鄧輝
大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠
隨著油田持續(xù)開發(fā),轄井?dāng)?shù)增加,產(chǎn)液量波動增大,站外管道距離延長,各節(jié)點所需生產(chǎn)參數(shù)差距增大。用能可控參數(shù)少,僅可依靠水力及熱力參數(shù),調(diào)節(jié)機泵和加熱爐運行;因此,油田生產(chǎn)運行具有生產(chǎn)波動大、能耗控制難度大等特點。隨著節(jié)能工作不斷深入,節(jié)能潛力已得到很大程度的挖掘,常規(guī)的設(shè)備、工藝可實現(xiàn)的節(jié)能空間越來越小,僅依靠經(jīng)驗調(diào)節(jié)集輸參數(shù)來增加節(jié)能效果的難度越來越大[1-2]。
為建設(shè)效益節(jié)約型企業(yè),響應(yīng)“節(jié)能降耗、降本增效”號召,油田公司把節(jié)能列為控制性指標(biāo),實施能源消耗總量和單耗雙控行動,對節(jié)能工作狠抓并進行監(jiān)督檢查,嚴(yán)格考核問責(zé)。同時,國家“十三五”規(guī)劃綱要明確要求油田等高耗能行業(yè)組織實施能量系統(tǒng)優(yōu)化工程;因此,開展油田地面系統(tǒng)低溫集輸技術(shù)界限研究和運行優(yōu)化勢在必行[3]。
能耗運行優(yōu)化即通過能量守恒定律,以“定末端溫度,求起點溫度”為方法,指導(dǎo)系統(tǒng)集輸環(huán)節(jié)用能最優(yōu)化(圖1)。對于集輸系統(tǒng)來說,能量供給包括井口來液能量、摻水泵、外輸泵、加熱爐等;能量消耗包括管線壓降、溫降、設(shè)備自身耗能等。當(dāng)供給能量大于需求時,會造成能源浪費,集輸單耗高;當(dāng)供給能量小于需求時,無法滿足正常集輸生產(chǎn)需求,容易導(dǎo)致前端降溫,后端升溫。因此,能耗供需平衡的“最優(yōu)解”,就是在扣除溫降和壓降損失后,供給能量剛好滿足能量消耗即可[4]。
圖1 集輸環(huán)節(jié)能量流動示意圖Fig.1 Schematic diagram of energy flow in gathering and transportation link
油井采出液經(jīng)計量間、轉(zhuǎn)油站集輸處理后進入下游脫水站,根據(jù)轉(zhuǎn)油站集輸參數(shù)優(yōu)化工作實施方案,從單井生產(chǎn)平穩(wěn)及站內(nèi)儀表誤差的角度考慮,轉(zhuǎn)油站來液溫度高于凝固點3 ℃為宜。為滿足游離水脫除和污水處理需求,轉(zhuǎn)油站有外輸液加熱保障時,外輸液進脫水站溫度要求高于原油凝固點4 ℃;轉(zhuǎn)油站無外輸加熱保障時,外輸液進脫水站溫度要求高于原油凝固點2 ℃。以某A 脫水站為例,A-1#、A-2#、A-6#、A-7#、A-8#轉(zhuǎn)油站均無外輸加熱保障,外輸液進脫水站溫度在34 ℃可滿足運行管理需求。通過研究摻水量和摻水溫度最佳運行參數(shù)匹配,使轉(zhuǎn)油站外輸液能量達到脫水站進站溫度要求,即可確定低溫集輸技術(shù)界限,在滿足生產(chǎn)要求的基礎(chǔ)上,實現(xiàn)能耗最優(yōu)化運行[5-6]。
以A-7#轉(zhuǎn)油站到某A脫水站為例,A-7#轉(zhuǎn)油站外輸液質(zhì)量為2 285 t/d,距某A 脫水站4.9 km,夏季地溫為20 ℃,脫水站進站溫度為34 ℃。流體溫降公式表示如下:
式中:T1為管道起點流體溫度,℃;T2為管道終點流體溫度,℃;T0為環(huán)境溫度,℃;K為傳熱系數(shù),W/(m2·℃);D為管道直徑,mm;L為管道長度,m;qm為質(zhì)量流量,kg/s;C為比熱容,J/(kg·℃)。
由式(1)可得出轉(zhuǎn)油站外輸溫度35.8 ℃,即平均總回油溫度為35.8 ℃。
以A-7#轉(zhuǎn)油站為例,2020年7月,該站平均摻水溫度為62 ℃,平均日摻水量為897.6 t,平均日產(chǎn)液量為2 285 t,平均總回油溫度為35.8 ℃。混合液溫度加權(quán)平均公式表示如下:
式中:G1為液體1 的質(zhì)量,t;G2為液體2 的質(zhì)量,t;T1為液體1 的溫度,℃;T2為液體2 的溫度,℃;T0為混合液體的溫度,℃。
由式(2)可得出A-7#轉(zhuǎn)油站油井采出液平均出油溫度25.5 ℃。
根據(jù)混合液溫度加權(quán)平均公式,在其他參數(shù)一定的情況下,單井摻水量及摻水溫度成反比關(guān)系,即摻水溫度越高,摻水量需求越低。當(dāng)摻水量及摻水溫度能同時滿足集輸和處理需求時,總能耗最經(jīng)濟的參數(shù)組合為轉(zhuǎn)油站最佳能耗運行方案。
按日產(chǎn)液量2 285 t、總回油溫度35.8 ℃、平均出油溫度25.5 ℃,用上述計算方法,于2021 年7月開始,在A-7#轉(zhuǎn)油站開展低溫集輸現(xiàn)場試驗,確定不同摻水溫度條件下的摻水量,生成不同參數(shù)的集輸方案,并用每天實際耗氣、耗電量計算能耗總量(表1)。通過多組方案對比,選取綜合能耗最低的組合。經(jīng)對比,方案7能耗最低,即摻水溫度為54 ℃時,摻水量為1 224 m3/d;而當(dāng)摻水溫度降到54 ℃以下時,回壓快速升高,嚴(yán)重影響正常生產(chǎn)。A-7#轉(zhuǎn)油站新方案較2020 年同期摻水溫度降低8 ℃,日摻水量降低180 m3,平均日耗氣量降低496 m3,日耗電量降低600 kWh,綜合能耗(標(biāo)煤)降低0.865 t,節(jié)能效果顯著。
表1 A-7#轉(zhuǎn)油站不同集輸方案能耗情況Tab.1 Energy consumption of different gathering and transportation schemes of A-7#Oil Transfer Station
可通過計算轉(zhuǎn)油站與集油閥組間的溫降損失,推導(dǎo)出集油閥組間回油溫度技術(shù)界限。根據(jù)流體溫降公式,在摻水溫度控制在最優(yōu)54 ℃情況下,按轉(zhuǎn)油站實測的各集油閥組間的回油溫度,將相關(guān)數(shù)據(jù)帶入流體溫降公式,由此可推導(dǎo)出各集油閥組間的起點溫度(表2)。各集油閥組間低溫集輸起點溫度為34~38 ℃。
表2 2021年夏季A-7#轉(zhuǎn)油站各集油閥組間來液溫度Tab.2 Temperature of liquid from each oil gathering room to A-7#Oil Transfer Station in summer in 2021
以A-7#轉(zhuǎn)油站A-7-01 集油閥組間7-1 井為例,優(yōu)化后A-7#轉(zhuǎn)油站總摻水溫度T起點=54 ℃,夏季地溫T環(huán)境=20 ℃。根據(jù)流體溫降公式,可得出在A-7-01 集油閥組間的摻水溫度51.9 ℃,以集油閥組間的摻水溫度51.9 ℃為集油閥組間到井的起點溫度,可得出7-1井的摻水溫度50 ℃。
已知A-7-01 集油閥組間回油溫度T末點=36.1 ℃,可由流體溫降公式得出7-1井的油水混合液溫度38.2 ℃。
根據(jù)混合液溫度加權(quán)平均公式,由A-7-01 集油閥組間7-1井含摻水井口起點溫度38.2 ℃,實測產(chǎn)液量3.66 t/d,實測出油溫度18.2 ℃,摻水溫度50 ℃,可得出7-1井單井摻水量0.26 m3/h,以此方法可算出每口井的摻水量。
在低溫集輸實際運行中,當(dāng)采出液沿程輸送至溫度下降到某一點時,懸浮液中的油滴會發(fā)生絮凝,導(dǎo)致管線內(nèi)流通面積減小、回壓上升,此時的溫度即停摻水集輸界限。經(jīng)統(tǒng)計,A-7#轉(zhuǎn)油站轄生產(chǎn)井122口,平均井口出油溫度為27.1 ℃;因包含高含水間抽井,出油溫度略高于根據(jù)混合液溫度加權(quán)平均公式計算得出的25.5 ℃。按產(chǎn)液量分為A/B/C/D 四類井,其中產(chǎn)液量30 t/d 以上為A 類井,共41口;其井口出油溫度為31~37 ℃,平均井口出油溫度為32.6 ℃,含水率超過90%,具備較好的停摻水集輸條件(表3)。經(jīng)A-7#轉(zhuǎn)油站A-7-04集油閥組間現(xiàn)場試驗,A 類井停摻集輸效果較好。在8 天的試驗周期中,平均回油溫度降低2.5 ℃,平均回壓降低0.06 MPa。試驗期間回壓整體呈下降趨勢,最大回壓增幅為0.04 MPa,異常井出現(xiàn)率為零。產(chǎn)液量為30 t/d、井口出油溫度為33 ℃,可作為停摻水集輸技術(shù)界限[7-8]。
表3 A-7#轉(zhuǎn)油站轄井停摻水集輸技術(shù)界限Tab.3 Gathering and transportation technical limits of stop water mixing in wells under the jurisdiction of A-7#Oil Transfer Station
在實施低溫集輸技術(shù)界限研究和試運行時,要密切跟蹤井口回壓、產(chǎn)液量、異常井運行等關(guān)鍵參數(shù),及時進行調(diào)整。對于壓力相對穩(wěn)定井,定期進行沖環(huán);對于臨時高回壓井,采取打干線措施;對于回壓持續(xù)升高井,恢復(fù)提高摻水量,采取“沖、打、提”(沖環(huán)、打干線、提摻水量)三項保運措施,控制回壓升高趨勢,保障集輸平穩(wěn)運行。
以降溫集輸工作主管部門——油田管理部作為牽頭部門,由工藝研究所組織開展低溫集輸運行優(yōu)化工作,制定低溫集輸技術(shù)標(biāo)準(zhǔn),編制低溫集輸優(yōu)化實施方案。油田管理部和工藝研究所負責(zé)監(jiān)督檢查方案運行情況;各作業(yè)區(qū)負責(zé)配合低溫集輸優(yōu)化實施情況檢查;各基層站隊負責(zé)配合生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)采集和低溫集輸試運行監(jiān)測。通過技術(shù)與管理上下一體、協(xié)調(diào)配合的方式,保障低溫集輸工作順利進行[9]。
在2021 年開展低溫集輸優(yōu)化技術(shù)研究的基礎(chǔ)上,2022 年開展了油氣集輸系統(tǒng)低溫集輸和能量最優(yōu)化利用建模,模型包括集輸系統(tǒng)基礎(chǔ)數(shù)據(jù)管理、生產(chǎn)運行數(shù)據(jù)管理、系統(tǒng)仿真計算、低溫集輸油井篩選、系統(tǒng)能效優(yōu)化等多種功能。同時,開展油氣集輸系統(tǒng)能效優(yōu)化模型研究,并根據(jù)優(yōu)化后的油氣集輸系統(tǒng)能效應(yīng)用情況,編制油氣集輸系統(tǒng)能效優(yōu)化運行方案,定位系統(tǒng)能量損失環(huán)節(jié),實現(xiàn)精準(zhǔn)低溫集輸,優(yōu)化耗氣、耗電[10]。