优化断块“一级布站”集油工艺单井管理

张清壮(华北油田公司二连分公司锡林作业区，内蒙古 锡林郭勒 026000)

0 引言

节能减排是石油企业面临的首要任务之一。油气集输处理系统能耗占比较大，所耗能量包括热能、电能等，是油田节能的重点对象，因此设法降低集油能耗是集输流程节能的关键。产能建设中，我们践行油田地面建设简化、优化的原则，在充分论证后对某断块地面产能实施“一级布站”工艺，“一级布站”工艺符合国家对石油企业的要求和发展趋势。取消计配站和接转站，采用单井直接进联合站、“树枝状”串联掺水、GPRS通讯方式实现各种数据自动录取监测和远程传输的集油工艺及配套技术，与传统集油工艺相比，节约一次性地面产能建设投资，同时优化了原计配站集输管网。且某断块“一级布站”集输工艺为高寒地区首次应用，此工艺的运行状况关系到今后作业区地面产能建设的发展方向，具有重要意义。

1 某断块运行特点

某断块原油物性呈现为“三低、两高”的特点：即原油粘度低(9.72～13.74)、胶质沥青低(24.99～27.55)、产出液井口温度低(15～22℃)，含蜡量高(35%～44.13%)、凝固点高(30～32℃)。由于原油物性特殊，某断块从投入规模开发后，单井集油管线时常出现运行不畅的情况，成为困扰作业区正常生产的难题之一。某断块单井掺水运行参数无法根据常规方法进行优化，造成掺水运行参数高于作业区其它区块。两个计配站冬季单井平均掺水量高于其他6个计配站0.97方/小时，夏季高1.04方/小时。作业区年自用天然气330.0161万方，集输系统燃料单耗为37.7Kg/t，集输系统效率60.1%。

2 某断块原油物性特殊，单井掺水参数偏大

地面产能完成后，35口油井采用一级布站集油工艺，串联进大集油系统生产。要管理好这些油井，必须充分发挥一级布站集油工艺的优势。在保证单井安全运行的情况下，实现高效低耗运行。为此，作业区成立了由主管领导、工程技术人员、现场管理人员、操作员工组成的项目组。

项目组对作业区某断块目前运行两个计配站集油工艺及联合站整体掺水、集油系统进行了调查研究，结论为某断块原油物性特殊，单井平均掺水量在1.67方/小时，即使在高掺水参数下运行，也无法保证单井的运行。油井仍出现因管线运行不畅，单井掺水压力与掺水干压持平的问题。处理时只能采取油井停抽后用清蜡车或系统水冲洗单井集油线的方法来解决，大大影响了油井的开井时率。即使在夏季某断块单井也会出现管线运行不畅的问题，无法对其运行参数进行优化。某断块伴生气大，计配站集油汇管压力高，与掺水汇管压差小，地表水位高，管线温降大，造成单井掺水参数偏大。

3 针对问题，确立目标，保证“一级布站”集油工艺单井正常运行

项目组成员对某断块两年以来的生产数据进行了整理、研究，并将目前集油工艺与当年地面产能建设中采用的新工艺进行了比较，发现某断块集油工艺需要优化。某断块两个计配站集油汇管压力高，与掺水汇管压差小。其中一个计配站掺水汇管与集油汇管压差为0.55Mpa，而另一个计配站仅为0.35Mpa，与其他四个计配站1.65Mpa的压差相差1.2Mpa，单井掺水运行的难度大，造成单井掺水量高。

项目组成员根据前一阶段的现状调查，对某断块两个计配站单井掺水运行参数偏高的原因进行了具体分析判断得出：某断块计配站集油汇管压力高，由于地表水位高、管线温降大；单井集油线长、流动阻力大；原油物性特殊；单井掺水参数未及时优化调整；掺水计量仪表误差。

作业区目标就是保证某断块“一级布站”集油工艺单井正常运行，平均掺水量由某断块目前平均的1.67方/小时降低到1.1方/小时。某断块新井地面建设采用一级布站模式后，单井距集油干线或支干线的距离最远为490米，有效降低了单井集油线的流动阻力。且在整体设计过程中充分考虑了某断块伴生气对混合液流态的影响、地表水位对管线温降的影响。预计进大系统生产的35口油井，井口回压小于1.0MPa。可以达到安全运行，减少平均单井掺水量，节约运行费用的目的。

4 产能建设优化措施

产能建设中，充分考虑了某断块伴生气对混合液流态的影响，东西区集油干线规格与阀组间至联合站集油干线规格不同，管径的增加有效降低单井井口回压，从而为单井掺水参数的优化调整创造了条件。某断块由于地表水位高、管线温降大，平均地表水位在0.8米左右，管线埋地深度为1.2～1.5米，管线保温效果差，优化了保温工艺。两个计配站掺水干线温降均在10℃左右，温度损失大，造成单井掺水量高。地面产能建设中，掺水、集油干线及支干线采用合适保温方式，温度损失相对较少，从而可以减少单井掺水量。两个计配站单井集油线长、流动阻力大。某断块两个计配站采用传统二级布站模式，其中一个计配站单井集油线平均长度为686米，最远的某井距计配站为1360米，另一计配站单井集油线平均长度为707米，最远的某井距离另一计配站为960米。单井集油线长，单井产出液管线流动中的阻力增加，造成单井掺水量高。采用一级布站模式的某集油系统建成后，西区集油系统平均单井管线长度为106米，最远的某井管线长度为362米，而东区平均单井管线长度仅为50米，最远的某-井管线长度为209米。由于单井管线长度减少，大大降低了单井产出液的流动阻力，从而可以减少单井掺水量。

集油系统投运前，利用厂家到现场安装调试的机会，对此次新应用的自动化监测系统、通球装置、掺水恒流控制器、定压放气阀等新系统、新设施的使用、监测、日常维护、故障处理进行多次学习。集油系统投运后，加强对单井管线，分阶段进行参数的优化工作。

5 “一级布站”集油工艺运行平稳，效果良好

某断块地面建设“一级布站”集油工艺投产后，平稳运行，为今后高寒地区地面建设推广 “一级布站”集油工艺奠定了基础。其余6个计配站平均单井掺水量夏季为0.56方/小时，冬季为0.7方/小时。这两个计配站沿用“二级布站”集油工艺的单井掺水量在夏季为1.60方/小时，冬季为1.68方/小时。某断块采用“一级布站”集油工艺的的35口油井平均掺水量仅为0.8方/小时，达到了预定1.1方/小时的目标。进联合站掺水系统35口油井，如按“二级布站”集油工艺单井平均掺水量1.68方/小时计算，联合站将增加掺水量58.8方/小时，实际只增加了19.33方/小时。按每口井减少掺水量0.88方/小时计算，每小时可减少掺水量30.8方，每天减少掺水量739.2方。联合站掺水总排量控制在114.38方/小时，达到了预期130方/小时以下的目标。

集油系统投运后，集油干线起点压力为0.55～0.60MPa、末点压力为0.30～0.35MPa，最远某井回压为0.85MPa，两个计配站系统回压降低0.2MPa。联合站掺水量减少739.2方/天，耗电量减少1286.208kW·h/天，全年耗电量减少46.9466×104kW·h，全年减少动力费支出23.8019万元，降低燃料消耗86929920kJ。

6 结语

根据某集油系统单井情况不同制定了单井的掺水运行参数，并根据生产情况的变化及时调整，保证了某断块“一级布站”集油工艺安全、经济运行。地面建设“一级布站”新工艺在某断块应用后，节约一次性地面产能建设投资，运行状况良好，节约了运行费用，增加了经济效益。明确了今后作业区地面产能建设的发展方向。在“一级布站”集油工艺单井管理过程中，还存在井口温变自动化监测点因单井产出液与掺水混合不充分，造成温变数据变化大、管理困难，应对集油线末点温度进行监测；针对单井掺水流量不准，影响到系统细化管理和调节，需要进一步改进和完善，以达到最优化。