優化斷塊“一級布站”集油工藝單井管理

張清壯(華北油田公司二連分公司錫林作業區，內蒙古 錫林郭勒 026000)

0 引言

節能減排是石油企業面臨的首要任務之一。油氣集輸處理系統能耗占比較大，所耗能量包括熱能、電能等，是油田節能的重點對象，因此設法降低集油能耗是集輸流程節能的關鍵。產能建設中，我們踐行油田地面建設簡化、優化的原則，在充分論證后對某斷塊地面產能實施“一級布站”工藝，“一級布站”工藝符合國家對石油企業的要求和發展趨勢。取消計配站和接轉站，采用單井直接進聯合站、“樹枝狀”串聯摻水、GPRS通訊方式實現各種數據自動錄取監測和遠程傳輸的集油工藝及配套技術，與傳統集油工藝相比，節約一次性地面產能建設投資，同時優化了原計配站集輸管網。且某斷塊“一級布站”集輸工藝為高寒地區首次應用，此工藝的運行狀況關系到今后作業區地面產能建設的發展方向，具有重要意義。

1 某斷塊運行特點

某斷塊原油物性呈現為“三低、兩高”的特點：即原油粘度低(9.72～13.74)、膠質瀝青低(24.99～27.55)、產出液井口溫度低(15～22℃)，含蠟量高(35%～44.13%)、凝固點高(30～32℃)。由于原油物性特殊，某斷塊從投入規模開發后，單井集油管線時常出現運行不暢的情況，成為困擾作業區正常生產的難題之一。某斷塊單井摻水運行參數無法根據常規方法進行優化，造成摻水運行參數高于作業區其它區塊。兩個計配站冬季單井平均摻水量高于其他6個計配站0.97方/小時，夏季高1.04方/小時。作業區年自用天然氣330.0161萬方，集輸系統燃料單耗為37.7Kg/t，集輸系統效率60.1%。

2 某斷塊原油物性特殊，單井摻水參數偏大

地面產能完成后，35口油井采用一級布站集油工藝，串聯進大集油系統生產。要管理好這些油井，必須充分發揮一級布站集油工藝的優勢。在保證單井安全運行的情況下，實現高效低耗運行。為此，作業區成立了由主管領導、工程技術人員、現場管理人員、操作員工組成的項目組。

項目組對作業區某斷塊目前運行兩個計配站集油工藝及聯合站整體摻水、集油系統進行了調查研究，結論為某斷塊原油物性特殊，單井平均摻水量在1.67方/小時，即使在高摻水參數下運行，也無法保證單井的運行。油井仍出現因管線運行不暢，單井摻水壓力與摻水干壓持平的問題。處理時只能采取油井停抽后用清蠟車或系統水沖洗單井集油線的方法來解決，大大影響了油井的開井時率。即使在夏季某斷塊單井也會出現管線運行不暢的問題，無法對其運行參數進行優化。某斷塊伴生氣大，計配站集油匯管壓力高，與摻水匯管壓差小，地表水位高，管線溫降大，造成單井摻水參數偏大。

3 針對問題，確立目標，保證“一級布站”集油工藝單井正常運行

項目組成員對某斷塊兩年以來的生產數據進行了整理、研究，并將目前集油工藝與當年地面產能建設中采用的新工藝進行了比較，發現某斷塊集油工藝需要優化。某斷塊兩個計配站集油匯管壓力高，與摻水匯管壓差小。其中一個計配站摻水匯管與集油匯管壓差為0.55Mpa，而另一個計配站僅為0.35Mpa，與其他四個計配站1.65Mpa的壓差相差1.2Mpa，單井摻水運行的難度大，造成單井摻水量高。

項目組成員根據前一階段的現狀調查，對某斷塊兩個計配站單井摻水運行參數偏高的原因進行了具體分析判斷得出：某斷塊計配站集油匯管壓力高，由于地表水位高、管線溫降大；單井集油線長、流動阻力大；原油物性特殊；單井摻水參數未及時優化調整；摻水計量儀表誤差。

作業區目標就是保證某斷塊“一級布站”集油工藝單井正常運行，平均摻水量由某斷塊目前平均的1.67方/小時降低到1.1方/小時。某斷塊新井地面建設采用一級布站模式后，單井距集油干線或支干線的距離最遠為490米，有效降低了單井集油線的流動阻力。且在整體設計過程中充分考慮了某斷塊伴生氣對混合液流態的影響、地表水位對管線溫降的影響。預計進大系統生產的35口油井，井口回壓小于1.0MPa。可以達到安全運行，減少平均單井摻水量，節約運行費用的目的。

4 產能建設優化措施

產能建設中，充分考慮了某斷塊伴生氣對混合液流態的影響，東西區集油干線規格與閥組間至聯合站集油干線規格不同，管徑的增加有效降低單井井口回壓，從而為單井摻水參數的優化調整創造了條件。某斷塊由于地表水位高、管線溫降大，平均地表水位在0.8米左右，管線埋地深度為1.2～1.5米，管線保溫效果差，優化了保溫工藝。兩個計配站摻水干線溫降均在10℃左右，溫度損失大，造成單井摻水量高。地面產能建設中，摻水、集油干線及支干線采用合適保溫方式，溫度損失相對較少，從而可以減少單井摻水量。兩個計配站單井集油線長、流動阻力大。某斷塊兩個計配站采用傳統二級布站模式，其中一個計配站單井集油線平均長度為686米，最遠的某井距計配站為1360米，另一計配站單井集油線平均長度為707米，最遠的某井距離另一計配站為960米。單井集油線長，單井產出液管線流動中的阻力增加，造成單井摻水量高。采用一級布站模式的某集油系統建成后，西區集油系統平均單井管線長度為106米，最遠的某井管線長度為362米，而東區平均單井管線長度僅為50米，最遠的某-井管線長度為209米。由于單井管線長度減少，大大降低了單井產出液的流動阻力，從而可以減少單井摻水量。

集油系統投運前，利用廠家到現場安裝調試的機會，對此次新應用的自動化監測系統、通球裝置、摻水恒流控制器、定壓放氣閥等新系統、新設施的使用、監測、日常維護、故障處理進行多次學習。集油系統投運后，加強對單井管線，分階段進行參數的優化工作。

5 “一級布站”集油工藝運行平穩，效果良好

某斷塊地面建設“一級布站”集油工藝投產后，平穩運行，為今后高寒地區地面建設推廣 “一級布站”集油工藝奠定了基礎。其余6個計配站平均單井摻水量夏季為0.56方/小時，冬季為0.7方/小時。這兩個計配站沿用“二級布站”集油工藝的單井摻水量在夏季為1.60方/小時，冬季為1.68方/小時。某斷塊采用“一級布站”集油工藝的的35口油井平均摻水量僅為0.8方/小時，達到了預定1.1方/小時的目標。進聯合站摻水系統35口油井，如按“二級布站”集油工藝單井平均摻水量1.68方/小時計算，聯合站將增加摻水量58.8方/小時，實際只增加了19.33方/小時。按每口井減少摻水量0.88方/小時計算，每小時可減少摻水量30.8方，每天減少摻水量739.2方。聯合站摻水總排量控制在114.38方/小時，達到了預期130方/小時以下的目標。

集油系統投運后，集油干線起點壓力為0.55～0.60MPa、末點壓力為0.30～0.35MPa，最遠某井回壓為0.85MPa，兩個計配站系統回壓降低0.2MPa。聯合站摻水量減少739.2方/天，耗電量減少1286.208kW·h/天，全年耗電量減少46.9466×104kW·h，全年減少動力費支出23.8019萬元，降低燃料消耗86929920kJ。

6 結語

根據某集油系統單井情況不同制定了單井的摻水運行參數，并根據生產情況的變化及時調整，保證了某斷塊“一級布站”集油工藝安全、經濟運行。地面建設“一級布站”新工藝在某斷塊應用后，節約一次性地面產能建設投資，運行狀況良好，節約了運行費用，增加了經濟效益。明確了今后作業區地面產能建設的發展方向。在“一級布站”集油工藝單井管理過程中，還存在井口溫變自動化監測點因單井產出液與摻水混合不充分，造成溫變數據變化大、管理困難，應對集油線末點溫度進行監測；針對單井摻水流量不準，影響到系統細化管理和調節，需要進一步改進和完善，以達到最優化。