集输系统控制天然气消耗的措施应用

2016-09-07徐红卫大庆油田有限责任公司第五采油厂

石油石化节能 2016年5期

徐红卫　（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

集输系统控制天然气消耗的措施应用

徐红卫（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

“十一五”以来，随着能耗井点逐年增加，地面工程建设规模的增大，集输耗气呈逐年增加的趋势，通过系统集输能耗特点分析，采取全过程控制的方法，在油井、计量间、转油站、脱水站等单元采取能耗控制措施，减少低效、无效消耗，单井耗气量持续降低，为全面控制耗气上升幅度提供了保障。

集输系统；过程控制；天然气；措施

1　现状及问题

原油集输系统包括转油站、脱水站2大系统，转油站系统包括油井、计量间、转油站3个主要单元。各功能单元的核心作用是为油井采出液正常集输、处理提供必要的水力、热力条件，并保证设备安全运行。转油站集输液主要由外输液量、掺水量（包括单井掺水量、计量间采暖量、转油站采暖水量）2部分构成；脱水站集输液主要由外输净化油量、沉降岗外输至污水处理站水量2部分组成。根据统计，某区块转油站外输液量为2743×104m3，掺水量为1597×104m3。由于外输液量是不可调整量，要降低集输总液量，只能控制掺水量，降低转油站系统循环液量。根据井站规模增加的幅度预测，某区块年增加耗气量620×104～1120×104m3，按目前生产油气比测算，油田将面临产、耗气量不平衡的矛盾。

转油站系统主要降低油井及采暖用掺水量、掺水温度，脱水站系统主要降低采暖负荷、提高设备效率，从而达到降低加热负荷、减少天然气消耗的目的［1］。

2　主要控制措施

在油井、计量间、转油站、脱水站等功能单元分别采取针对性降耗措施。

油井单元主要采取季节停、全年停掺水、控掺水、非生产井管理、掺低温或常温水，计量间采取采暖工艺改造、控制回油温度，转油站采取优化设备运行、控制采暖负荷，脱水站采取优化设备运行、低温脱水、控制采暖负荷等措施［2］。

2.1加强非生产井管理

主要是对待作业井、掺水集油管线完好的常年关井以及“间抽”的油井管理。针对这部分油井建立专用档案，规范日常管理，控制生产运行参数，冬季以控掺水为主，掺水量每天不高于5 m3；夏季及春秋季通过采取“间歇停”、“季节停”等措施，减少掺水用量。共有670口油井实施，掺水量日减少2000 m3，耗气量日降低5000 m3，耗电量日减少1600 kWh。

2.2调整油井热洗方式

由于转油站采取掺低温水、高温热洗水分开运行方式（即启运行高温炉1台，并根据正常生产井需要启运1～2台低温炉），增加运行操作难度，尤其是转油站频繁调整计量间掺水或热洗阀门、启停热洗泵，使掺水、热洗分开运行没有完全得到实施。各转油站根据油井计划安排，采用分时段热洗的方式，平均日热洗2口井，全站高温（75～80℃）运行10～15 d进行热洗，其它时间相对低温运行。通过整合、优化，变分散热洗为集中热洗，转油站平均高温热洗时间不超过5 d。通过集中热洗的方式，减少转油站高温天数5～10 d，年节气约240×104m3。

2.3分阶段实施季节停掺水

季节性停掺水井采取分区块、分阶段停掺，共分3个批次，实施总井数达到1712口，同期对比增加538口。第1批实施时间3月26日—11月25日，产液量31～60 t/d、含水80%以上的油井；第2批实施时间5月1日—10月31日，产液量20～30 t/d、含水80%以上的油井；第三批实施时间6月1日—9 月30日，产液量15～20 t/d，含水80%以上，集输半径在100 m以内油井。全年节气约210×104m3。

2.4控制生产用水量，降低生产负荷

根据井口回压、回油温度、掺水温度变化情况调整掺水量，使转油站掺水总量控制合理范围内，降低掺水加热负荷，达到节能降耗目的［3］。通过计量间采暖工艺流程改造，建有采暖炉的转油站来控制供暖温度等措施，降低转油站、计量间采暖水量。

1）“拐点法”控掺水，挖掘单井潜力。掺水量的大小与回站温度、井口回压有关。在一定的掺水温度下，通过减少掺水量的办法，使油井的回油温度降低，井口回压逐渐升高，当回压升高并稳定在设计回压附近时（一般为0.8～1.0 MPa），将此时的掺水量定为“拐点掺水量”，此时的回油温度作为该井的“拐点回油温度”，将该掺水温度下对应的掺水量、回油温度作为该井或集油环当前掺水温度下该井掺水量控制的依据。根据2011年初步试验效果，逐步扩大了“拐点法”实施规模，高峰时超过1001口油井实施，掺水总量由推广前10 528 m3降至7451m3，实现单井掺水量、日耗气量及日耗电量均降低，节能9.3%。年节气约200×104m3。

2）改造计量间工艺，降低采暖水量。针对目前计量（阀组）间采暖存在的采暖水供、回水压差大，水量测量和控制难度大，造成一定的能源浪费，对计量间采暖进行改造。改造后，使采暖用水可以重复利用，充分利用其热能、动能，达到“一水两用”的目的，实现了计量间采暖水可计量、可控制、可调节，充分利用供水剩余能量，达到节能降耗。改造后每座计量间日减少采暖水50%以上（20～30 m3），全区块共251座计量间采暖期将减少采暖用水100×104m3，年节气190×104m3，节电80× 104kWh。

3）拆除转油站暖气片，减少供热负荷。对于富余暖气片进行拆除或切断，共拆除355组，年节气约60×104m3。

2.5优化设备运行，提高运行能效

1）优化加热炉运行。规范加热炉运行台数，提高加热炉运行负荷率。根据转油站的掺水量、温升情况，确定加热炉运行台数，月运行台数由优化前的67台次降到目前的47台次，保证加热炉运行负荷率达到80%左右，对于匹配不合理的转油站，进行严格考核；执行加热炉按周期清垢制度。在用“二合一”加热炉全部进行清淤除垢，并对清淤除垢质量进行跟踪监督。

2）优化掺水泵运行。掺水泵运行负荷率在80%～100%时，优先启运安装变频调速装置的掺水泵，当泵管压差大于0.2 MPa时，调整泵的运行。根据各站设备情况，通过核算，优化掺水泵运行匹配，冬季运行台数可减少到48台，夏季为38台，比优化前减少3～5台次。

3　实施效果

1）单井耗气量下降。在油井数、计量间数增加的情况下，单井平均耗气量（耗气量/总井数）由2.09×104m3持续下降到 1.00×104m3，下降52.3%；由于高浓聚驱规模不断扩大，单井耗气量上升目前维持在1.3×104m3左右，但同井号对比，平均单井耗气量下降到0.95×104m3。2014年全年耗气为7740×104m3，同井号对比降低605×104m3。

2）外输商品气量增加。2012—2014年平均商品气量9048×104m3，与2005年对比，在原油产量下降21.4%，油井增加58.2%的情况下，商品气量增加5.6%。

［1］董广平，王智玮.控制集输系统耗气新模式的应用［J］.化工管理，2015（24）：27.

［2］苗承武，江士昂，程祖亮，等.油田油气集输设计技术手册［M］.北京：石油工业出版社，1994：28-35.

［3］宋承毅.论“三高”原油不加热集油的影响因素［J］.油气田地面工程，1995，14（1）：9-12.

（编辑庄景春）