某油田集输系统节气形势及对策

孙晓红（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

1 概述

截至2020年底，某地区某采油厂建有计量间、转油站、脱水站等共400余座，油井7 000余口。随着油田开发的不断深入，地面井、间、站等基础设施的增加，天然气消耗猛增。统计2010—2020年10年间耗气情况，总耗气量由5 10余万方上升到1亿方以上，上升93.08%；平均单井耗气量由1.07×104m3上升到1.49×104m3，上升39.25%。根据近年耗气情况，结合开发预测，预计至2025年总耗气量将上升到14 644×104m3，吨液耗气量将上升到3.01 m3/t。此外，返输干气量显著增加的同时，部分转油站缺气严重，近二分之一转油站产耗差为负，产耗不平衡矛盾凸显。面临油田自产气整体不足的局面，如何整合现有技术及管理模式，进一步降低天然气消耗、减缓天然气消耗增长幅度，成为当前节气管理发展的主要方向[1]。

2 面临挑战

2.1 聚驱规模扩大，能耗上升幅度过大

随着三次采油区块陆续投产，聚驱规模不断扩大，年均增加170口井，新增耗气（600～900）×104m3。2010—2020年10年间，聚驱转油站耗气由112×104m3/a增加到2 283×104m3/a，占总生产耗气比例24.60%。

2.2 污水处理困难，制约节气措施实施

三次采油规模的增加导致水、聚驱采出水处理难度加大。为了提高污水处理效果，对来液温度提出了较高的要求[2]，实施系统提温，生产耗气将进一步增加。根据各污水站污水进站温度数据，水驱转油站来液温度若达到目标污水站污水进站温度，转油站外输平均升温1.6～4.2℃，增加天然气消耗4.1×104m3/d，增加幅度26.2%，年增加耗气量1 478×104m3。水驱来液温度38℃按污水要求需增加耗气量见表1。聚驱转油放水站外输平均升温4.0～7.4℃，增加天然气消耗3.7×104m3/d，增加幅度60.6%，年增加耗气量1 341×104m3。水驱来液温度42℃按污水要求需增加耗气量见表1。

表1 水驱来液温度38℃、42℃按污水要求需增加耗气量Tab.1 Gas consumption to be increased according to sewage temperature requirements

2.3 开发形势变化，影响低温集油深入开展

转油站辖井日趋多元化。某开发区所属转油站已有33座站实现低温集油，其中18座站常温集油；但随着三次加密井、扩边、扶扬油层开发等变化，转油站辖井逐渐多元化。集油流程也以双管流程为主转变为双管、环状并重的格局。单井差异大，辖井成倍增加，管理难度加大。

专业化管理模式与集输工艺特点存在矛盾[3]。工艺上属同一转油站或转油放水站的油井，归属多个小队管理，在控掺水（掺水量、掺水温度）、控热洗等方面协调难度大，制度落实不到位。

3 措施及效果

通过对集输系统能耗情况统计见表2，集输系统耗气占总能耗的95.92%，耗电仅占4.08%；而转油站2020年系统耗气占集输系统耗气总量的90%左右。

表2 集输系统能耗情况统计Tab.2 Statistics on energy consumption of gathering and transportation system

因此，集输系统节能应以节气为重点，主要环节在转油站系统。由于掺水（热洗）供热、采暖及工艺伴热是转油站耗气的主要方式，如何优化掺水系统参数（主要为掺水量、掺水温度）、采暖系统运行是节能挖潜的关键。2021年，在加强集气管理、提高产气量的基础上，巩固现有节气成果；在继承“42231”过程管理[4]、“四控两优化”综合管理等基础上，开展节点管理[5]。在油井、计量间、转油站、脱水站等集输节点采取针对性措施，不断降低生产耗气。

3.1 油井停、控掺水，降低井用掺水量

1）实施全年停掺水。对于产液量大于60 t/d、含水率大于80%的油井，采取全年停掺水。

2）实施季节停掺水。按照集油工艺差别、季节变化，分区块、分阶段逐步实施[6]，保证油井的安全生产。

3）“拐点法”控单井掺水量。对于产液量低于15 t/d或含水率高于75%的油井，利用“拐点法”控掺水。

4）加强停产井运行管理。对作业井、常关井等“特殊井”加强日常管理，建立高回压井档案[7]，冬季控掺水，夏季停掺水。

3.2 间、站区域停、控掺水，降低系统用水量

1）油井掺低温水或常温水。渐次推进转油站停掺工作。按照先降温、次停炉、再停泵的顺序，逐渐开展转油站系统节气工作[8-9]。控制转油站出站掺水温度，夏季不超过45℃，冬季不超过55℃，降低系统温升。其中8座转油站实施停炉常温集油（2座转油站实施停掺水运行），运行时长达到140天。

2）计量间停掺水。分阶段实施：第一阶段，每座水驱转油站1～2个计量间实施停掺水，持续1个月；第二阶段，密切观察生产情况，有条件的转油站增至3～4个；第三阶段，实现全站停掺水。共18个计量间实现停掺水，最长停掺水136天，停掺水期间井口平均回压上升0.17 MPa，回油温度下降4.4℃。针对停掺水后回压升高井所属计量间，改成降掺水，深度控掺水共计27个计量间。

3）实施“低温集油+高温水输”运行模式。为缓解高温保水质、低温降能耗的矛盾，优化外输升温方式，将转油站系统“集油”、“输油”分段考虑，采用“低温集油+高温外输”的组合模式，充分挖掘“低温集油”的节能潜力，摒弃“低温外输”的不利影响。

3.3 控制辅助用能，降低采暖耗气量

1）控制计量（阀组）间采暖量。针对计量间采暖系统存在的供水量大、采暖水量不可计量、可控性差等问题，对计量间进行“一水两用”改造，累计完成300座计量（阀组）间。

2）控制转油站、脱水站、独立大型站采暖量。在已拆除254组暖气片的基础上，2020年进一步加大排查力度，拆除或停用富余暖气片245组。

3.4 优化设备运行，提高系统效率

优化加热炉运行台数，提高加热炉运行负荷率，降低运行数量；优化加热炉运行参数，包括剩余空气系数、烟囱温度等，加大炉效测试与跟踪，指导加热炉运行调整；严格执行加热炉清垢制度，加强化学除防垢的监督检查，保证按比例、连续加药，高加热炉效率。累计停炉89台次，调整加热炉23台次，日常监测与维护589台次。

2021年全厂生产耗气较去年降低440×104m3，吨油耗气增幅明显放缓，年减少天然气消耗4 345×104m3，节约生产运行费用2 440万元。

4 试验研究

为进一步确定高含水含蜡原油不加热集输边界条件，指导低温集油工作，应用最新黏壁理论模型[10]，选取水驱9口、聚驱4口井，开展不加热集油试验（表3），挖掘节气潜力。水驱实现连续停掺50天以上3口、20天以上4口，回油温度最低降至15℃，掺水量平均降低74.19%；聚驱实现连续停掺50天以上2口，回油温度最低降至24℃，掺水量平均降低86.88%。

表3 集油试验主要参数统计Tab.3 Statisitics of main parameters of oil test

1）停掺水界限进一步扩大。本次试验打破了原来认为的产液量15 t/d最低标准，试验表明最低产液量2 t/d也能实现停掺水运行。

2）对回油温度的认识进一步加深。最低回油温度达到15℃，低于原油凝固点16℃，说明在高含水情况下，集油条件发生较有利变化。

3）对于集油控制参数的认识进一步明确。本次试验表明，回压是集油的根本控制参数，回油温度仅能作为参考量。

4）对于聚驱降温集油有重要指导作用。例如，含聚质量浓度分别为572、365 mg/L的油井，已实现连续停掺水50天以上，因此有必要扩大试验规模对聚驱降温集油进行再认识。

5 结论

集输系统按照“少耗气、多集气、零损耗”的工作思路，采取“节点”管理措施，可扩大低温集输实施规模。

1）以实事求是的态度看节气工作。节气措施必须经得起现场考验，单井停掺水可以加大实施力度，扩大实施范围；计量间停掺水、转油站停掺水要慎重，渐次开展较稳妥。重点抓好控掺水量、控掺水温度等便捷有效措施的落实，应切实加大低温集油、常温集油实施力度，提高节气效果。

2）节能意识的提高是节气效果的重点保证。基层采油队队长、采油矿主管领导重视，对节能工作的深入开展起到关键作用。

3）用发展的眼光看节气工作。随着对停掺水界限、回油温度进一步认识，节气工作还有进一步挖潜的空间。