海拉尔油田降温集输试验效果分析

聂红培高见邢二涛

（1.大庆油田天然气分公司油气加工九大队；2.大庆油田海塔指挥部）

海拉尔油田掺水集输系统耗能以石油伴生气为主，由于伴生气量不足，需要补充燃料油，2010年燃料油消耗量为1710t，相当于油田一天半的产量；电热管集输系统共计217口油井，占油田油井总数的31.2%，但电力消耗为油田总耗电量的一半。

为此，海拉尔油田于2011年6月开展了降温集输试验，分析集油系统参数，降低集输系统能耗。

1 基础数据及参数分析

1.1 原油物性参数

海拉尔原油属于轻质高蜡原油，不同区块之间的原油物性参数差别很大：各区块油样中，胶质、沥青质含量（8.69%），呼一联原油较低；从低温流动性来看，比较突出的是贝中、乌东原油和呼一联原油，前两者凝点高达29℃，后者是21℃，其他油品的凝点则在25℃左右；从流动性指标来看，黏度（50℃）相差较大，最小的是呼一联(5.68 mPa·s)，最大的是贝中转（21.47mPa·s）（表1）。原油物性的差异决定了试验中要根据各自情况制定不同的方案。

1.2 含水原油转相点

选取油田各个区块的含水原油，在不同测试温度（25～50℃）、含水（10%～90%）、剪切速率（10s-1、80s-1、160s-1）条件下，进行了乳化油转相点的测试对比试验，总体上看，含水原油黏度转相点一般在含水50%～65%之间，随后黏度随原油含水率的增加而下降，试验中应尽量避开这一含水区域[1]。

表1 主要油区原油性质

1.3 原油黏温特性

6个作业区油样相同剪切速率下黏度随温度变化速率基本相当（图1），说明它们的黏温性质相似[2]。原油黏度随温度的升高递减，在25～40℃区间内，随着温度的上升，黏度降低较快；在40～50℃区间内，随着温度的上升，黏度降低较慢。

2 现场试验效果分析

降温集输试验开展前，制定了详细的降温集输运行方案和严格的管理制度，确定了降温集输项目组成员及分工，并要求定期召开例会，及时总结试验运行情况。

掺水系统试验采用掺水温度不变、控制掺水量的方式。试验中，监测掺水量、回油温度、压力等各项数据，分析掺水量、回油温度、回压之间的关系，通过掺水量、热力学计算和日耗气耗电等情况进行分析，确定出合理的运行参数。电热管集油系统试验采用逐步关停井口电加热器、逐步调整首末端电热管温度的方式。

降温集输试验运行一年来，针对不同季节的气温特点，有针对性地改变试验参数，初步探索出了不同季节降温集输试验数据。

2.1 集输温度变化情况

与去年同期相比，集油温度下降3℃左右，其中，夏季集油温度较去年同期下降4～5℃，个别集油环实现了凝固点集输；冬季集油温度较去年同期下降2～3℃。试验中，夏季集油温度在33℃左右，冬季集油温度维持在38℃左右。

贝301作业区原油凝点温度低，2#阀组间夏季实现了停掺集输，停掺试验中，井口压力、回油温度比较稳定，油井生产正常。集输温度稳定在28℃，较去年同期降低5℃。

贝中作业区为电热管集输，夏季试验中，井口电加热器全部关停，部分集油管线实现了关停电热管集输。

2011年1月至2012年6月集输温度变化情况见图2～图4。

2.2 掺水量与耗电量变化情况

2.2.1 总掺水量变化情况

试验阶段，油田总掺水量平稳下降，6月中下旬至8月中旬，总掺水量在4000m3/d，比去年同期减少1800m3/d左右；8月下旬总掺水量开始逐步上升，12月份稳定在7200m3/d左右，较去年同期减少1500m3/d（图5）。从总体来看，试验运行一年来，与去年同期相比，总掺水量减少15%左右。

2.2.2 单井掺水量变化情况

在降温集输试验前，冬季平均单井掺水量在0.85m3/h，试验后，冬季平均单井掺水量为0.68m3/h，减少20%；开展试验后，夏季平均单井掺水量为0.37m3/h，较去年同期减少0.15m3/h，个别集油环实现了不掺水集输（图6）。

2.2.3 电热管集输耗电量变化情况

贝中作业区280余口油井均采用电热管集输方式，通过降低电热管温度、夏季关停井口电加热器等措施，与试验前相比，冬季日减少耗电量1.3×104kWh，日节约费用7000多元；夏季日减少耗电量1×104kWh，日节约费用6000左右。作业区日耗电情况见图7。

夏季试验中，集输1#干线电热管于2011-07-20至2011-08-20期间停止加热，井口回压保持稳定（<1.2MPa），成功实现了不加热集输。

3 存在的问题及建议

目前海拉尔油田有部分集油环试验效果不理想，存在掺水量偏大、回油温度偏高的情况，因此，挖掘降温集输试验潜力将会进一步降低集输能耗。

3.1 产液量低、间抽井多、出液无规律的影响

海拉尔油田680口油井中，日产液超过3.0t的油井不足三分之一，大部分油井产液量偏低，同时存在间歇出液、无规律出液的情况，给试验带来极大困难。试验中压力、温度参数存在较大的波动，需要根据具体情况对这部分集油环进行运行参数合理调配，保证生产正常运行的同时，最大可能减少运行能耗。

3.2 工艺流程的影响

除呼一联和苏一联脱水装置有加热功能外，其他联合站不具备脱水前预热功能，制约了降温集输工作的大面积推广和深入进行。需要对这些站工艺流程进行改造，满足脱水装置运行需要。

3.3 关停转注井多的影响

以贝28作业区和贝16作业区为例，这两个作业区316口油井中，2011年关停转注井达到71口，这部分油井拆机后，所属集油环剩余油井仍在运行，造成集油环距离过长，沿程温降大，掺水量偏高。目前，集输管网优化工作正在进行中，但仍有部分油井无法实现就近挂靠附近的集油环，不利于降温集输工作的开展。

3.4 掺水控制不灵敏的影响

乌东作业区安装了流量自动控制装置，可以根据回油温度的变化自控调整集油环掺水量。单井掺水量要比油田平均单井掺水量低0.1m3/h，但其他作业区掺水阀仍使用闸板阀手动控制，导致掺水控制不精确、无法精确计量等情况，制约试验的开展。因此，安装流量自动控制装置将会有效降低掺水量，节约集输能耗。

4 结论

1）海拉尔油田含水油的黏度转相点在50%～65%之间，由于产液量低，掺水后集油环内含水要在这个区间之上，有利于降温集输工作的开展。

2）开展降温集输试验后，集油温度降低3℃，掺水量减少15%，耗电量降低1×104kWh以上，试验取得了明显的效果。

3）优化管网结构、采用智能化掺水控制装置、改造脱水工艺流程，可以进一步降低集输能耗。

4）继续摸索和细化集油参数，采用降低掺水量和掺水温度相结合的方式，对个别集油环进行常温集输等试验，不断完善符合生产实际的单环个性化运行方案，进一步挖掘降温集输的潜力。

[1]刘晓燕,毛前军,刘立君,等.油气水三相流埋地管道温降的影响因素研究[J].工程热物理学报,2009,30(8):1343-1346.

[2]李想.降温集输节能降耗效果分析[J].石油科技论坛,2009(4):43-44.