王秀紅（大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠）

1 方案實(shí)施計(jì)劃

為提高污水處理系統(tǒng)的注入水質(zhì)，在不改變污水處理工藝流程及合適藥劑的情況下，且在節(jié)能降耗的基礎(chǔ)上，通過(guò)提高轉(zhuǎn)油站外輸溫度將各轉(zhuǎn)油站至聯(lián)合站匯管來(lái)液溫度提升到39℃，使污水處理系統(tǒng)能夠較好有效的運(yùn)行。目前部分作業(yè)區(qū)從年初至5月中旬聯(lián)合站匯管來(lái)液溫度最高為37℃，若對(duì)其2座轉(zhuǎn)油站實(shí)施停爐運(yùn)行，聯(lián)合站匯管來(lái)液溫度還將進(jìn)一步降低，為了更好的開展低溫集輸降低能耗工作，滿足油田生產(chǎn)及注入水質(zhì)要求，對(duì)作業(yè)區(qū)集輸能量損失較大的兩個(gè)轉(zhuǎn)油站實(shí)施逐步提溫[1]。鑒于生產(chǎn)實(shí)際情況，常溫集輸方案全面實(shí)施不便于生產(chǎn)管理，在保證作業(yè)區(qū)整個(gè)集輸系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行的同時(shí)，采用“升溫一站、常溫一站”的方式逐步開展試驗(yàn)[2]。作業(yè)區(qū)方案試驗(yàn)前數(shù)據(jù)及計(jì)劃試驗(yàn)方式見表1。

表1 作業(yè)區(qū)方案試驗(yàn)前數(shù)據(jù)及計(jì)劃試驗(yàn)方式Tab.1 Pre-test data and planned test method of operation area scheme

2 轉(zhuǎn)油站升溫試驗(yàn)

2.1 1#轉(zhuǎn)油站

從節(jié)能降耗出發(fā)，為更好的提高污水處理后的水質(zhì)，保證季節(jié)性常溫集輸順利進(jìn)行，初步在3#轉(zhuǎn)油站開展季節(jié)性常溫集輸，其它各站來(lái)液溫度控制不變，其中首先對(duì)集輸條件差的1#轉(zhuǎn)油站進(jìn)行升溫試驗(yàn)[3]。

根據(jù)1#轉(zhuǎn)油站的集輸條件，其提溫方式主要采用兩種方式：一是打開油水連通升溫方式；二是提高單井回油溫度升溫方式。

2.1.1 油水連通升溫方式

打開1#轉(zhuǎn)油站油水連通，外輸溫度達(dá)到44℃時(shí)聯(lián)合站來(lái)液匯管溫度為39℃，實(shí)行更換機(jī)泵，啟小泵和啟大泵試驗(yàn)[4]，提高集輸溫度站內(nèi)能耗數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)明細(xì)見表2。

表2 提高外輸溫度站內(nèi)能耗數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)明細(xì)Tab.2 Statistical details of energy consumption data in the station for increasing export temperature

在試驗(yàn)過(guò)程中發(fā)現(xiàn)，當(dāng)打開油水連通時(shí)，摻水泵壓迅速降低2.5 MPa以下，到距離遠(yuǎn)的新區(qū)閥組間泵壓為1.7 MPa，為了保證新區(qū)摻水泵壓，首先采取控制老區(qū)摻水量，泵壓回壓上升約0.1 MPa，但是各計(jì)量（閥組）間回油溫度仍較低，1#轉(zhuǎn)油站外輸溫度最高為42℃，聯(lián)合站進(jìn)站來(lái)液溫度低于39℃；其次采取大排量機(jī)泵運(yùn)行試驗(yàn)，由1#、2#摻水泵改為2#、4#摻水泵運(yùn)行，泵壓上升約0.1 MPa，1#轉(zhuǎn)油站外輸溫度達(dá)到44℃，耗氣量平均增加近129 m3/d，耗電量平均增加18 kWh/d。

2.1.2 提高單井回油溫度方式

為更好的開展低溫集輸節(jié)能降耗，在不影響季節(jié)性停摻油井的情況下，采取提高1#轉(zhuǎn)油站新區(qū)5個(gè)計(jì)量（閥組）間回油溫度，提高未實(shí)施季節(jié)性停摻油井回油溫度，平均溫度控制在46℃以上，老區(qū)控制在42℃以上[5]，提高單井回油溫度站內(nèi)能耗數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)明細(xì)見表3。

表3 提高單井回油溫度站內(nèi)能耗數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)明細(xì)Tab.3 Statistical details of energy consumption data in the station for improving oil return temperature of single well

通過(guò)提高單井回油溫度，摻水壓力運(yùn)行平穩(wěn)，保持在2.5 MPa左右，外輸溫度為44℃，聯(lián)合站來(lái)液匯管溫度為39℃，摻水耗電量和摻水耗氣量與打開油水井連通方式對(duì)比均有所下降，能夠達(dá)到預(yù)定方案目標(biāo)。

從表2和表3中可以看出，提高單井回油溫度與油水連通提溫方式對(duì)比摻水量、泵壓均上升，泵壓保持在2.5 MPa左右，根據(jù)1#轉(zhuǎn)油站生產(chǎn)實(shí)際情況及試驗(yàn)得知，泵壓保持2.5 MPa以上才能保證新區(qū)油井集輸平穩(wěn)運(yùn)行，所以為更好的降低能耗，在滿足生產(chǎn)需求的同時(shí)，通過(guò)調(diào)整運(yùn)行小排量機(jī)泵來(lái)提高單井回油溫度。

2.1 .3兩種升溫方式的效果評(píng)價(jià)及分析

通過(guò)對(duì)1#轉(zhuǎn)油站進(jìn)行兩種升溫方式進(jìn)行試驗(yàn)對(duì)比，在摻水壓力、摻水溫度及外輸溫度一致的情況下，提高單井回油溫度效果較好，兩種提溫方式效果對(duì)比見表4。摻水耗電量下降主要是通過(guò)提高單井回油溫度時(shí)，我們調(diào)整機(jī)泵，首選小排量機(jī)泵[6]，摻水耗電量隨之下降。耗氣量減少原因主要是由于提高單井回油溫度使加熱爐溫差值由原來(lái)32℃下降28℃，致使摻水耗氣量下降[7]。兩種提溫方式效果對(duì)比，提高單井回油溫度摻水耗電節(jié)約40 kWh/d，耗氣量節(jié)約738 m3/d。

表4 兩種提溫方式效果對(duì)比Tab.4 Comparison of two raising temperature methods

2.2 4#轉(zhuǎn)油站

實(shí)施方案第二步，是對(duì)兩個(gè)集輸條件不好的轉(zhuǎn)油站實(shí)行升溫，兩個(gè)轉(zhuǎn)油站實(shí)行常溫集輸。

第一步已經(jīng)對(duì)1#轉(zhuǎn)油站實(shí)行升溫試驗(yàn)，現(xiàn)對(duì)4#轉(zhuǎn)油站開展不同升溫方式試驗(yàn)，2#、3#轉(zhuǎn)油站實(shí)行常溫集輸，根據(jù)4#轉(zhuǎn)油站的集輸條件采取兩種方式開展升溫試驗(yàn)：一是提高單井回油溫度升溫方式；二是打開油水連通升溫方式。兩種提溫方式站內(nèi)能耗數(shù)據(jù)效果對(duì)比見表5。可以看出，提高單井回油溫度比油水連通提溫日增摻水耗氣量140 m3/d，由于油水連通提溫是在控制單井摻水量情況下保證外輸提溫方式，勢(shì)必影響單井回壓造成沖洗管線現(xiàn)象發(fā)生，不方便油井生產(chǎn)管理。

采取打開油水連通方式，按照4#轉(zhuǎn)油站的集輸條件需每個(gè)月沖洗管線1次（加熱爐出口達(dá)到70℃以上，摻水量達(dá)到1 700 m3/d左右），同時(shí)對(duì)端點(diǎn)井進(jìn)行洗井，一般持續(xù)4 d[8]。

每月按30 d計(jì)算采取油水連通升溫總耗氣量：沖洗管線時(shí)記錄平均每天耗氣量為4 899 m3，則油水連通升溫每月總耗氣量為12.045×104m3；則采取打開油水連通升溫方式平均耗氣量為4 015 m3/d。

采取提高單井回油溫度雖然平均日增耗氣量4 m3，增加的較少，且相比油水連通提溫更適合于實(shí)際生產(chǎn)管理需求，所以通過(guò)兩種提溫方式效果對(duì)比建議4#轉(zhuǎn)油站采用提高單井回油溫度方式提溫。

通過(guò)對(duì)1#、4#轉(zhuǎn)油站采取的不同升溫方式試驗(yàn)，分別得出四組不同的綜合數(shù)據(jù)，為更加合理確定兩個(gè)轉(zhuǎn)油站的提溫方式及溫度、壓力數(shù)據(jù)，綜合評(píng)價(jià)試驗(yàn)效果，兩個(gè)轉(zhuǎn)油站不同提溫方式綜合效果評(píng)價(jià)見表6。

表6 兩個(gè)轉(zhuǎn)油站不同提溫方式綜合效果評(píng)價(jià)Tab.6 Comprehensive effect evaluation of different raising temperature methods in two oil transfer stations

從表6中可以看出，對(duì)1#、4#轉(zhuǎn)油站進(jìn)行的兩種不同提溫方式，提高單井回油溫度可以節(jié)約一定的耗氣量，同時(shí)能夠使外輸溫度達(dá)到44℃，耗電量沒(méi)有增加，達(dá)到預(yù)定方案目標(biāo)，滿足實(shí)際生產(chǎn)需求，5—10月份節(jié)約的耗氣量為13.212×104m3，天然氣價(jià)格按1.15元/m3計(jì)算，節(jié)約資金為15.193 8萬(wàn)元。

綜合以上實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)，在1#、4#轉(zhuǎn)油站摻水溫度為72℃、65℃，外輸溫度都是44℃時(shí)能夠保證聯(lián)合站來(lái)液匯管溫度達(dá)到39℃，均采用提高單井回油溫度方式提溫更為節(jié)能降耗且便于實(shí)際生產(chǎn)管理，同時(shí)有效開展作業(yè)區(qū)季節(jié)性停爐、低溫集輸、節(jié)能降耗等工作，保障了整個(gè)集輸系統(tǒng)能夠平穩(wěn)運(yùn)行，減輕了聯(lián)合站污水處理系統(tǒng)的難度，提高了污水水質(zhì)[9-10]。2021年作業(yè)區(qū)集輸方案見表7。

表7 2021年作業(yè)區(qū)調(diào)整后集輸方案Tab.7 Plan on gathering and transportation after adjustment in 2021

4 結(jié)論

1）油田開發(fā)后期隨著綜合含水的上升、低溫集輸規(guī)模的擴(kuò)大及溫度界限的降低，對(duì)油田污水系統(tǒng)中的污水處理影響較大，若提高污水進(jìn)站溫度，勢(shì)必對(duì)整個(gè)油田集輸系統(tǒng)造成能耗增加，根據(jù)目前油田污水處理實(shí)際情況，只能通過(guò)采取優(yōu)化提溫方式。每個(gè)單位可根據(jù)自己的生產(chǎn)實(shí)際情況采取滿足生產(chǎn)需求的不同的節(jié)能降耗方式，為提高污水水質(zhì)，保證注水質(zhì)量，污水系統(tǒng)可適當(dāng)做出調(diào)整：一是采取污水碳中和處理；二是采取適當(dāng)措施提高污水低溫處理效果。

2）通過(guò)試驗(yàn)可以看出轉(zhuǎn)油站摻水泵壓和摻水溫度的合理確定是影響轉(zhuǎn)油站集輸能耗重要因素。摻水溫度的高低對(duì)安全輸油影響較大，同時(shí)合理確定摻水溫度和采用正確的增溫方式又是影響轉(zhuǎn)油站集輸能耗的兩個(gè)重要因素，通過(guò)對(duì)1#轉(zhuǎn)油站和4#轉(zhuǎn)油站試驗(yàn)論證，證明通過(guò)提高單井回油溫度的方式提高外輸溫度，不僅能夠節(jié)能降耗，更能夠滿足實(shí)際生產(chǎn)要求。