霍妍佳

（大慶油田有限責任公司第四采油廠）

杏北油田在運轉(zhuǎn)油（放水）站51座，脫水站7座，管轄共計8 082口油井的集輸系統(tǒng)。隨著油田開發(fā)規(guī)模的不斷擴大，集輸能耗持續(xù)上升，近5年集輸耗電升高50%，耗氣升高131%。

集輸能耗主要消耗在單井摻水以及中轉(zhuǎn)站加熱爐升溫方面。隨著油田產(chǎn)能規(guī)模的不斷擴大，采出井數(shù)逐年增加，與2013年對比，采出井總數(shù)由7 226口上升至8 375口，受其影響年均摻水量由2 715×104m3升高至4 064×104m3；因此，耗能單元基數(shù)不斷擴大是集輸系統(tǒng)能耗上升的主要因素。

1 實施背景

隨著油田開采程度的不斷深入，采出液含水濃度不斷升高，凝固點逐漸下降，對于特高含水油田來說，不加熱停摻冷輸是油田節(jié)能降耗的必然趨勢[1]。但采用不加熱集油之后，將面臨井口回壓上升速度快、低溫脫水、低溫污水處理、低溫破乳劑選取、計量間采暖溫度下降等諸多問題[2]。由于每個區(qū)塊具體生產(chǎn)環(huán)境不同，面臨的問題也不同，所取得的經(jīng)驗及認識并不適合完全套用，需要在生產(chǎn)實踐中不斷摸索總結(jié)經(jīng)驗，形成并不斷完善各區(qū)塊自己的制度[3]。

為此，2018年杏北油田選取8座轉(zhuǎn)油站開展停爐停摻冷輸試驗，其中水驅(qū)轉(zhuǎn)油站3座，聚驅(qū)轉(zhuǎn)油站2座，三元驅(qū)轉(zhuǎn)油站2座，過渡帶地區(qū)轉(zhuǎn)油站1座，進一步挖潛集輸降摻潛力，降低油田生產(chǎn)能耗，為后期推廣提供技術(shù)儲備[4]。停爐停摻冷輸試驗區(qū)生產(chǎn)情況見表1。

表1 停爐停摻冷輸試驗區(qū)生產(chǎn)情況

2 停摻冷輸試驗運行

2.1 整體運行

自2018年7月實行以來，試驗區(qū)整體運行較為平穩(wěn)，聚驅(qū)1#轉(zhuǎn)油站及水驅(qū)3#轉(zhuǎn)油站先后由于單井回壓明顯升高，現(xiàn)場生產(chǎn)管理困難等因素恢復摻水運行，其他各隊運行較為平穩(wěn)。

2.2 生產(chǎn)運行

停摻冷輸過程中，轉(zhuǎn)油站外輸液量未見明顯變化趨勢。以聚驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站及過渡帶1#轉(zhuǎn)油站為例，試驗實施期間外輸液量整體較為平穩(wěn)，即停摻冷輸運行不會對液量有較大影響。

2.3 單井回壓

試驗區(qū)井口回壓未見明顯波動，生產(chǎn)運行平穩(wěn)。其中，水驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站停摻后單井回壓穩(wěn)定在0.43 MPa左右；水驅(qū)1#轉(zhuǎn)油站及過渡帶1#轉(zhuǎn)油站停摻后單井回壓有所升高，但基本可控制在0.5 MPa以內(nèi)；三元驅(qū)1#轉(zhuǎn)油站、三元驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站以及聚驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站由于自身井口產(chǎn)液大，出油溫度高，停摻后阻斷了溫度相對較低的摻水，單井回壓顯著下降。具體單井回壓變化曲線如圖1～圖6所示。

圖1 聚驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站單井回壓變化

圖2 水驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站單井回壓變化

圖3 水驅(qū)1#轉(zhuǎn)油站單井回壓變化

圖4 過渡帶1#轉(zhuǎn)油站單井回壓變化

圖5 三元驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站單井回壓變化

2.4 能耗

試驗實施以來，除熱洗周期外，摻水泵及加熱爐均停止工作。以水驅(qū)1#轉(zhuǎn)油站為例，2018年1月—8月的平均日耗氣量及日綜合耗電量的變化情況如圖7所示。

自停爐停摻冷輸試驗以來，平均日耗氣量及日綜合耗電量大幅度下降。耗氣方面：6月份1002轉(zhuǎn)油站耗氣量為75 814 m3，7月份降至1 844 m3，8月份未熱洗耗氣量為0。耗電方面：6月份耗電量為65 686 kWh，7月份降至58 032 kWh，8月份耗電量略有升高為61 404 kWh。綜上所述，通過停摻冷輸工藝，節(jié)能效果顯著，節(jié)約了大量的生產(chǎn)運行費用。

圖6 三元驅(qū)1#轉(zhuǎn)油站單井回壓變化

圖7 水驅(qū)1#轉(zhuǎn)油站耗氣及耗電變化

2.5 措施

停摻后部分井因出油溫度低、含水低等因素影響，導致井口回壓偏高，需采取摻水沖洗、高壓熱洗等措施維持正常生產(chǎn)，全月累計執(zhí)行措施41井次，保障生產(chǎn)平穩(wěn)運行。停爐停摻冷輸試驗區(qū)措施情況見表2。

表2 停爐停摻冷輸試驗區(qū)措施情況 （井次）

2.6 恢復摻水站庫原因分析

聚驅(qū)1#停爐停摻冷輸后，有10口單井因含聚濃度較高、單井回油壓力大等因素造成無法正常生產(chǎn)，通過開展大排量摻水沖洗、高壓熱洗等措施后才恢復正常生產(chǎn)，加大了基層管理難度，因此恢復摻水運行。聚驅(qū)1#停爐停摻冷輸試驗區(qū)措施情況見表3。

表3 聚驅(qū)1#停爐停摻冷輸試驗區(qū)措施情況

水驅(qū)3#轉(zhuǎn)油站的521#、516#計量間部分單井由于管線長、運行年限久、內(nèi)部結(jié)垢嚴重，進行停爐停摻冷輸試驗5天，單井回壓明顯上升，通過啟爐摻水沖洗后恢復正常生產(chǎn)。部分異常井生產(chǎn)情況見表4。

表4 水驅(qū)3#轉(zhuǎn)油站部分異常井生產(chǎn)情況

2.7 經(jīng)濟效益

通過開展停摻冷輸試驗工作，與去年同期（2017年7月1日—8月31日）相比，6個試驗隊累計節(jié)約電量18.99×104k Wh，節(jié)氣28.21×104m3，噸液耗電降低0.55 kWh/t，噸液耗氣降低0.24 m3/t。按照工業(yè)耗氣單價0.55元/m3[5]、耗電單價0.638元/k Wh計算，累計節(jié)約運行費用27.64萬元。停爐停摻冷輸試驗區(qū)措施效果見表5。

3 經(jīng)驗規(guī)律與潛力分析

通過對各試驗隊產(chǎn)液量、井口出油溫度、集輸半徑、含聚濃度和異常井比例進行對比（表6），可得出以下結(jié)論：

1）單井產(chǎn)液量高，利于停摻冷輸工藝。隨著單井產(chǎn)液量的升高，黏度降低，流體阻力減小[6]，更有利于停摻冷輸：三元驅(qū)1#、三元驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站平均單井產(chǎn)液量高，分別為79.92 m3/d、48.7 m3/d，試驗階段除個別井需進行摻水沖洗外，全隊整體單井回壓較為平穩(wěn)，停摻冷輸實施效果較好。由聚驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站和水驅(qū)3#轉(zhuǎn)油站生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比可知，在其井口回油溫度、含聚濃度接近、集輸半徑基本相同的情況下，聚驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站平均單井產(chǎn)液量為45.83 m3/d，水驅(qū)3#轉(zhuǎn)油站平均單井產(chǎn)液量為25.74 m3/d，聚驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站停摻冷輸過程中運行平穩(wěn)，水驅(qū)3#轉(zhuǎn)油站多口單井井口回壓高。

2）出油溫度高，利于停摻冷輸工藝。過渡帶1#轉(zhuǎn)油站位于西部過渡帶，單井產(chǎn)液量較低，但井口平均出油溫度高達32℃，因此運行過程中回壓平穩(wěn)，停摻冷輸實施效果較好。水驅(qū)2#轉(zhuǎn)油站平均出油溫度達30℃，試驗階段不需增加措施即可運行平穩(wěn)，井口回壓變化小，節(jié)能效果明顯。

表5 停爐停摻冷輸試驗區(qū)措施效果

表6 停爐停摻冷輸試驗區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比

3）集輸半徑短，利于停摻冷輸工藝。集輸半徑短，水頭損失小，更利于油氣集輸，但由于各站集輸半徑相對差異較小，從目前運行效果來看，集輸半徑的大小對停摻冷輸工藝運行影響較小[6]。

4）含聚濃度低，利于停摻冷輸工藝。由表6可知，聚驅(qū)1#轉(zhuǎn)油站含聚質(zhì)量濃度高達271.6 mg/L，進行停爐停摻冷輸試驗6天時，10余口井井口回壓升高，影響正常生產(chǎn)。

5）異常井少，利于停摻冷輸工藝。在實際生產(chǎn)過程中，部分管道受年限長、結(jié)蠟堵塞等因素導致管道縮徑嚴重[7]，容易導致井口回壓升高，無法正常運行。如試聚驅(qū)1#轉(zhuǎn)油站和北五轉(zhuǎn)油站，其問題井數(shù)分別為15、13口，直接影響到停摻冷輸工藝能否持續(xù)運行[8]。

4 結(jié)論

根據(jù)本次停爐停摻冷輸試驗工作的經(jīng)驗發(fā)現(xiàn)，單井平均產(chǎn)液量及井口出油溫度高，含聚濃度低，異常井比重低，有利于進行停摻冷輸[9]。通過現(xiàn)場數(shù)據(jù)加權(quán)平均得出，平均單井產(chǎn)液量在27 m3/d以上，平均回油溫度超過30℃，含聚質(zhì)量濃度低于150 mg/L，問題井數(shù)小于10口時適于進行停爐停摻冷輸工藝運行[10]。