高耗集油环改造技术研究与应用

2011-11-16王志勇唐小犇

石油石化节能 2011年4期

关键词：集油口井油井

王志勇：唐小犇

（1.大庆油田有限责任公司第八采油厂；2.大庆油田矿区服务事业部物业管理三公司）

高耗集油环改造技术研究与应用

王志勇1：唐小犇2

（1.大庆油田有限责任公司第八采油厂；2.大庆油田矿区服务事业部物业管理三公司）

由于区块产量递减，集油环管辖的部分油井逐步报废、转注、转提捞，致使集油环无效掺水量增加，路线增长，热损失增大，单位操作成本上升。通过分析集油环运行能耗影响因素，建立了集油环能耗评价模型，在油井地质开发井位基本明确的情况下，对高耗集油环系统进行了优化整合，达到了节气、节电、降低成本的目的。

高耗集油环：优化改造：经济评价模型：节能降耗

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.04.011

1 集油环运行情况

大庆油田第八采油厂站外集油系统采用单管环状流程，早期建成的区块每个集油环管辖3～5口井。随着区块产量递减，报废井、转注井、提捞井、关井的数量不断增多，集油环内油井数不断减少。管辖2口井以下且走向不合理集油环307个，占总环数的37.6%。年多耗气量达614×104m3。

由于集油环管道走向并未做改动，为了维护集油环正常运行，从集油环中分离出去的油井井口产液要由掺水来补充，致使这部分集油环掺水增多；同时集油环走向不合理，掺水路线增加，使得集油管道热损增大，能耗增高。

m——管道内介质的质量流量；

Ti——管道内进口端的温度；

T——管道内任一点的温度；

Pi——管道内进口端的压力；

P——管道内任一点的压力；

V——管道内介质的体积流量。

根据能耗与费用之间的转换数量关系，确定集输管道电费w1和天然气费w2的计算方法如下：

2 集油环评价模型的建立

式中：

k——天然气的价格。

采用技术经济学中的10年费用现值模型。10年费用现值计算公式：

集油环能耗包括两部分：一部分是由中转站供应热水掺入管线加热原油，提高输送温度以降低其黏度产生的能耗（气耗）；另一部分是由泵提供压力克服摩擦阻力损失产生的能耗（电耗）。主要影响因素有：管长、管径，管道埋深，管道保温状况（热阻），掺水量，产气量，含水率，土壤物性，掺水温度等。集输管网的热能消耗q1、动力消耗q2计算公式[1，2]如下：

式中：

c——管道内介质的比热容；

式中：

P2——费用现值；

P1——改造投资；

P——费用现值。

式中：

A——改造后的集油环运行费用；

n——年；

i——基准折现率。

式中：

a——改造每米管线费用；

l——改造长度。

结合上述研究内容，开发了集油环经济技术评价模型，将基本参数输入后，自动输出多种优化方案油井方位图以及能耗运行费用示意图；从而依据运行费用现值和最小改造费用（即总费用最低）确定最佳调整方案，指导集油环优化治理。

3 高耗集油环的优化改造

以芳6-9计量间为例，依据集油环生产运行参数（表1），对集油环优化改造方案进行优化和经济评价。

表1 芳6-9计量间油井生产现状统计

汽油比：10 m3/t；单位长度管线改造成本：ϕ 60 mm×3.5 mm为22.71×104元，ϕ76 mm×4.5 mm为28.1×104元；环掺水量2 m3/h。计量间周边无邻近计量间，正常生产的3口井无法挂接到其他计量间，只能在现有工艺条件下进行优化调整。芳6-9计量间井位分布见图1。

通过分析，确定三种优化改造方案。

◇优化方案1：将芳64-110井、芳64-114井和芳609井分别改为双管掺水系统，管线长度为3 280 m。

◇优化方案2：将其中任意2口井并成一个环，剩余1口井改为双管掺水，共三种改造方案：芳64-110为双管掺水系统，其他2口井成环，管线长度为2 687 m；芳64-114为双管掺水系统，其他2口井成环，管线长度为2 919 m；芳609为双管掺水系统，其他2口井成环，管线长度为3 030 m。经过分析，芳64-110为双管掺水系统，其他2口井成环，这样改造路线总费用指标最低。

◇优化方案3：当三井成环时，按照首端井不同，共有三种典型环路图：芳64-110为首端井时，管线长度为2 437 m；芳64-114为首端井时，管线长度为2 437 m；芳609为首端井时，管线长度为2 669 m。经过分析，当芳64-114为首端井时，总费用指标最低。

最终结合相应的设计规范及管径优选，得出方案对比表（表2）。可以看出，将芳64-110改为双管掺水流程，其他2口井组成一个集油环的方案总费用最低，为最佳调整方案。改造前后芳6-9计量间参数见表3。

表2 各改造方案费用对比

表3 芳6-9计量间改造前后参数对比

改造前后对比，掺水温度下降5℃，掺水量下降4.17 m3/h，环长减少2.07 km。用能耗计算模型计算，年节气2.1×104m3，年节电0.34×104kW·h，取得较好的节能效果。

4 低效转油系统应用效果分析

宋Ⅱ-2转油站建于1994年，建成阀组间4座，集油环18个，管辖油井59口。随着油田开发时间的延长，低产低效井陆续关井、转注、提捞，至2008年底，正常运行集油环12个（其中辖3口井及以上的集油环2个，辖2口井的集油环5个，单井集油环5个），正常生产油井22口，日产液、日产油由初期的256 t、159 t分别降到55.6 t、21.8 t。站外集油环运行参数见表4。

表4 站外集油环运行情况

由于集油环所辖井数减少，集油环走向未变，为保证集输的水力热力条件必须加大掺水量。2008年平均单井掺水量2.87 m3/h，吨油耗气197.1 m3，吨油耗电429.2 kW·h。

利用上述研究成果，通过集油管网改造优化设计软件，对站外集油管网进行优化评价，确定改造方案。以2#间为例，进行了优化整合，该计量间管辖集油环3个、油井9口，通过分析确定两种优化改造方案。

◇优化方案1：将原2环芳112-106从系统中分离出去，芳110-104与芳112-102连成新环；原4环芳116-104、芳116-108、芳116-112从系统中分离出去，芳116-106改为双管掺水系统独立成环。

◇优化方案2：将原2环和原4环整合为一个环，即芳110-104、芳112-102、芳116-106连成新环。

同样对其他间进行优化，依据每种方案进行组合，模拟计算能耗与运行费用。

通过论证，若保留站内掺水系统，12个正常运行的集油环经过优化组合，改造后投资回收期均大于5年。最终方案采取产量低于1.0 t的15口井转提捞，取消转油站，剩余7口油井调入芳707站。由于距相邻系统较远，7口油井采用电加热集油工艺，停运4个集油阀组间，投资回收期为1.91年。经过综合改造，减少转油站等管理点7处，减少用工30人，年减少耗气126×104m3，减少耗电312×104kW·h，年减少运行费用388×104元。