精准“三条线”管理降低油田生产耗气

2021-12-28姬生柱大庆油田有限责任公司第八采油厂

石油石化节能 2021年12期

姬生柱（大庆油田有限责任公司第八采油厂）

某厂属大庆外围低渗透油田，原油集输系统主要采用单管环状掺水流程，具有“三低一高”的特点，即油井产液量低（4.1 m3/d）、生产气油比低（16.8 m3/t）、井口出液温度低（15℃）、原油凝固点高（37℃）。同时，随着油田产量递减，综合含水不断上升，生产规模不断扩大，耗气指标逐年升高。为了降低能耗，建立“三条线”管理方法，取得了较好的效果。

1 “三条线”做法及效果

控制耗气是一项系统工程，更是一项精细管理工程。针对各个区块的特点，制定相应的指标[1]，画好“掺产比、吨液耗气、生产气油比”三条动态线，为技术人员、管理人员、操作人员提供了科学研判的依据，通过“三条线”的变化可以寻找关键环节，节点分析挖掘潜力。

围绕“多回收、少消耗”目标，以掺产比、吨液耗气、气油比指标为抓手，靠实“五个一”管理，全力控制天然气消耗。细化完善节气工作的“三条线”管理，突出管理的基础作用，具体措施为“一环一策”降集输温度，“一站一策”降掺产比，“一线一策”降回油压力，“一井一策”提生产气油比，“一炉一策”提炉效。

1.1 “一站一策”降掺产比

随着油田开发，综合含水不断上升，集油管路运行状态发生变化。为进一步降低生产耗气，针对环状掺水流程的特点，需研究摸索掺水量、产液量、掺水温度的合理匹配关系，指导生产优化运行[2-3]。

初期投产，DN65管径按照单井掺水量0.8～1.0 m3/h设计，DN50管径按单井掺水量0.4～0.7 m3/h设计。随着产液量的变化及管道结蜡程度的不同，采用现场实际运行参数，反算管径及管道传热系数[4]。以凝固点以上3℃，同时保证进站压力，建立水力、热力计算模型。模拟掺水温度55～80℃，每5℃一个点，计算各区块的掺水量。依据理论计算结果，现场调控。根据产量、含水、温度、管径、集输距离的不同，结合掺水泵的特性曲线，摸索掺水量、产液量的合理匹配关系。把离心泵特性曲线、掺产比、掺水温度、耗气量叠加到一张图板上。离心泵高效区范围内即为合理掺产比、掺水温度控制区域。

各区块需根据各自的特点，在保证安全进站压力、温度的情况下，尽量减少掺水量。对照理论掺产比控制图板与现场实际进行修定完善，最终使各区块掺产比（掺水量与产液量比值）趋于合理化[5]。现场优化后，全厂转油站掺产比为2.5，较2017年同期对比降低2.3，降低47.9%，日减少系统无效掺水循环2.65×104m3，优化运行后掺产比变化情况见表1。

表1 优化运行后掺产比变化情况

1.2 “一环一策”降集输温度

由于提捞、关井、转注，油井从集油环中分离，环走向不合理，回油温度较高[6-7]。全厂集油环共1 313个，辖2口井及以下217个，占16.5%，辖5口井以下阀组间5座，16座阀组间存在掺水压损大或热损大问题。采油矿自行在阀组间外，将低效集油环的首末端连接合并，优化了系统运行，累计合并38个环，解决了无效掺水管路长、热损大的问题，日减少掺水量650 m3，日节气1 800 m3。

同时，夏季优选了4个高含水集油环，尝试了低产油井冷输试验，实施后日节约掺水量199 m3，平均回油温度由41.8℃下降到21.5℃，下降了20.3℃，井口监测压力基本保持在1.8 MPa左右，运行三个月后正常掺水，累计节气约2×104m3。

根据环状集油流程的工艺特点，开展室内外试验，通过调整掺水量和掺水温度等参数，确定安全回油温度界限[8-10]。根据季节性生产、各区块凝固点及集油环的特点，编制降温集输方案，制定了优化运行管理方式，全厂平均回油温度36.1℃，方案符合率95.5%，平均回油温度变化情况见表2。

表2 平均回油温度变化情况

1.3 “一井一策”提生产气油比

强化套管封堵，以采油队实际日回收伴生气量为目标，加强对套管阀门的检查，对加药后不及时关阀的现象严格追责考核，实现套管封堵率100%，生产气油比由16.8%提高到18.9%，生产气油比变化情况见表3。

表3 生产气油比变化情况

1.4 “一炉一策”提效率

全厂在用加热炉239台，运行15年以上的69台，占28.9%。部分加热炉负荷率较低、烟火管结垢、腐蚀、老化，炉效低于80%的加热炉有近30台。低效运行导致的能源浪费仍比较严重，维护与改造压力逐年加大。采取“健身”与“瘦身”相结合，优化运行提效率。精细调控燃烧器157台次，烟气排放中的氧含量控制在3.5%～7.0%，火嘴清焦324台次，清理烟管及烟箱226台次，盘管通球6台，加热炉季节停运105台，炉效保持在80%以上，加热炉炉效变化情况见表4。