張雁京 王再興 常定軍 伊冬 王廣輝 胡雄翼

（1.河北華北石油港華勘察規(guī)劃設(shè)計有限公司 河北任丘 062552；2.中國石油華北油田分公司 河北任丘 062552）

集油能耗約占集輸系統(tǒng)總能耗的60%～80%，而在集輸流程能耗中熱能消耗占主導地位，約占90%～97%，因而如果可以降低集輸過程中的加熱投入，將產(chǎn)生很好的生產(chǎn)效益。油田常用的集油方式是利用溫度較高的熱水對低溫原油進行直接加熱或間接加熱，集油能耗較高。目前，華北油田已進入高含水采油期，其中西柳區(qū)塊絕大多數(shù)油井含水率都在85%以上，華北油田西柳區(qū)塊站外采用伴熱集油流程，工藝老化，高含水率和傳統(tǒng)的伴熱集油工藝都會導致較多的加熱能耗浪費，這使得油田正面臨著集輸原油加熱能耗高、集輸成本居高不下等問題。因此，在華北油田西柳區(qū)塊開展系統(tǒng)、連續(xù)的集油能耗測試，對影響集油能耗的主要生產(chǎn)參數(shù)進行分析，提出集油優(yōu)化方案。本文以西柳站的4口典型油井為研究對象，測試研究其主要生產(chǎn)參數(shù)對集油能耗損失的影響，尋找集油工藝優(yōu)化的手段。

1 西柳站集油能耗測試

選擇西柳站的4口油井（10-3、10-11、10-15、10-47）進行能耗測試，通過改變其伴熱水的溫度、流量觀測其進站溫度的高低，并計算其對應的能耗費用。4口測試油井綜合含水率在85%以上。這4口油井實際生產(chǎn)中伴熱水的去水溫度在60℃到70 ℃，回水溫度在40℃到50 ℃內(nèi)波動，伴熱水的流量范圍為60 m3/d到90 m3/d。

因為實際生產(chǎn)運行中伴熱水的溫度很難調(diào)節(jié)，對進站溫度的調(diào)節(jié)多通過調(diào)節(jié)伴熱水的量來實現(xiàn)。因此在西柳站的能耗測試中，為了得到主要生產(chǎn)參數(shù)對集油能耗損失的影響，保持10-3井、10-11井、10-15井及10-47井的伴熱水去水溫度不變，降低伴熱水流量的同時觀測進站溫度和井口回壓，并計算相應的單井日集油能耗費用，進行對比分析。

1.1 集油能耗計算公式

油井伴熱集油能耗主要由兩部分組成：熱力能耗和動力能耗。熱力能耗對應的熱力費用主要由加熱伴熱水所消耗的燃氣產(chǎn)生；動力能耗對應的動力費用主要是輸送含水原油和伴熱水所用的泵耗電產(chǎn)生。

因此在集油過程中管線所產(chǎn)生的熱力能耗費用和動力能耗費用計算公式如公式（1）和公式（2）所示，日集油能耗費用等于二者之和。

式中：qrl為單井日集油熱力費用，元/天；rd為燃氣單價，元/方；trz燃氣的熱值，J/m3，這里取3.6×107J/m3；cw為伴熱水的比熱，J/(kg.℃-1)；Gw為伴熱水的質(zhì)量流量，kg/d；TRw為伴熱水的去水溫度，℃；TZw為伴熱水的回水溫度，℃；ηr為熱能利用率。

式中：qdl為單井日集油電力費用，元/天；df為用電單價，元/kW·h；td為單位焦耳與單位千瓦時的換算量，3.6×106J/kW·h；Qo為含水原油的體積流量，m3/d；Qw為伴熱水的體積流量，m3/d；Po1為集油管線的起點壓力，Pa；Po2為集油管線的終點壓力，Pa；Pw1為伴熱水管線的起點壓力，Pa；Pw2為伴熱水管線的終點壓力，Pa；ηd為電能利用率。

1.2 集油能耗測試計算結(jié)果分析

利用公式（1）和公式（2）分別對4口油井不同伴熱參數(shù)下的集油能耗進行計算（表1）?？梢钥闯觯磳嶋H生產(chǎn)規(guī)定的運行參數(shù)運行，其單井日集油能耗費用較高，而隨著進站溫度的降低，通過減少伴熱水的量可以有效降低單井日集油能耗費用。但實際生產(chǎn)運行中，集油管道的進站溫度不可過低，進站溫度過低會導致原油凝管、井口回壓過高等危險情況發(fā)生，因此找到最佳集油進站溫度是降低集油能耗費用的關(guān)鍵。能耗測試結(jié)果顯示，10-11井、10-15井和10-47井在保證集油過程順利進行的前提下，盡管其伴熱水并未全部關(guān)閉，但較之實際運行的伴熱水流量范圍，其伴熱水量仍有較大的降低空間，降低伴熱水的量可以使單井集油能耗大大降低。

表1 西柳站4口油井的能耗測試數(shù)據(jù)表

2 西柳站集油方案優(yōu)化測試

由西柳站4口油井的能耗測試結(jié)果可知，西柳站的油井集油系統(tǒng)按傳統(tǒng)運行參數(shù)運行集油能耗較大。以能耗測試的4口井為優(yōu)化研究的對象，對10-3井、10-11井、10-15井及10-47井進行不加熱集油工藝的可行性研究。優(yōu)化研究測試中，分別將4口油井的伴熱水全部關(guān)閉，測量記錄伴熱水停止后降溫過程中井口壓力、溫度以及進站壓力、溫度等參數(shù)，降溫過程中檢測到井口回壓過高時，就證明此時對應的進站溫度已經(jīng)不能保證集油過程的安全進行，在相同條件下實際生產(chǎn)運行的集油進站溫度不可低于此溫度。

重復的測試結(jié)果表明，10-3井可以采用不加熱集油工藝進行集油，且不加熱集油的油井出口溫度在42 ℃左右，進站溫度在39 ℃上下浮動，在不加熱集油過程中井口回壓在正常范圍內(nèi)波動。而其余三口井由于井口溫度較低，并不能實現(xiàn)不加熱集油，但測試發(fā)現(xiàn)其最低進站溫度不僅低于實際生產(chǎn)運行的進站溫度，并且低于其采出原油的凝點（表2）。

表2 測試所得3口油井最低進站溫度

由表2可以看出，綜合含水率越高，進站的最低溫度與對應的原油凝點之間的差值越大，那么其伴熱水溫度或液量減少的空間就會越大，節(jié)省的能耗費用也就越多。因此，當油井井口溫度較高時，只要保證這些油井的進站溫度在最低進站溫度以上，就可以實現(xiàn)不加熱集油，而油井井口溫度較低時利用較少流量的伴熱水，在低能耗的情況下也可以保證集油過程的順利進行。

3 結(jié)論

（1）在伴熱去水溫度相等或相近的情況下，合理控制伴熱水用量，可以降低集油能耗費用。

（2）高含水期油井存在一個最低的集油進站溫度，這個溫度往往低于油井采出原油的凝點，這為高含水期油井實現(xiàn)不加熱集油提供可能。

（3）在西柳站的能耗測試與集油方案優(yōu)化測試中發(fā)現(xiàn)，油井井口溫度較高的10-3井可以實現(xiàn)不加熱集油，集油進站溫度在39 ℃左右，而其他3口井口溫度相對較低的油井雖不能進行不加熱集油，但仍可以減少其伴熱水的液量，使其實現(xiàn)低溫集油，降低集油能耗費用。