稀油区块三管伴热集输工艺优化
2021-11-10赵斌
摘要:稀油区块开发初期,采用伴热输送三管流程,存在低热效率运行,能耗浪费严重的问题,采用“井口不加热单管输送”和“井口掺水双管输送流程”工艺,可有效提高运行效率,达到节能增效的作用。
关键词:稀油区块;井口不加热单管输送;井口掺水双管输送流程
Abstract:At the initial stage of the development of dilute oil block, the three-pipe process of heat-tracing transportation is adopted, which has the problems of low thermal efficiency and serious waste of energy consumption. The technology of "wellhead unheated single-pipe transportation" and "wellhead dual-pipe transportation process mixed with water" can effectively improve the operation efficiency and achieve the effect of energy saving and efficiency increasing.
Keywords:Dilute oil block; wellhead unheated single pipe transportation; wellhead mixed water double pipe transportation process.
1.1.1 背景
稀油區块主要开发方式为注水开发和天然能量开发,采用二级布站方式,单井→计量接转站→联合站,建有计量接转站,联合站,完善的天然气管网、供电管网和原油外输管网。单井产液进入到计量接转站进行单井计量、升温、升压后输至联合站进行原油脱水、外输和污水处理。
开发初期,采用伴热输送三管流程,2007年陆续对集输工艺进行试验及改造,目前存在3种工艺:伴热输送三管流程、井口不加热单管流程、井口掺液输送双管流程。
1.1.2 存在的问题
1)集输工艺与生产现状不匹配,能耗高
伴热输送三管流程更适用于低产井、间歇出油油井,需要提供热水和回收热水,因此集油能耗大;集油管线与伴热管须包扎在一起后才能进行保温,因此集油管线不能预制,必须现场施工。现场施工的保温层防水性能差,一旦渗水,造成保温层失效,不仅大量浪费热能,而且加快管线腐蚀。
2)已建设施能力大,负荷率低,能耗高
建设初期产量高,站内设施设计负荷大,随着开发时间延长,产量大幅度下降,集输工艺设备严重低负荷运行,站内工艺设施处于 “大马拉小车”状态。
3)投产时间长,设备老化,效率降低,能耗高
投产至今,设备老化严重,效率降低,增加能耗。加热炉运行效率为35%(最低),机泵运行效率为27%(最低)。设备超期服役,维护费用逐年增加,设备修理费240万/年,加热炉管线清洗费55万/年,增大了安全隐患。
1.1.3 油气集输方案
为解决集油管线沿程温降问题,提出三个方案。方案一:多井串联进站流程;方案二:井口不加热单管输送流程+环状掺水流程;方案三:井口不加热单管输送+井口掺水双管输送流程。
1.1.4 方案一 多井串联进站流程
1.1.4.1 方案描述
将各计量接转站所辖井口按照区域位置特点,分成若干井组,每个井组集油管线串联进站,将井组最远油井集油管线作为该井组的集油管线,敷设井口至同井组集输管线的集油支线。通过高液量的井口带动低液量井口,出井温度高的井口带动出井温度低的井口,增加油品温度和流动性。
各井口计量方式采用功图计量。各井口立管部分采用电热带和复合铝镁硅酸盐保温措施,可在油井故障停井时,保持立管不冻,确保油井的正常生产。各井口设立切断阀和温度计,当任何支线穿孔泄露时,关闭切断阀,使影响面达到最小。
1.1.4.2 流程优缺点
该流程优点
1)采用一根集油管道,与两管、三管流程相比,耗钢量少,施工速度较快。
2)集输半径较大,节省工程投资。
3)采用便携式功图法进行油井计算,可实现远程控制管理。
该流程缺点
1)井场计量造成流程控制点多且分散,增加了井场设施工程量,
2)多井串联于一根变径管上,端点油井的回压较高,不利于低压油井生产,油井之间的压力干扰较大,并难以适应油田井网的调整。
1.1.4.3 节能效果
节省综合能耗2371.1104MJ/a。
1.1.5 方案二 “井口不加热单管输送”+“环状集油掺水流程”
1.1.5.1 方案描述
根据现场试验数据结合pipephase软件计算确定井口不加热单管输送的边界条件:
一是井距<800米;
二是产液量>25m3/d;
三是井口温度>凝固点8℃;
四是含水率>90%。
从而确定可以实现井口不加热单管输送占总井数的54%。
其余井口采用环状掺水集油流程。以各计量接转站为中心,将距离站最远井口设为端点井,端点井沿途串联其他井口串联进站,将高温污水掺至端点井口,端点井口处将原伴热循环管线一条改成掺水管线,增建單流阀,防止油井在生产过程中出现掺水倒灌井内的情况;另外一条伴热循环管线安装切断阀,各井口计量采用功图量油方式,串联进站后采用称重式油井计量器或利用原计量间计量。计量站内的高温污水采用掺水流量计或利用原计量间计量,计量后掺至端点井和产出液掺混后输至第二口生产井,顺次输至第三口、第四口生产井,末端井利用已建进站管线输回到计量站。站至端点井掺水管线和末端井至站集油管线利旧,井与井之间串联管线新建。
1.1.5.2 流程优缺点
端点井掺水后,汇同该环沿途各井,即减少了掺水量,又通过高温污水的热量带动油品流动性,油品进站后无需增压加热即可输至曙一联,减少了加热炉负荷,更具有节能优势。
1.1.5.3 节能效果
节省综合能耗9867.554MJ/a。
1.1.6 方案三“井口不加热单管输送”+“ 井口掺水双管输送流程”
1.1.6.1 方案描述
除采用井口不加热单管输送流程井口,其余井采用井口掺水双管输送流程。各井口处将原伴热循环管线一条改成掺水管线,增建单流阀,防止油井在生产过程中出现掺水倒灌井内的情况;另外一条伴热循环管线安装切断阀,停止使用。
1.1.6.2 节能效果
节省综合能耗4807.454MJ/a。
1.1.7 结论
通过上述计算及方案比选,方案二投资虽然不是最少,但节能效果明显,年节约经营成本高,故方案二为最优方案。
参 考 文 献
【1】贾毅著.长庆油田原油不加热输送的工艺技术.油田地面工程1988年02期.
【2】赵仲慧著.油田不加热集输管网设计探讨.科级资讯.2015年第08期.
【3】纪永波.赵建兴.华北油田原油不加热输送技术.油田地面工程.1992年05期.
作者简介:赵斌(1982--),女,辽宁省盘锦人,大学本科,从事石油储运设计工作。
中油辽河工程有限公司 辽宁盘锦 124010