qū)年自用天然氣330.0161萬方，集輸系統(tǒng)燃料單耗為37.7Kg/t，集輸系統(tǒng)效率60.1%。

2 某斷塊原油物性特殊，單井摻水參數(shù)偏大

地面產能完成后，35口油井采用一級布站集油工藝，串聯(lián)進大集油系統(tǒng)生產。要管理好這些油井，必須充分發(fā)揮一級布站集油工藝的優(yōu)勢。在保證單井安全運行的情況下，實現(xiàn)高效低耗運行。為此，作業(yè)區(qū)成立了由主管領導、工程技術人員、現(xiàn)場管理人員、操作員工組成的項目組。

項目組對作業(yè)區(qū)某斷塊目前運行兩個計配站集油工藝及聯(lián)合站整體摻水、集油系統(tǒng)進行了調查研究，結論為某斷塊原油物性特殊，單井平均摻水量在1.67方/小時，即使在高摻水參數(shù)下運行，也無法保證單井的運行。油井仍出現(xiàn)因管線運行不暢，單井摻水壓力與摻水干壓持平的問題。處理時只能采取油井停抽后用清蠟車或系統(tǒng)水沖洗單井集油線的方法來解決，大大影響了油井的開井時率。即使在夏季某斷塊單井也會出現(xiàn)管線運行不暢的問題，無法對其運行參數(shù)進行優(yōu)化。某斷塊伴生氣大，計配站集油匯管壓力高，與摻水匯管壓差小，地表水位高，管線溫降大，造成單井摻水參數(shù)偏大。

3 針對問題，確立目標，保證“一級布站”集油工藝單井正常運行

項目組成員對某斷塊兩年以來的生產數(shù)據(jù)進行了整理、研究，并將目前集油工藝與當年地面產能建設中采用的新工藝進行了比較，發(fā)現(xiàn)某斷塊集油工藝需要優(yōu)化。某斷塊兩個計配站集油匯管壓力高，與摻水匯管壓差小。其中一個計配站摻水匯管與集油匯管壓差為0.55Mpa，而另一個計配站僅為0.35Mpa，與其他四個計配站1.65Mpa的壓差相差1.2Mpa，單井摻水運行的難度大，造成單井摻水量高。

項目組成員根據(jù)前一階段的現(xiàn)狀調查，對某斷塊兩個計配站單井摻水運行參數(shù)偏高的原因進行了具體分析判斷得出：某斷塊計配站集油匯管壓力高，由于地表水位高、管線溫降大；單井集油線長、流動阻力大；原油物性特殊；單井摻水參數(shù)未及時優(yōu)化調整；摻水計量儀表誤差。

作業(yè)區(qū)目標就是保證某斷塊“一級布站”集油工藝單井正常運行，平均摻水量由某斷塊目前平均的1.67方/小時降低到1.1方/小時。某斷塊新井地面建設采用一級布站模式后，單井距集油干線或支干線的距離最遠為490米，有效降低了單井集油線的流動阻力。且在整體設計過程中充分考慮了某斷塊伴生氣對混合液流態(tài)的影響、地表水位對管線溫降的影響。預計進大系統(tǒng)生產的35口油井，井口回壓小于1.0MPa。可以達到安全運行，減少平均單井摻水量，節(jié)約運行費用的目的。

4 產能建設優(yōu)化措施

產能建設中，充分考慮了某斷塊伴生氣對混合液流態(tài)的影響，東西區(qū)集油干線規(guī)格與閥組間至聯(lián)合站集油干線規(guī)格不同，管徑的增加有效降低單井井口回壓，從而為單井摻水參數(shù)的優(yōu)化調整創(chuàng)造了條件。某斷塊由于地表水位高、管線溫降大，平均地表水位在0.8米左右，管線埋地深度為1.2～1.5米，管線保溫效果差，優(yōu)化了保溫工藝。兩個計配站摻水干線溫降均在10℃左右，溫度損失大，造成單井摻水量高。地面產能建設中，摻水、集油干線及支干線采用合適保溫方式，溫度損失相對較少，從而可以減少單井摻水量。兩個計配站單井集油線長、流動阻力大。某斷塊兩個計配站采用傳統(tǒng)二級布站模式，其中一個計配站單井集油線平均長度為686米，最遠的某井距計配站為1360米，另一計配站單井集油線平均長度為707米，最遠的某井距離另一計配站為960米。單井集油線長，單井產出液管線流動中的阻力增加，造成單井摻水量高。采用一級布站模式的某集油系統(tǒng)建成后，西區(qū)集油系統(tǒng)平均單井管線長度為106米，最遠的某井管線長度為362米，而東區(qū)平均單井管線長度僅為50米，最遠的某-井管線長度為209米。由于單井管線長度減少，大大降低了單井產出液的流動阻力，從而可以減少單井摻水量。

集油系統(tǒng)投運前，利用廠家到現(xiàn)場安裝調試的機會，對此次新應用的自動化監(jiān)測系統(tǒng)、通球裝置、摻水恒流控制器、定壓放氣閥等新系統(tǒng)、新設施的使用、監(jiān)測、日常維護、故障處理進行多次學習。集油系統(tǒng)投運后，加強對單井管線，分階段進行參數(shù)的優(yōu)化工作。

5 “一級布站”集油工藝運行平穩(wěn)，效果良好

某斷塊地面建設“一級布站”集油工藝投產后，平穩(wěn)運行，為今后高寒地區(qū)地面建設推廣 “一級布站”集油工藝奠定了基礎。其余6個計配站平均單井摻水量夏季為0.56方/小時，冬季為0.7方/小時。這兩個計配站沿用“二級布站”集油工藝的單井摻水量在夏季為1.60方/小時，冬季為1.68方/小時。某斷塊采用“一級布站”集油工藝的的35口油井平均摻水量僅為0.8方/小時，達到了預定1.1方/小時的目標。進聯(lián)合站摻水系統(tǒng)35口油井，如按“二級布站”集油工藝單井平均摻水量1.68方/小時計算，聯(lián)合站將增加摻水量58.8方/小時，實際只增加了19.33方/小時。按每口井減少摻水量0.88方/小時計算，每小時可減少摻水量30.8方，每天減少摻水量739.2方。聯(lián)合站摻水總排量控制在114.38方/小時，達到了預期130方/小時以下的目標。

集油系統(tǒng)投運后，集油干線起點壓力為0.55～0.60MPa、末點壓力為0.30～0.35MPa，最遠某井回壓為0.85MPa，兩個計配站系統(tǒng)回壓降低0.2MPa。聯(lián)合站摻水量減少739.2方/天，耗電量減少1286.208kW·h/天，全年耗電量減少46.9466×104kW·h，全年減少動力費支出23.8019萬元，降低燃料消耗86929920kJ。

6 結語

根據(jù)某集油系統(tǒng)單井情況不同制定了單井的摻水運行參數(shù)，并根據(jù)生產情況的變化及時調整，保證了某斷塊“一級布站”集油工藝安全、經濟運行。地面建設“一級布站”新工藝在某斷塊應用后，節(jié)約一次性地面產能建設投資，運行狀況良好，節(jié)約了運行費用，增加了經濟效益。明確了今后作業(yè)區(qū)地面產能建設的發(fā)展方向。在“一級布站”集油工藝單井管理過程中，還存在井口溫變自動化監(jiān)測點因單井產出液與摻水混合不充分，造成溫變數(shù)據(jù)變化大、管理困難，應對集油線末點溫度進行監(jiān)測；針對單井摻水流量不準，影響到系統(tǒng)細化管理和調節(jié)，需要進一步改進和完善，以達到最優(yōu)化。