某油田集輸系統節氣形勢及對策

孫曉紅（大慶油田有限責任公司第五采油廠）

1 概述

截至2020年底，某地區某采油廠建有計量間、轉油站、脫水站等共400余座，油井7 000余口。隨著油田開發的不斷深入，地面井、間、站等基礎設施的增加，天然氣消耗猛增。統計2010—2020年10年間耗氣情況，總耗氣量由5 10余萬方上升到1億方以上，上升93.08%；平均單井耗氣量由1.07×104m3上升到1.49×104m3，上升39.25%。根據近年耗氣情況，結合開發預測，預計至2025年總耗氣量將上升到14 644×104m3，噸液耗氣量將上升到3.01 m3/t。此外，返輸干氣量顯著增加的同時，部分轉油站缺氣嚴重，近二分之一轉油站產耗差為負，產耗不平衡矛盾凸顯。面臨油田自產氣整體不足的局面，如何整合現有技術及管理模式，進一步降低天然氣消耗、減緩天然氣消耗增長幅度，成為當前節氣管理發展的主要方向[1]。

2 面臨挑戰

2.1 聚驅規模擴大，能耗上升幅度過大

隨著三次采油區塊陸續投產，聚驅規模不斷擴大，年均增加170口井，新增耗氣（600～900）×104m3。2010—2020年10年間，聚驅轉油站耗氣由112×104m3/a增加到2 283×104m3/a，占總生產耗氣比例24.60%。

2.2 污水處理困難，制約節氣措施實施

三次采油規模的增加導致水、聚驅采出水處理難度加大。為了提高污水處理效果，對來液溫度提出了較高的要求[2]，實施系統提溫，生產耗氣將進一步增加。根據各污水站污水進站溫度數據，水驅轉油站來液溫度若達到目標污水站污水進站溫度，轉油站外輸平均升溫1.6～4.2℃，增加天然氣消耗4.1×104m3/d，增加幅度26.2%，年增加耗氣量1 478×104m3。水驅來液溫度38℃按污水要求需增加耗氣量見表1。聚驅轉油放水站外輸平均升溫4.0～7.4℃，增加天然氣消耗3.7×104m3/d，增加幅度60.6%，年增加耗氣量1 341×104m3。水驅來液溫度42℃按污水要求需增加耗氣量見表1。

表1 水驅來液溫度38℃、42℃按污水要求需增加耗氣量Tab.1 Gas consumption to be increased according to sewage temperature requirements

2.3 開發形勢變化，影響低溫集油深入開展

轉油站轄井日趨多元化。某開發區所屬轉油站已有33座站實現低溫集油，其中18座站常溫集油；但隨著三次加密井、擴邊、扶揚油層開發等變化，轉油站轄井逐漸多元化。集油流程也以雙管流程為主轉變為雙管、環狀并重的格局。單井差異大，轄井成倍增加，管理難度加大。

專業化管理模式與集輸工藝特點存在矛盾[3]。工藝上屬同一轉油站或轉油放水站的油井，歸屬多個小隊管理，在控摻水（摻水量、摻水溫度）、控熱洗等方面協調難度大，制度落實不到位。

3 措施及效果

通過對集輸系統能耗情況統計見表2，集輸系統耗氣占總能耗的95.92%，耗電僅占4.08%；而轉油站2020年系統耗氣占集輸系統耗氣總量的90%左右。

表2 集輸系統能耗情況統計Tab.2 Statistics on energy consumption of gathering and transportation system

因此，集輸系統節能應以節氣為重點，主要環節在轉油站系統。由于摻水（熱洗）供熱、采暖及工藝伴熱是轉油站耗氣的主要方式，如何優化摻水系統參數（主要為摻水量、摻水溫度）、采暖系統運行是節能挖潛的關鍵。2021年，在加強集氣管理、提高產氣量的基礎上，鞏固現有節氣成果；在繼承“42231”過程管理[4]、“四控兩優化”綜合管理等基礎上，開展節點管理[5]。在油井、計量間、轉油站、脫水站等集輸節點采取針對性措施，不斷降低生產耗氣。

3.1 油井停、控摻水，降低井用摻水量

1）實施全年停摻水。對于產液量大于60 t/d、含水率大于80%的油井，采取全年停摻水。

2）實施季節停摻水。按照集油工藝差別、季節變化，分區塊、分階段逐步實施[6]，保證油井的安全生產。

3）“拐點法”控單井摻水量。對于產液量低于15 t/d或含水率高于75%的油井，利用“拐點法”控摻水。

4）加強停產井運行管理。對作業井、常關井等“特殊井”加強日常管理，建立高回壓井檔案[7]，冬季控摻水，夏季停摻水。

3.2 間、站區域停、控摻水，降低系統用水量

1）油井摻低溫水或常溫水。漸次推進轉油站停摻工作。按照先降溫、次停爐、再停泵的順序，逐漸開展轉油站系統節氣工作[8-9]。控制轉油站出站摻水溫度，夏季不超過45℃，冬季不超過55℃，降低系統溫升。其中8座轉油站實施停爐常溫集油（2座轉油站實施停摻水運行），運行時長達到140天。

2）計量間停摻水。分階段實施：第一階段，每座水驅轉油站1～2個計量間實施停摻水，持續1個月；第二階段，密切觀察生產情況，有條件的轉油站增至3～4個；第三階段，實現全站停摻水。共18個計量間實現停摻水，最長停摻水136天，停摻水期間井口平均回壓上升0.17 MPa，回油溫度下降4.4℃。針對停摻水后回壓升高井所屬計量間，改成降摻水，深度控摻水共計27個計量間。

3）實施“低溫集油+高溫水輸”運行模式。為緩解高溫保水質、低溫降能耗的矛盾，優化外輸升溫方式，將轉油站系統“集油”、“輸油”分段考慮，采用“低溫集油+高溫外輸”的組合模式，充分挖掘“低溫集油”的節能潛力，摒棄“低溫外輸”的不利影響。

3.3 控制輔助用能，降低采暖耗氣量

1）控制計量（閥組）間采暖量。針對計量間采暖系統存在的供水量大、采暖水量不可計量、可控性差等問題，對計量間進行“一水兩用”改造，累計完成300座計量（閥組）間。

2）控制轉油站、脫水站、獨立大型站采暖量。在已拆除254組暖氣片的基礎上，2020年進一步加大排查力度，拆除或停用富余暖氣片245組。

3.4 優化設備運行，提高系統效率

優化加熱爐運行臺數，提高加熱爐運行負荷率，降低運行數量；優化加熱爐運行參數，包括剩余空氣系數、煙囪溫度等，加大爐效測試與跟蹤，指導加熱爐運行調整；嚴格執行加熱爐清垢制度，加強化學除防垢的監督檢查，保證按比例、連續加藥，高加熱爐效率。累計停爐89臺次，調整加熱爐23臺次，日常監測與維護589臺次。

2021年全廠生產耗氣較去年降低440×104m3，噸油耗氣增幅明顯放緩，年減少天然氣消耗4 345×104m3，節約生產運行費用2 440萬元。

4 試驗研究

為進一步確定高含水含蠟原油不加熱集輸邊界條件，指導低溫集油工作，應用最新黏壁理論模型[10]，選取水驅9口、聚驅4口井，開展不加熱集油試驗（表3），挖掘節氣潛力。水驅實現連續停摻50天以上3口、20天以上4口，回油溫度最低降至15℃，摻水量平均降低74.19%；聚驅實現連續停摻50天以上2口，回油溫度最低降至24℃，摻水量平均降低86.88%。

表3 集油試驗主要參數統計Tab.3 Statisitics of main parameters of oil test

1）停摻水界限進一步擴大。本次試驗打破了原來認為的產液量15 t/d最低標準，試驗表明最低產液量2 t/d也能實現停摻水運行。

2）對回油溫度的認識進一步加深。最低回油溫度達到15℃，低于原油凝固點16℃，說明在高含水情況下，集油條件發生較有利變化。

3）對于集油控制參數的認識進一步明確。本次試驗表明，回壓是集油的根本控制參數，回油溫度僅能作為參考量。

4）對于聚驅降溫集油有重要指導作用。例如，含聚質量濃度分別為572、365 mg/L的油井，已實現連續停摻水50天以上，因此有必要擴大試驗規模對聚驅降溫集油進行再認識。

5 結論

集輸系統按照“少耗氣、多集氣、零損耗”的工作思路，采取“節點”管理措施，可擴大低溫集輸實施規模。

1）以實事求是的態度看節氣工作。節氣措施必須經得起現場考驗，單井停摻水可以加大實施力度，擴大實施范圍；計量間停摻水、轉油站停摻水要慎重，漸次開展較穩妥。重點抓好控摻水量、控摻水溫度等便捷有效措施的落實，應切實加大低溫集油、常溫集油實施力度，提高節氣效果。

2）節能意識的提高是節氣效果的重點保證。基層采油隊隊長、采油礦主管領導重視，對節能工作的深入開展起到關鍵作用。

3）用發展的眼光看節氣工作。隨著對停摻水界限、回油溫度進一步認識，節氣工作還有進一步挖潛的空間。