杏北油田地面系統節能降耗方法研究

王德偉（大慶油田有限責任公司第四采油廠）

杏北油田地面系統共有轉油站49 座、脫水站7座、注水站15 座、污水處理站31 座，集輸系統天然氣消耗占比達88%，注水系統電量消耗占總耗電34%，污水系統清水用量占總用量的37%，是節能挖潛的重點環節，為實現提質增效，降低油田生產成本，地面系統圍繞“水、電、氣”三個重要因素[1]，重點開展以下3 方面舉措，提升運行效率，降低生產能耗。

1 形成集輸系統優化運行方法

1.1 創建精細化摻水管控模式

杏北油田地處高寒地區，采出油屬高凝、高黏原油[2]，集輸過程中需要全過程加熱保溫，隨著油田進入高含水開發階段，含水率逐年升高，摻水需求隨之下降，為控制能耗規模，需要開展邊界條件技術研究，創建低常溫集輸運行模式。

油井產液集輸過程中，隨著溫度下降，油滴會發生絮凝導致流通面積減小，當溫度下降到某一點時，回壓出現“陡增”現象。杏1-丁4-640 井回油壓力升高至0.80 MPa 時井口有刺漏現象，抽油泵工作負荷增加，需要及時沖洗管線，因此認為單井回油壓力低于0.80 MPa 為安全值。杏1-丁4-640 井降溫過程中井口回壓變化曲線見圖1。

開展采油井平穩集輸技術條件研究，選取39口井開展停摻水回油溫度臨界值試驗，其中I 類井停摻集輸效果較好，停摻后平均回壓0.45 MPa，基層管理難度較小，因此認為回油溫度28℃可作為集輸邊界條件。生產井不加熱集輸邊界條件分類情況見表1。

表1 生產井不加熱集輸邊界條件分類情況Tab.1 Classification situation of unheated gathering boundary conditions in production well

綜上，以采油井回油溫度28 ℃，回油壓力0.8 MPa 為邊界條件，當井口采出液溫度大于或等于28 ℃時，現場采取停摻集輸，利用井口出油溫度實現集輸生產；當井口采出液溫度小于28 ℃時，現場采取摻水集輸，通過計算確定最佳摻水量，保障摻水后實現28 ℃集輸。單井摻水量優化方法見圖2，在滿足生產需求基礎上，實現了井、間、站全過程精細定參、精準節能。

圖2 單井摻水量優化方法Fig.2 Optimization method for single well water content

杏北油田自2018 年推廣實施精細化摻水運行模式以來，在總井數量增加的基礎上，生產耗氣得到顯著控制。全年平均優化加熱爐171 臺次，與措施前對比累計節氣2 300×104m3，為集輸節氣工作做出了突出的貢獻。轉油站生產能耗變化情況見表2。

表2 轉油站生產能耗變化情況Tab.2 Changes in production energy consumption of oil transfer stations

1.2 研發了加熱爐提效手段

針對加熱爐提效難的問題，研發了加熱爐運行提效系列方法，結合能耗動態控制圖，實現了加熱爐分區管理，形成了加熱爐“監測、評價、提升”閉環管理體系，有效提升運行效率[3]。

一是研發加熱爐能耗動態特征分析圖版。以降低加熱爐耗氣量為目標，研制能耗動態控制圖，將加熱爐的運行情況劃分合理區、結垢區、低效高散熱區、設備檢查區、危險區五個區域，加熱爐不同區域特征分析見表3。根據不同區域加熱爐運行狀態，制定針對性的提效手段，保障加熱爐高效運行。

表3 加熱爐不同區域特征分析Tab.3 Analysis of different area characteristics of heating furnace

二是研制加熱爐運行管理平臺。為便捷有效監測加熱爐運行狀態，基于python 語言研發加熱爐運行檢測平臺，實現加熱爐主要節點參數直觀顯示，從而指導加熱爐分區專項管理，為加熱爐分析、措施提供指導方法。

三是實施加熱爐爐況優化。針對加熱爐排煙溫度高、運行爐效低的問題，引進爐況優化技術。該技術主要是通過中心處理控制器實時監測加熱爐排煙溫度、煙氣氧含量等參數，并通過調控裝置精確調整煙道擋板及合風開度來調節排煙溫度和控制煙氣氧含量，達到提高加熱爐運行熱效率的目的。

對不達標加熱爐應用提效技術，通過實時監測、調整加熱爐運行溫度、氧含量、燃氣流量等運行參數，提高加熱爐運行效率，先后對7 座中轉站安裝加熱爐優化裝置，平均單臺爐效提高10.68%。應用加熱爐爐況技術前后運行情況對比見表4。通過強化低常溫集輸，推行加熱爐精細管理等工作，在井、站規模不斷擴大前提下，集輸系統同期對比實現節氣473×104m3，噸液耗氣控制在1.60 m3/t，同期對比下降0.09 m3/t，創造了顯著的經濟效益。

表4 應用加熱爐爐況技術前后運行情況對比Tab.4 Comparison of operation situation before and after applying heating furnace condition technology

2 制定注水泵啟停布局優化方法

2.1 適時優化調整機泵運行

為滿足油田開發水量需求和壓力需求，同時保障上、下游水量平衡，制定了“大排量，低揚程，高負荷”的注水泵啟停布局優化辦法[4]，分區域、分系統實施機泵優化。

大排量：運行大泵，減少注水泵運行數量。杏北油田建設有普通、深度以及三采三套注水管網，目前全廠共有注水泵58 臺，其中D400 型注水泵5臺，D300 型注水泵28 臺，D250 型注水泵24 臺，D155 型注水泵1 臺，在額定工況范圍內，排量越高，效率越高，單耗越低。注水系統各管網機泵排量情況對比見表5，D400 型是D155 型注水泵單耗的1.07 倍，因此啟運大排量注水泵，有助于降低運行單耗。

表5 注水系統各管網機泵排量情況Tab.5 Displacement of pump in each pipe network of water injection system

針對深度網區域站庫低負荷問題，通過監測注水泵運行情況實現調整。例如杏十七注原運行D200 型注水泵2 臺，通過調整機泵運行，停運2 臺小排量注水泵，啟運1 臺D400 型注水泵，降低單耗0.03 kWh/m3，年累計節電539×104kWh。停泵前后注水系統能耗變化情況見表6。

低揚程：運行低揚程泵，降低管網運行壓力。杏北油田注水系統平均泵壓16.1 MPa，出站管壓15.8 MPa，注水井閥組壓力14.9 MPa，閥組損失3.8 MPa，為降低供給壓力，提高能量利用率，實施分壓降壓管理。針對純油區，平均注入壓力11.5 MPa，因此運行11 級注水泵保水量；針對過渡帶，平均注入壓力10.2 MPa，因此運行10 級注水泵降管壓；按照上述方式，區域泵壓下降0.4 MPa，管壓下降0.3 MPa，有效減少壓差損失。各種規格注水泵減級前后效果對比見表7。

表7 各種規格注水泵減級前后效果對比Tab.7 Comparison of the effects of various specifications of water injection pumps before and after reduction

高負荷：提高運行負荷，降低泵水單耗。注水泵負荷與泵水單耗情況呈線性規律，注水單耗隨著機泵負荷上升而下降，因此提高運行負荷有助于降低單耗。注水泵單耗隨注水泵負荷變化曲線見圖3。

圖3 注水泵單耗隨注水泵負荷變化曲線Fig.3 Curve of unit consumption of water injection pump changing with water injection pump load

針對普通網壓力高的問題，優化杏二十五注地區機泵運行，停運2#D300 型注水泵，啟運4#D250型注水泵，措施后注水系統日節電2.5×104kWh，管網供過于求問題得到緩解，全年累計節電155×104kWh。杏二十五注大泵換小泵調整前后注水系統能耗變化情況見表8。

表8 杏二十五注大泵換小泵調整前后注水系統能耗變化情況Tab.8 Changes of energy consumption of the water injection system before and after the adjustment of large pump changing small pump for Xing 25 injection pump

2.2 構建節能決策信息平臺

應用仿真建模優化軟件[5]，將3 087 km 注水管網形成仿真拓撲結構，建立優化數學模型，結合注水井生產需求，迭代計算得到注水泵最優啟泵布局。打破專業界限，開發注水系統運行監控平臺，整合污水、注水以及油藏生產數據，充分利用技術優勢，提高分析決策效率，為機泵啟停布局優化提供可靠保障。

通過優化運行，注水系統結合上、下游水量需求，適時調整注水泵啟停布局，最大程度控制注水泵運行臺數，年均優化調整注水泵運行15 臺次，管網運行壓力控制在15 MPa 以內，泵水單耗控制在5.95 kWh/m3以內，年累計節電1 315×104kWh，累計創效838 萬元。

3 完善含油污水均衡調配方法

隨著開發方式日益多元化，杏北油田含油污水水量平衡難度日益增大。受三采開發規模不斷擴大的影響，杏北油田“三采產水過剩、深度水源不足”的矛盾不斷突出[6]。為保證三采污水完全有效回注，降低對污水系統的影響，開展杏北油田含油污水平衡調配試驗研究，明確三采污水的回注方向及深度水源的補給思路，動態優化污水調配，水量平衡得到持續保障。

3.1 調整為普通水可行性

對聚驅后井網地層孔滲性分析和杏四～六面積現場注入試驗，注入普通水對地層吸水能力和油井產液能力等影響不大，確定了水質調整可行性。該成果直接應用于杏一～二區東部、杏四～六面積等11 個三采后區塊，日減少深度用水量3.5×104m3。

由于杏一污水站水質無法穩定達標，影響下游杏十九深度注水站注水水質，按照上述方式，結合杏一～三區進入后續水驅階段，對杏二十五注水站地區水源進行調整，優化污水調運方向，等量調整深度水源，將杏二十五聯由深度注水調整為普通注水，日減少深度用水量0.41×104m3，保證區域出水水質。杏十九注水站水質調整示意圖見圖4。

圖4 杏十九注水站水質調整示意圖Fig.4 Schematic diagram of water quality adjustment at Xing 19 water injection station

3.2 深度水源技術界限和時機

通過開展含聚污水深度處理界限室內研究，配制不同含聚濃度的污水，模擬深度過濾流程工藝及濾速，確定三采區塊采出液作為深度水源處理的技術界限即為含聚濃度小于或等于150 mg/L。該成果直接應用于杏四～六面積、杏一～二區東部等7 個低含聚污水三采區塊，有效降低清水用量。

其中，2001 年進行三采開發杏四～六面積，進入后續水驅后區域內采出水含聚濃度低于150 mg/L，隨著杏三～四區東部三采開發逐步受效，污水含聚濃度逐年上升，無法作為深度水源，對區域內深度水源不足問題進行污水調配，將杏二脫水站的原水及聚杏Ⅱ-1 污水站的低含聚污水調整至杏八深及新杏十八深度污水站處理，補充杏三～四區東部深度水水源，2022 年日節約清水用量0.8×104m3。

2005 年進行杏一～二區東部三采開發，進入后續水驅后將聚杏六污水站的低含聚污水調整至新杏十八深度污水站及杏十八深度污水站，補充杏三～四區東部深度水水源，2022 年日節約清水用量0.6×104m3。

2018 年進行杏七區中部三采開發，由于前置水驅階段采出水含聚濃度在150 mg/L 以下，區域內杏二十七三元污水站處理后污水可作為深度水源進行回注，2022 年日節約清水用量1.6×104m3。

3.3 供注平衡關系

根據不同水質產水量、不同井網注水需求量和清水補充量，制定水量平衡圖板及供注水關系圖板。并在此基礎上，將“分質處理、平衡水量、均衡負荷”[7]的思路，量化為水質調運的約束條件，建立污水調運仿真運行系統，實現污水調配的智能化，為污水系統的動態調整提供技術保障。

結合三采開發階段，指導水質調整。隨著杏七區東部含聚濃度不斷上升，無法繼續作為深度水源，利用礦間管網，平衡區域水量，實現日7 000 m3污水的等量調配，三采產水得到有效回注[8]，深度水源得到有效補給。水量平衡關系見圖5。

圖5 水量平衡關系Fig.5 Water balance relationship

通過應用“分質處理、平衡水量、均衡負荷”的水量調整思路，以注水界限為指導實現高含劑污水回注方向動態調整[9-10]，以含聚濃度界限為依據保證深度水源動態補給，以污水調運仿真運行系統為依托提升污水調運質量，2022 年累計調運各類污水1 582×104m3，節省清水1 095×104m3，為“系統化”水量平衡調配、水質持續向好提供有力支撐。

4 結論及認識

杏北油田地面系統多措并舉，在集輸、注水、污水各系統進行優化運行方法研究，集輸上以進間溫度作為邊界條件進行精細化摻水管控模式及采取加熱爐提效手段，持續推進完善形成集輸系統優化運行方法；注水上通過應用大排量注水泵、啟運低揚程注水泵、提高運行負荷、應用仿真建模優化軟件等手段均衡產注平衡形成注水泵啟停布局優化方法；污水通過以注水界限指導高含劑污水回注方向動態調整，以含聚濃度界限為依據保證深度水源動態補給，以污水調運仿真運行系統為依托提升污水調運質量，形成含油污水均衡調配方法。推行以來，地面系統能效水平得到了進一步的提升，生產能耗顯著下降，為低成本開發運行做出貢獻。