低温集油实施过程中存在的问题及思考

2013-04-08孙晓红大庆油田有限责任公司第五采油厂

石油石化节能 2013年11期

孙晓红（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

大庆油田共有油井5300余口，计量（阀组）间269座，脱水站7座。集输系统已全面实施低温集油，主要对全年、季节停掺水油井的实施，常温集油站及低温集油站的实施，优化转油站运行参数，提高设备运行效率等。

2010年底，通过整理、总结、精练多年来低温集油实施工作经验，创造性地提出集输系统“42231”过程管理法，即确定“四个”界限（确定停掺水界限、确定井站回油温度、确定单井掺水量、确定出站掺水温度）、优化“两个”运行（优化加热炉运行、优化掺水泵运行）、控制“两个”水量（控制单井、环掺水量，控制站、间采暖水量）、分解“三项”指标（分矿总耗气指标、分站总耗气指标、分月总耗气指标）、确保“一个”目标（终点指标考核，确保总耗气任务完成），为节气任务的顺利完成提供了借鉴。

1 节气形势分析

2012年集输系统围绕“降低掺水总量、降低掺水加热负荷、提高加热炉负荷率及热效率、加大节气措施的实施力度”的工作重点，在技术管理、设备及技术改造、节气技术研究等几方面开展工作。一是保证季节停掺水、全年停掺水井实施效果，与2011年对比增加126口，全年节气约80×104m3；二是保证常温集油站及低温集油站按计划实施；三是通过“间掺”、“拐点掺水控制”新模式，扩大实施规模，降低掺水量；四是优化加热炉、掺水泵等设备运行，提高设备运行效率；五是加大技术改造及研究与应用力度，为节气工作提供必要的保障。

2 存在的问题及解决方法

截止到2012年7月份，停掺水井数达到1351口；掺水量851×104m3，比2011年减少49×104m3；生产耗气2585×104m3，吨液耗气1.63m3，与2011年同期对比，总耗气量增加189×104m3。

2012年1—7月份节气任务总体上按计划运行，完成了预期指标，但在生产运行中仍存在较为突出的问题，主要表现在常温集油时掺水量控制、掺水泵运行匹配、工艺不匹配、非生产井或特殊生产井管理等几方面的问题。

2.1 常温集油时掺水量的控制

在掺水量较高时，采取停掺、控制单井掺水量等方式，减少全站掺水用量已经是较为常见的技术手段，但在常温集油时，是否有必要进行掺水量控制还有不同的意见。其中典型的观点就是加热炉不开启，不耗气，没有必要再控制单井掺水量，甚至加大单井掺水量，依靠掺水的高压力将原油集输到计量间、转油站。

根据工艺特点，掺活性水集油工艺[1]，掺水有三大主要作用，一是提高集输液温度，降低黏度；二是提高混输液含水率，降低集输液黏度；三是增加集输液量，增大流速，减少凝油挂壁。由于常温集油时掺水温度较低，有的甚至低于油井出液温度，无法提供热源，已失去加热功能，因此掺常温水主要是提高集输液含水率及集输液量两大作用。

根据低温集油的实践，对产液量15 t/d、含水率80%以上的油井实施季节停掺水是可行的，因此，对于常温集油单井，掺水量与产液量的和应低于15m3/d。

2.2 掺水量与掺水泵排量不匹配时，排量与能耗的关系

转油站掺水系统具有较大的波动性，一般冬季掺水量较大，夏季掺量水较小。当掺水量较大时，可以通过泵台数、泵大小等方式进行调整；当掺水量较小、单台泵运行时，通过出口阀门开度、变频等方式对泵的工况进行调节。

减少泵的运行台数，可以显著降低掺水系统能耗，当泵的运行台数无法降低时（运行1台），要降低掺水量，则需调节泵的排量来降低系统能耗。

1）通过调整泵出口阀门开度的方式，降低泵的排量。用关小出口阀开度减少输水量时，泵的轴功率会有所减少，系统的总能耗下降，但随着输水量的降低，出口阀门节流损失的能量越来越大，泵提供的能量的有效利用程度下降，使整个掺水系统的输送效率降低，输液单耗上升。

2）用变频的方式调节泵的排量。一般来说，泵转速下降不超过额定转速20%时，泵效率基本不变，泵转速降低大于额定转速20%以上，泵效降低；泵转速降低超过额定转速50%时，效率明显下降。由于泵的轴功率与转速的三次方成正比，因此，通过降低泵的转速，降低排量，可以使系统总能耗降低，单耗变化不大，但转速降低不宜大于额定转速50%。

因此，当单泵运行时，通过控制单井掺水量，使总掺水量降低，单耗上升，但掺水系统总能耗可进一步降低。