集輸系統控制天然氣消耗的措施應用

2016-09-07 03:56:52徐紅衛大慶油田有限責任公司第五采油廠

石油石化節能 2016年5期

徐紅衛　（大慶油田有限責任公司第五采油廠）

集輸系統控制天然氣消耗的措施應用

徐紅衛（大慶油田有限責任公司第五采油廠）

“十一五”以來，隨著能耗井點逐年增加，地面工程建設規模的增大，集輸耗氣呈逐年增加的趨勢，通過系統集輸能耗特點分析，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，單井耗氣量持續降低，為全面控制耗氣上升幅度提供了保障。

集輸系統；過程控制；天然氣；措施

1　現狀及問題

原油集輸系統包括轉油站、脫水站2大系統，轉油站系統包括油井、計量間、轉油站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，并保證設備安全運行。轉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、轉油站采暖水量）2部分構成；脫水站集輸液主要由外輸凈化油量、沉降崗外輸至污水處理站水量2部分組成。根據統計，某區塊轉油站外輸液量為2743×104m3，摻水量為1597×104m3。由于外輸液量是不可調整量，要降低集輸總液量，只能控制摻水量，降低轉油站系統循環液量。根據井站規模增加的幅度預測，某區塊年增加耗氣量620×104～1120×104m3，按目前生產油氣比測算，油田將面臨產、耗氣量不平衡的矛盾。

轉油站系統主要降低油井及采暖用摻水量、摻水溫度，脫水站系統主要降低采暖負荷、提高設備效率，從而達到降低加熱負荷、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停、全年停摻水、控摻水、非生產井管理、摻低溫或常溫水，計量間采取采暖工藝改造、控制回油溫度，轉油站采取優化設備運行、控制采暖負荷，脫水站采取優化設備運行、低溫脫水、控制采暖負荷等措施［2］。

2.1加強非生產井管理

主要是對待作業井、摻水集油管線完好的常年關井以及“間抽”的油井管理。針對這部分油井建立專用檔案，規范日常管理，控制生產運行參數，冬季以控摻水為主，摻水量每天不高于5 m3；夏季及春秋季通過采取“間歇停”、“季節停”等措施，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調整油井熱洗方式

由于轉油站采取摻低溫水、高溫熱洗水分開運行方式（即啟運行高溫爐1臺，并根據正常生產井需要啟運1～2臺低溫爐），增加運行操作難度，尤其是轉油站頻繁調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。各轉油站根據油井計劃安排，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、優化，變分散熱洗為集中熱洗，轉油站平均高溫熱洗時間不超過5 d。通過集中熱洗的方式，減少轉油站高溫天數5～10 d，年節氣約240×104m3。

2.3分階段實施季節停摻水

季節性停摻水井采取分區塊、分階段停摻，共分3個批次，實施總井數達到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，產液量15～20 t/d，含水80%以上，集輸半徑在100 m以內油井。全年節氣約210×104m3。

2.4控制生產用水量，降低生產負荷

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

1）“拐點法”控摻水，挖掘單井潛力。摻水量的大小與回站溫度、井口回壓有關。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，當回壓升高并穩定在設計回壓附近時（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的摻水量、回油溫度作為該井或集油環當前摻水溫度下該井摻水量控制的依據。根據2011年初步試驗效果，逐步擴大了“拐點法”實施規模，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，實現單井摻水量、日耗氣量及日耗電量均降低，節能9.3%。年節氣約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利用，充分利用其熱能、動能，達到“一水兩用”的目的，實現了計量間采暖水可計量、可控制、可調節，充分利用供水剩余能量，達到節能降耗。改造后每座計量間日減少采暖水50%以上（20～30 m3），全區塊共251座計量間采暖期將減少采暖用水100×104m3，年節氣190×104m3，節電80× 104kWh。

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

2.5優化設備運行，提高運行能效

1）優化加熱爐運行。規范加熱爐運行臺數，提高加熱爐運行負荷率。根據轉油站的摻水量、溫升情況，確定加熱爐運行臺數，月運行臺數由優化前的67臺次降到目前的47臺次，保證加熱爐運行負荷率達到80%左右，對于匹配不合理的轉油站，進行嚴格考核；執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，并對清淤除垢質量進行跟蹤監督。

2）優化摻水泵運行。摻水泵運行負荷率在80%～100%時，優先啟運安裝變頻調速裝置的摻水泵，當泵管壓差大于0.2 MPa時，調整泵的運行。根據各站設備情況，通過核算，優化摻水泵運行匹配，冬季運行臺數可減少到48臺，夏季為38臺，比優化前減少3～5臺次。

3　實施效果

1）單井耗氣量下降。在油井數、計量間數增加的情況下，單井平均耗氣量（耗氣量/總井數）由2.09×104m3持續下降到 1.00×104m3，下降52.3%；由于高濃聚驅規模不斷擴大，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.控制集輸系統耗氣新模式的應用［J］.化工管理，2015（24）：27.

［2］苗承武，江士昂，程祖亮，等.油田油氣集輸設計技術手冊［M］.北京：石油工業出版社，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）