高耗集油環改造技術研究與應用

王志勇：唐小犇

（1.大慶油田有限責任公司第八采油廠；2.大慶油田礦區服務事業部物業管理三公司）

高耗集油環改造技術研究與應用

王志勇1：唐小犇2

（1.大慶油田有限責任公司第八采油廠；2.大慶油田礦區服務事業部物業管理三公司）

由于區塊產量遞減，集油環管轄的部分油井逐步報廢、轉注、轉提撈，致使集油環無效摻水量增加，路線增長，熱損失增大，單位操作成本上升。通過分析集油環運行能耗影響因素，建立了集油環能耗評價模型，在油井地質開發井位基本明確的情況下，對高耗集油環系統進行了優化整合，達到了節氣、節電、降低成本的目的。

高耗集油環：優化改造：經濟評價模型：節能降耗

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.04.011

1 集油環運行情況

大慶油田第八采油廠站外集油系統采用單管環狀流程，早期建成的區塊每個集油環管轄3～5口井。隨著區塊產量遞減，報廢井、轉注井、提撈井、關井的數量不斷增多，集油環內油井數不斷減少。管轄2口井以下且走向不合理集油環307個，占總環數的37.6%。年多耗氣量達614×104m3。

由于集油環管道走向并未做改動，為了維護集油環正常運行，從集油環中分離出去的油井井口產液要由摻水來補充，致使這部分集油環摻水增多；同時集油環走向不合理，摻水路線增加，使得集油管道熱損增大，能耗增高。

m——管道內介質的質量流量；

Ti——管道內進口端的溫度；

T——管道內任一點的溫度；

Pi——管道內進口端的壓力；

P——管道內任一點的壓力；

V——管道內介質的體積流量。

根據能耗與費用之間的轉換數量關系，確定集輸管道電費w1和天然氣費w2的計算方法如下：

2 集油環評價模型的建立

式中：

k——天然氣的價格。

采用技術經濟學中的10年費用現值模型。10年費用現值計算公式：

集油環能耗包括兩部分：一部分是由中轉站供應熱水摻入管線加熱原油，提高輸送溫度以降低其黏度產生的能耗（氣耗）；另一部分是由泵提供壓力克服摩擦阻力損失產生的能耗（電耗）。主要影響因素有：管長、管徑，管道埋深，管道保溫狀況（熱阻），摻水量，產氣量，含水率，土壤物性，摻水溫度等。集輸管網的熱能消耗q1、動力消耗q2計算公式[1，2]如下：

式中：

c——管道內介質的比熱容；

式中：

P2——費用現值；

P1——改造投資；

P——費用現值。

式中：

A——改造后的集油環運行費用；

n——年；

i——基準折現率。

式中：

a——改造每米管線費用；

l——改造長度。

結合上述研究內容，開發了集油環經濟技術評價模型，將基本參數輸入后，自動輸出多種優化方案油井方位圖以及能耗運行費用示意圖；從而依據運行費用現值和最小改造費用（即總費用最低）確定最佳調整方案，指導集油環優化治理。

3 高耗集油環的優化改造

以芳6-9計量間為例，依據集油環生產運行參數（表1），對集油環優化改造方案進行優化和經濟評價。

表1 芳6-9計量間油井生產現狀統計

汽油比：10 m3/t；單位長度管線改造成本：? 60 mm×3.5 mm為22.71×104元，?76 mm×4.5 mm為28.1×104元；環摻水量2 m3/h。計量間周邊無鄰近計量間，正常生產的3口井無法掛接到其他計量間，只能在現有工藝條件下進行優化調整。芳6-9計量間井位分布見圖1。

通過分析，確定三種優化改造方案。

◇優化方案1：將芳64-110井、芳64-114井和芳609井分別改為雙管摻水系統，管線長度為3 280 m。

◇優化方案2：將其中任意2口井并成一個環，剩余1口井改為雙管摻水，共三種改造方案：芳64-110為雙管摻水系統，其他2口井成環，管線長度為2 687 m；芳64-114為雙管摻水系統，其他2口井成環，管線長度為2 919 m；芳609為雙管摻水系統，其他2口井成環，管線長度為3 030 m。經過分析，芳64-110為雙管摻水系統，其他2口井成環，這樣改造路線總費用指標最低。

◇優化方案3：當三井成環時，按照首端井不同，共有三種典型環路圖：芳64-110為首端井時，管線長度為2 437 m；芳64-114為首端井時，管線長度為2 437 m；芳609為首端井時，管線長度為2 669 m。經過分析，當芳64-114為首端井時，總費用指標最低。

最終結合相應的設計規范及管徑優選，得出方案對比表（表2）?？梢钥闯?，將芳64-110改為雙管摻水流程，其他2口井組成一個集油環的方案總費用最低，為最佳調整方案。改造前后芳6-9計量間參數見表3。

表2 各改造方案費用對比

表3 芳6-9計量間改造前后參數對比

改造前后對比，摻水溫度下降5℃，摻水量下降4.17 m3/h，環長減少2.07 km。用能耗計算模型計算，年節氣2.1×104m3，年節電0.34×104kW·h，取得較好的節能效果。

4 低效轉油系統應用效果分析

宋Ⅱ-2轉油站建于1994年，建成閥組間4座，集油環18個，管轄油井59口。隨著油田開發時間的延長，低產低效井陸續關井、轉注、提撈，至2008年底，正常運行集油環12個（其中轄3口井及以上的集油環2個，轄2口井的集油環5個，單井集油環5個），正常生產油井22口，日產液、日產油由初期的256 t、159 t分別降到55.6 t、21.8 t。站外集油環運行參數見表4。

表4 站外集油環運行情況

由于集油環所轄井數減少，集油環走向未變，為保證集輸的水力熱力條件必須加大摻水量。2008年平均單井摻水量2.87 m3/h，噸油耗氣197.1 m3，噸油耗電429.2 kW·h。

利用上述研究成果，通過集油管網改造優化設計軟件，對站外集油管網進行優化評價，確定改造方案。以2#間為例，進行了優化整合，該計量間管轄集油環3個、油井9口，通過分析確定兩種優化改造方案。

◇優化方案1：將原2環芳112-106從系統中分離出去，芳110-104與芳112-102連成新環；原4環芳116-104、芳116-108、芳116-112從系統中分離出去，芳116-106改為雙管摻水系統獨立成環。

◇優化方案2：將原2環和原4環整合為一個環，即芳110-104、芳112-102、芳116-106連成新環。

同樣對其他間進行優化，依據每種方案進行組合，模擬計算能耗與運行費用。

通過論證，若保留站內摻水系統，12個正常運行的集油環經過優化組合，改造后投資回收期均大于5年。最終方案采取產量低于1.0 t的15口井轉提撈，取消轉油站，剩余7口油井調入芳707站。由于距相鄰系統較遠，7口油井采用電加熱集油工藝，停運4個集油閥組間，投資回收期為1.91年。經過綜合改造，減少轉油站等管理點7處，減少用工30人，年減少耗氣126×104m3，減少耗電312×104kW·h，年減少運行費用388×104元。

5 技術推廣

利用集油環經濟技術評價模型，對芳6、芳707、宋Ⅱ-4等8座轉油站49個高耗集油環進行優化評價，確定改造方案。通過優化整合，49個集油環159口井減少為30個集油環85口井，管線長度縮短38.9 km，解決了無效集油摻水路線長、熱損大的問題。低效集油系統治理情況見表5。

表5 低效集油系統治理情況統計

改造后共減少摻水量1 776 m3/d，年節氣188×104m3，年節電71×104kW·h，年節約運行成本154×104元。

6 結論與認識

（1）通過對集油環運行能耗的影響因素分析，建立了集油環經濟技術評價模型，結合油田節能形勢、生產狀況及工程改造，為今后低效集油系統優化改造提供了技術支持。

（2）大慶油田采油八廠低效集油系統優化改造技術，節能效果顯著，具有較好的推廣前景。實際改造實施中需結合加密和開發調整方案及精細地質研究，制定出單井措施，對地面系統做出全面優化調整決策。

[1]李虞庚.油氣田集輸設計技術手冊[M].北京：石油工業出版社，1995.

[2]馮叔初.油氣集輸[M].東營:石油大學出版社,2002.

王志勇，1999年畢業于江漢石油學院，高級工程師，從事地面工程管理，E-mail：wangzhiyong@petrochina.com.cn，地址：大慶油田第八采油廠規劃設計研究所，163514。

2011-03-26)