王志勇：唐小犇

（1.大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠；2.大慶油田礦區(qū)服務(wù)事業(yè)部物業(yè)管理三公司）

高耗集油環(huán)改造技術(shù)研究與應(yīng)用

王志勇1：唐小犇2

（1.大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠；2.大慶油田礦區(qū)服務(wù)事業(yè)部物業(yè)管理三公司）

由于區(qū)塊產(chǎn)量遞減，集油環(huán)管轄的部分油井逐步報廢、轉(zhuǎn)注、轉(zhuǎn)提撈，致使集油環(huán)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(huán)運(yùn)行能耗影響因素，建立了集油環(huán)能耗評價模型，在油井地質(zhì)開發(fā)井位基本明確的情況下，對高耗集油環(huán)系統(tǒng)進(jìn)行了優(yōu)化整合，達(dá)到了節(jié)氣、節(jié)電、降低成本的目的。

高耗集油環(huán)：優(yōu)化改造：經(jīng)濟(jì)評價模型：節(jié)能降耗

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

1 集油環(huán)運(yùn)行情況

大慶油田第八采油廠站外集油系統(tǒng)采用單管環(huán)狀流程，早期建成的區(qū)塊每個集油環(huán)管轄3～5口井。隨著區(qū)塊產(chǎn)量遞減，報廢井、轉(zhuǎn)注井、提撈井、關(guān)井的數(shù)量不斷增多，集油環(huán)內(nèi)油井?dāng)?shù)不斷減少。管轄2口井以下且走向不合理集油環(huán)307個，占總環(huán)數(shù)的37.6%。年多耗氣量達(dá)614×104m3。

由于集油環(huán)管道走向并未做改動，為了維護(hù)集油環(huán)正常運(yùn)行，從集油環(huán)中分離出去的油井井口產(chǎn)液要由摻水來補(bǔ)充，致使這部分集油環(huán)摻水增多；同時集油環(huán)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(nèi)介質(zhì)的質(zhì)量流量；

Ti——管道內(nèi)進(jìn)口端的溫度；

T——管道內(nèi)任一點(diǎn)的溫度；

Pi——管道內(nèi)進(jìn)口端的壓力；

P——管道內(nèi)任一點(diǎn)的壓力；

V——管道內(nèi)介質(zhì)的體積流量。

根據(jù)能耗與費(fèi)用之間的轉(zhuǎn)換數(shù)量關(guān)系，確定集輸管道電費(fèi)w1和天然氣費(fèi)w2的計(jì)算方法如下：

2 集油環(huán)評價模型的建立

式中：

k——天然氣的價格。

采用技術(shù)經(jīng)濟(jì)學(xué)中的10年費(fèi)用現(xiàn)值模型。10年費(fèi)用現(xiàn)值計(jì)算公式：

集油環(huán)能耗包括兩部分：一部分是由中轉(zhuǎn)站供應(yīng)熱水摻入管線加熱原油，提高輸送溫度以降低其黏度產(chǎn)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(chǎn)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(chǎn)氣量，含水率，土壤物性，摻水溫度等。集輸管網(wǎng)的熱能消耗q1、動力消耗q2計(jì)算公式[1，2]如下：

式中：

c——管道內(nèi)介質(zhì)的比熱容；

式中：

P2——費(fèi)用現(xiàn)值；

P1——改造投資；

P——費(fèi)用現(xiàn)值。

式中：

A——改造后的集油環(huán)運(yùn)行費(fèi)用；

n——年；

i——基準(zhǔn)折現(xiàn)率。

式中：

a——改造每米管線費(fèi)用；

l——改造長度。

結(jié)合上述研究內(nèi)容，開發(fā)了集油環(huán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)評價模型，將基本參數(shù)輸入后，自動輸出多種優(yōu)化方案油井方位圖以及能耗運(yùn)行費(fèi)用示意圖；從而依據(jù)運(yùn)行費(fèi)用現(xiàn)值和最小改造費(fèi)用（即總費(fèi)用最低）確定最佳調(diào)整方案，指導(dǎo)集油環(huán)優(yōu)化治理。

3 高耗集油環(huán)的優(yōu)化改造

以芳6-9計(jì)量間為例，依據(jù)集油環(huán)生產(chǎn)運(yùn)行參數(shù)（表1），對集油環(huán)優(yōu)化改造方案進(jìn)行優(yōu)化和經(jīng)濟(jì)評價。

表1 芳6-9計(jì)量間油井生產(chǎn)現(xiàn)狀統(tǒng)計(jì)

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(huán)摻水量2 m3/h。計(jì)量間周邊無鄰近計(jì)量間，正常生產(chǎn)的3口井無法掛接到其他計(jì)量間，只能在現(xiàn)有工藝條件下進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整。芳6-9計(jì)量間井位分布見圖1。

通過分析，確定三種優(yōu)化改造方案。

◇優(yōu)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(tǒng)，管線長度為3 280 m。

◇優(yōu)化方案2：將其中任意2口井并成一個環(huán)，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(tǒng)，其他2口井成環(huán)，管線長度為2 687 m；芳64-114為雙管摻水系統(tǒng)，其他2口井成環(huán)，管線長度為2 919 m；芳609為雙管摻水系統(tǒng)，其他2口井成環(huán)，管線長度為3 030 m。經(jīng)過分析，芳64-110為雙管摻水系統(tǒng)，其他2口井成環(huán)，這樣改造路線總費(fèi)用指標(biāo)最低。

◇優(yōu)化方案3：當(dāng)三井成環(huán)時，按照首端井不同，共有三種典型環(huán)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(jīng)過分析，當(dāng)芳64-114為首端井時，總費(fèi)用指標(biāo)最低。

最終結(jié)合相應(yīng)的設(shè)計(jì)規(guī)范及管徑優(yōu)選，得出方案對比表（表2）。可以看出，將芳64-110改為雙管摻水流程，其他2口井組成一個集油環(huán)的方案總費(fèi)用最低，為最佳調(diào)整方案。改造前后芳6-9計(jì)量間參數(shù)見表3。

表2 各改造方案費(fèi)用對比

表3 芳6-9計(jì)量間改造前后參數(shù)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(huán)長減少2.07 km。用能耗計(jì)算模型計(jì)算，年節(jié)氣2.1×104m3，年節(jié)電0.34×104kW·h，取得較好的節(jié)能效果。

4 低效轉(zhuǎn)油系統(tǒng)應(yīng)用效果分析

宋Ⅱ-2轉(zhuǎn)油站建于1994年，建成閥組間4座，集油環(huán)18個，管轄油井59口。隨著油田開發(fā)時間的延長，低產(chǎn)低效井陸續(xù)關(guān)井、轉(zhuǎn)注、提撈，至2008年底，正常運(yùn)行集油環(huán)12個（其中轄3口井及以上的集油環(huán)2個，轄2口井的集油環(huán)5個，單井集油環(huán)5個），正常生產(chǎn)油井22口，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油由初期的256 t、159 t分別降到55.6 t、21.8 t。站外集油環(huán)運(yùn)行參數(shù)見表4。

表4 站外集油環(huán)運(yùn)行情況

由于集油環(huán)所轄井?dāng)?shù)減少，集油環(huán)走向未變，為保證集輸?shù)乃崃l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(wǎng)改造優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件，對站外集油管網(wǎng)進(jìn)行優(yōu)化評價，確定改造方案。以2#間為例，進(jìn)行了優(yōu)化整合，該計(jì)量間管轄集油環(huán)3個、油井9口，通過分析確定兩種優(yōu)化改造方案。

◇優(yōu)化方案1：將原2環(huán)芳112-106從系統(tǒng)中分離出去，芳110-104與芳112-102連成新環(huán)；原4環(huán)芳116-104、芳116-108、芳116-112從系統(tǒng)中分離出去，芳116-106改為雙管摻水系統(tǒng)獨(dú)立成環(huán)。

◇優(yōu)化方案2：將原2環(huán)和原4環(huán)整合為一個環(huán)，即芳110-104、芳112-102、芳116-106連成新環(huán)。

同樣對其他間進(jìn)行優(yōu)化，依據(jù)每種方案進(jìn)行組合，模擬計(jì)算能耗與運(yùn)行費(fèi)用。

通過論證，若保留站內(nèi)摻水系統(tǒng)，12個正常運(yùn)行的集油環(huán)經(jīng)過優(yōu)化組合，改造后投資回收期均大于5年。最終方案采取產(chǎn)量低于1.0 t的15口井轉(zhuǎn)提撈，取消轉(zhuǎn)油站，剩余7口油井調(diào)入芳707站。由于距相鄰系統(tǒng)較遠(yuǎn)，7口油井采用電加熱集油工藝，停運(yùn)4個集油閥組間，投資回收期為1.91年。經(jīng)過綜合改造，減少轉(zhuǎn)油站等管理點(diǎn)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(yùn)行費(fèi)用388×104元。

5 技術(shù)推廣

利用集油環(huán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)評價模型，對芳6、芳707、宋Ⅱ-4等8座轉(zhuǎn)油站49個高耗集油環(huán)進(jìn)行優(yōu)化評價，確定改造方案。通過優(yōu)化整合，49個集油環(huán)159口井減少為30個集油環(huán)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(tǒng)治理情況見表5。

表5 低效集油系統(tǒng)治理情況統(tǒng)計(jì)

改造后共減少摻水量1 776 m3/d，年節(jié)氣188×104m3，年節(jié)電71×104kW·h，年節(jié)約運(yùn)行成本154×104元。

6 結(jié)論與認(rèn)識

（1）通過對集油環(huán)運(yùn)行能耗的影響因素分析，建立了集油環(huán)經(jīng)濟(jì)技術(shù)評價模型，結(jié)合油田節(jié)能形勢、生產(chǎn)狀況及工程改造，為今后低效集油系統(tǒng)優(yōu)化改造提供了技術(shù)支持。

（2）大慶油田采油八廠低效集油系統(tǒng)優(yōu)化改造技術(shù)，節(jié)能效果顯著，具有較好的推廣前景。實(shí)際改造實(shí)施中需結(jié)合加密和開發(fā)調(diào)整方案及精細(xì)地質(zhì)研究，制定出單井措施，對地面系統(tǒng)做出全面優(yōu)化調(diào)整決策。

[1]李虞庚.油氣田集輸設(shè)計(jì)技術(shù)手冊[M].北京：石油工業(yè)出版社，1995.

[2]馮叔初.油氣集輸[M].東營:石油大學(xué)出版社,2002.

王志勇，1999年畢業(yè)于江漢石油學(xué)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(guī)劃設(shè)計(jì)研究所，163514。

2011-03-26)