集輸系統(tǒng)控制天然氣消耗的措施應(yīng)用

徐紅衛(wèi)　（大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠）

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集輸系統(tǒng)控制天然氣消耗的措施應(yīng)用

徐紅衛(wèi)（大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠）

“十一五”以來，隨著能耗井點逐年增加，地面工程建設(shè)規(guī)模的增大，集輸耗氣呈逐年增加的趨勢，通過系統(tǒng)集輸能耗特點分析，采取全過程控制的方法，在油井、計量間、轉(zhuǎn)油站、脫水站等單元采取能耗控制措施，減少低效、無效消耗，單井耗氣量持續(xù)降低，為全面控制耗氣上升幅度提供了保障。

集輸系統(tǒng)；過程控制；天然氣；措施

1　現(xiàn)狀及問題

原油集輸系統(tǒng)包括轉(zhuǎn)油站、脫水站2大系統(tǒng)，轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)包括油井、計量間、轉(zhuǎn)油站3個主要單元。各功能單元的核心作用是為油井采出液正常集輸、處理提供必要的水力、熱力條件，并保證設(shè)備安全運行。轉(zhuǎn)油站集輸液主要由外輸液量、摻水量（包括單井摻水量、計量間采暖量、轉(zhuǎn)油站采暖水量）2部分構(gòu)成；脫水站集輸液主要由外輸凈化油量、沉降崗?fù)廨斨廖鬯幚碚舅?部分組成。根據(jù)統(tǒng)計，某區(qū)塊轉(zhuǎn)油站外輸液量為2743×104m3，摻水量為1597×104m3。由于外輸液量是不可調(diào)整量，要降低集輸總液量，只能控制摻水量，降低轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)循環(huán)液量。根據(jù)井站規(guī)模增加的幅度預(yù)測，某區(qū)塊年增加耗氣量620×104～1120×104m3，按目前生產(chǎn)油氣比測算，油田將面臨產(chǎn)、耗氣量不平衡的矛盾。

轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)主要降低油井及采暖用摻水量、摻水溫度，脫水站系統(tǒng)主要降低采暖負(fù)荷、提高設(shè)備效率，從而達到降低加熱負(fù)荷、減少天然氣消耗的目的［1］。

2　主要控制措施

在油井、計量間、轉(zhuǎn)油站、脫水站等功能單元分別采取針對性降耗措施。

油井單元主要采取季節(jié)停、全年停摻水、控?fù)剿?、非生產(chǎn)井管理、摻低溫或常溫水，計量間采取采暖工藝改造、控制回油溫度，轉(zhuǎn)油站采取優(yōu)化設(shè)備運行、控制采暖負(fù)荷，脫水站采取優(yōu)化設(shè)備運行、低溫脫水、控制采暖負(fù)荷等措施［2］。

2.1加強非生產(chǎn)井管理

主要是對待作業(yè)井、摻水集油管線完好的常年關(guān)井以及“間抽”的油井管理。針對這部分油井建立專用檔案，規(guī)范日常管理，控制生產(chǎn)運行參數(shù)，冬季以控?fù)剿疄橹?，摻水量每天不高? m3；夏季及春秋季通過采取“間歇停”、“季節(jié)?！钡却胧?，減少摻水用量。共有670口油井實施，摻水量日減少2000 m3，耗氣量日降低5000 m3，耗電量日減少1600 kWh。

2.2調(diào)整油井熱洗方式

由于轉(zhuǎn)油站采取摻低溫水、高溫?zé)嵯此珠_運行方式（即啟運行高溫爐1臺，并根據(jù)正常生產(chǎn)井需要啟運1～2臺低溫爐），增加運行操作難度，尤其是轉(zhuǎn)油站頻繁調(diào)整計量間摻水或熱洗閥門、啟停熱洗泵，使摻水、熱洗分開運行沒有完全得到實施。各轉(zhuǎn)油站根據(jù)油井計劃安排，采用分時段熱洗的方式，平均日熱洗2口井，全站高溫（75～80℃）運行10～15 d進行熱洗，其它時間相對低溫運行。通過整合、優(yōu)化，變分散熱洗為集中熱洗，轉(zhuǎn)油站平均高溫?zé)嵯磿r間不超過5 d。通過集中熱洗的方式，減少轉(zhuǎn)油站高溫天數(shù)5～10 d，年節(jié)氣約240×104m3。

2.3分階段實施季節(jié)停摻水

季節(jié)性停摻水井采取分區(qū)塊、分階段停摻，共分3個批次，實施總井?dāng)?shù)達到1712口，同期對比增加538口。第1批實施時間3月26日—11月25日，產(chǎn)液量31～60 t/d、含水80%以上的油井；第2批實施時間5月1日—10月31日，產(chǎn)液量20～30 t/d、含水80%以上的油井；第三批實施時間6月1日—9 月30日，產(chǎn)液量15～20 t/d，含水80%以上，集輸半徑在100 m以內(nèi)油井。全年節(jié)氣約210×104m3。

2.4控制生產(chǎn)用水量，降低生產(chǎn)負(fù)荷

根據(jù)井口回壓、回油溫度、摻水溫度變化情況調(diào)整摻水量，使轉(zhuǎn)油站摻水總量控制合理范圍內(nèi)，降低摻水加熱負(fù)荷，達到節(jié)能降耗目的［3］。通過計量間采暖工藝流程改造，建有采暖爐的轉(zhuǎn)油站來控制供暖溫度等措施，降低轉(zhuǎn)油站、計量間采暖水量。

1）“拐點法”控?fù)剿?，挖掘單井潛力。摻水量的大小與回站溫度、井口回壓有關(guān)。在一定的摻水溫度下，通過減少摻水量的辦法，使油井的回油溫度降低，井口回壓逐漸升高，當(dāng)回壓升高并穩(wěn)定在設(shè)計回壓附近時（一般為0.8～1.0 MPa），將此時的摻水量定為“拐點摻水量”，此時的回油溫度作為該井的“拐點回油溫度”，將該摻水溫度下對應(yīng)的摻水量、回油溫度作為該井或集油環(huán)當(dāng)前摻水溫度下該井摻水量控制的依據(jù)。根據(jù)2011年初步試驗效果，逐步擴大了“拐點法”實施規(guī)模，高峰時超過1001口油井實施，摻水總量由推廣前10 528 m3降至7451m3，實現(xiàn)單井摻水量、日耗氣量及日耗電量均降低，節(jié)能9.3%。年節(jié)氣約200×104m3。

2）改造計量間工藝，降低采暖水量。針對目前計量（閥組）間采暖存在的采暖水供、回水壓差大，水量測量和控制難度大，造成一定的能源浪費，對計量間采暖進行改造。改造后，使采暖用水可以重復(fù)利用，充分利用其熱能、動能，達到“一水兩用”的目的，實現(xiàn)了計量間采暖水可計量、可控制、可調(diào)節(jié)，充分利用供水剩余能量，達到節(jié)能降耗。改造后每座計量間日減少采暖水50%以上（20～30 m3），全區(qū)塊共251座計量間采暖期將減少采暖用水100×104m3，年節(jié)氣190×104m3，節(jié)電80× 104kWh。

3）拆除轉(zhuǎn)油站暖氣片，減少供熱負(fù)荷。對于富余暖氣片進行拆除或切斷，共拆除355組，年節(jié)氣約60×104m3。

2.5優(yōu)化設(shè)備運行，提高運行能效

1）優(yōu)化加熱爐運行。規(guī)范加熱爐運行臺數(shù)，提高加熱爐運行負(fù)荷率。根據(jù)轉(zhuǎn)油站的摻水量、溫升情況，確定加熱爐運行臺數(shù)，月運行臺數(shù)由優(yōu)化前的67臺次降到目前的47臺次，保證加熱爐運行負(fù)荷率達到80%左右，對于匹配不合理的轉(zhuǎn)油站，進行嚴(yán)格考核；執(zhí)行加熱爐按周期清垢制度。在用“二合一”加熱爐全部進行清淤除垢，并對清淤除垢質(zhì)量進行跟蹤監(jiān)督。

2）優(yōu)化摻水泵運行。摻水泵運行負(fù)荷率在80%～100%時，優(yōu)先啟運安裝變頻調(diào)速裝置的摻水泵，當(dāng)泵管壓差大于0.2 MPa時，調(diào)整泵的運行。根據(jù)各站設(shè)備情況，通過核算，優(yōu)化摻水泵運行匹配，冬季運行臺數(shù)可減少到48臺，夏季為38臺，比優(yōu)化前減少3～5臺次。

3　實施效果

1）單井耗氣量下降。在油井?dāng)?shù)、計量間數(shù)增加的情況下，單井平均耗氣量（耗氣量/總井?dāng)?shù)）由2.09×104m3持續(xù)下降到 1.00×104m3，下降52.3%；由于高濃聚驅(qū)規(guī)模不斷擴大，單井耗氣量上升目前維持在1.3×104m3左右，但同井號對比，平均單井耗氣量下降到0.95×104m3。2014年全年耗氣為7740×104m3，同井號對比降低605×104m3。

2）外輸商品氣量增加。2012—2014年平均商品氣量9048×104m3，與2005年對比，在原油產(chǎn)量下降21.4%，油井增加58.2%的情況下，商品氣量增加5.6%。

［1］董廣平，王智瑋.控制集輸系統(tǒng)耗氣新模式的應(yīng)用［J］.化工管理，2015（24）：27.

［2］苗承武，江士昂，程祖亮，等.油田油氣集輸設(shè)計技術(shù)手冊［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1994：28-35.

［3］宋承毅.論“三高”原油不加熱集油的影響因素［J］.油氣田地面工程，1995，14（1）：9-12.

（編輯莊景春）

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徐紅衛(wèi)，1987年畢業(yè)于黑龍江省農(nóng)墾工業(yè)學(xué)校（機械專業(yè)），從事油田機采相關(guān)工作，E-mail：xhongwei@petrochina.com.cn，地址：大慶市紅崗區(qū)采油五廠工程技術(shù)大隊，163513。

2016-02-23