稠油区块开发中后期节能降耗的配套措施

2014-03-08辽河油田锦州采油厂

油气田地面工程 2014年10期

辽河油田锦州采油厂

稠油区块开发中后期节能降耗的配套措施

刘贵满辽河油田锦州采油厂

稠油老区地面集输设备、工艺流程基本没有随着生产状态的变化而进行合理改造，油田开发初期设计的集输设备、工艺流程工作能力与目前生产实际不协调，势必造成较高的能耗损失。节能降耗挖潜措施包括合并低液量中转站外输；优化低产井进站、掺液工艺流程；外输底水回掺，高温高液邻井自洗。

集输设备；工艺流程；节能降耗；底水回掺；外输中转站合并

稠油区块开发初期在油层接近原始压力下单井日产液较高，正常日产液在50～100t左右，而目前处于开发中后期，单井日产液在15t以下的油井比例为24.9%，日产液小于10t油井比例高达33.2%。稠油老区地面集输设备、工艺流程基本没有随着生产状态的变化而进行合理改造，油田开发初期设计的集输设备、工艺流程工作能力与目前生产实际不协调，势必造成较高的能耗损失。

1 集输设备和流程存在的矛盾

（1）外输离心泵功率过大。目前普遍运行的外输泵功率在75～132kW之间，单泵正常日外输能力840～1350m3左右，据统计，29.4%中转站实际外输液量只有外输泵额定外输能力的25%～40%。每个低液量中转站可以将变频器频率调低保持小排量输液，这种大马拉小车造成电能浪费约35%左右。根据实际产液情况，通过间歇启停外输泵措施虽可以在一定程度上节约电能，但间歇输油对整个集输系统平稳运行有一定影响，容易造成外输系统压力波动，特别是在冬季气温较低时影响更大。

（2）传统单井地面集输工艺能耗高。掺液量要考虑油井出液量、油水分离、原油黏度、井口回压、管线长度等因素。单井产量过低导致掺液效率降低，传统每口稠油井一条进站和一条掺液管线使掺液不合理，大量的外供掺液也造成联合站掺液泵和中转站外输泵运转电能浪费。由于油井液量低，进站加热炉热利用率也较低，造成天然气浪费。

2 节能降耗挖潜措施

（1）合并低液量中转站外输。充分论证低液量中转站分布位置、正常外输液量等因素，优化2～4个低液量中转站或集输平台，合并成一个大的外输中转站，最大限度地停运外输泵数量，减少电能浪费。另外由于运行外输泵数量减少，相应泵运转维护费用也大幅减少，在一定程度上减少了采油中转站外输泵运行管理工作量。

（2）优化低产井进站、掺液工艺流程。考虑传统稠油单井进站、掺液工艺流程因低产液的局限性，根据现场低产液井、平台分布状况合并进站和掺液管线。合并单井进站工艺流程，集输阀组采用一条89mm粗汇管进站，掺液也是由一条管线经距离站最远井循环进入混输集输阀组。与原来运行流程相比掺液量大幅度地降低，从而减少了联合站掺液泵电能消耗。另外在集输阀组出口统一加热，提高进站加热炉加热效率，每减少1台加热炉可以节约天然气70～150m3/d。

（3）外输底水回掺。目前外供掺水大部分来自距离较远的联合站，最远10km左右，联合站需要启用掺水加压泵。掺水量越大，掺水泵能耗越高，因此在采油站增加一套底水回掺工艺流程，实现本站自供掺水，减少联合站外供掺水。

（4）高温高液邻井自洗。稠油开发中后期因单井液量较低、油水分离、原油黏度高，经常出现光杆与悬绳器不同步现象，为了维持这部分异常井正常生产需要专用特车进行高温洗井处理。高温特车洗井费用约为600～1000元/井次，而利用高温、高液、高含水邻井产出液实施自洗处理异常井效果较好，可以节约特车费用。