海拉爾油田降溫集輸試驗效果分析

聶紅培高見邢二濤

（1.大慶油田天然氣分公司油氣加工九大隊；2.大慶油田海塔指揮部）

海拉爾油田摻水集輸系統(tǒng)耗能以石油伴生氣為主，由于伴生氣量不足，需要補充燃料油，2010年燃料油消耗量為1710t，相當(dāng)于油田一天半的產(chǎn)量；電熱管集輸系統(tǒng)共計217口油井，占油田油井總數(shù)的31.2%，但電力消耗為油田總耗電量的一半。

為此，海拉爾油田于2011年6月開展了降溫集輸試驗，分析集油系統(tǒng)參數(shù)，降低集輸系統(tǒng)能耗。

1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及參數(shù)分析

1.1 原油物性參數(shù)

海拉爾原油屬于輕質(zhì)高蠟原油，不同區(qū)塊之間的原油物性參數(shù)差別很大：各區(qū)塊油樣中，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量（8.69%），呼一聯(lián)原油較低；從低溫流動性來看，比較突出的是貝中、烏東原油和呼一聯(lián)原油，前兩者凝點高達29℃，后者是21℃，其他油品的凝點則在25℃左右；從流動性指標(biāo)來看，黏度（50℃）相差較大，最小的是呼一聯(lián)(5.68 mPa·s)，最大的是貝中轉(zhuǎn)（21.47mPa·s）（表1）。原油物性的差異決定了試驗中要根據(jù)各自情況制定不同的方案。

1.2 含水原油轉(zhuǎn)相點

選取油田各個區(qū)塊的含水原油，在不同測試溫度（25～50℃）、含水（10%～90%）、剪切速率（10s-1、80s-1、160s-1）條件下，進行了乳化油轉(zhuǎn)相點的測試對比試驗，總體上看，含水原油黏度轉(zhuǎn)相點一般在含水50%～65%之間，隨后黏度隨原油含水率的增加而下降，試驗中應(yīng)盡量避開這一含水區(qū)域[1]。

表1 主要油區(qū)原油性質(zhì)

1.3 原油黏溫特性

6個作業(yè)區(qū)油樣相同剪切速率下黏度隨溫度變化速率基本相當(dāng)（圖1），說明它們的黏溫性質(zhì)相似[2]。原油黏度隨溫度的升高遞減，在25～40℃區(qū)間內(nèi)，隨著溫度的上升，黏度降低較快；在40～50℃區(qū)間內(nèi)，隨著溫度的上升，黏度降低較慢。

2 現(xiàn)場試驗效果分析

降溫集輸試驗開展前，制定了詳細的降溫集輸運行方案和嚴(yán)格的管理制度，確定了降溫集輸項目組成員及分工，并要求定期召開例會，及時總結(jié)試驗運行情況。

摻水系統(tǒng)試驗采用摻水溫度不變、控制摻水量的方式。試驗中，監(jiān)測摻水量、回油溫度、壓力等各項數(shù)據(jù)，分析摻水量、回油溫度、回壓之間的關(guān)系，通過摻水量、熱力學(xué)計算和日耗氣耗電等情況進行分析，確定出合理的運行參數(shù)。電熱管集油系統(tǒng)試驗采用逐步關(guān)停井口電加熱器、逐步調(diào)整首末端電熱管溫度的方式。

降溫集輸試驗運行一年來，針對不同季節(jié)的氣溫特點，有針對性地改變試驗參數(shù)，初步探索出了不同季節(jié)降溫集輸試驗數(shù)據(jù)。

2.1 集輸溫度變化情況

與去年同期相比，集油溫度下降3℃左右，其中，夏季集油溫度較去年同期下降4～5℃，個別集油環(huán)實現(xiàn)了凝固點集輸；冬季集油溫度較去年同期下降2～3℃。試驗中，夏季集油溫度在33℃左右，冬季集油溫度維持在38℃左右。

貝301作業(yè)區(qū)原油凝點溫度低，2#閥組間夏季實現(xiàn)了停摻集輸，停摻試驗中，井口壓力、回油溫度比較穩(wěn)定，油井生產(chǎn)正常。集輸溫度穩(wěn)定在28℃，較去年同期降低5℃。

貝中作業(yè)區(qū)為電熱管集輸，夏季試驗中，井口電加熱器全部關(guān)停，部分集油管線實現(xiàn)了關(guān)停電熱管集輸。

2011年1月至2012年6月集輸溫度變化情況見圖2～圖4。

2.2 摻水量與耗電量變化情況

2.2.1 總摻水量變化情況

試驗階段，油田總摻水量平穩(wěn)下降，6月中下旬至8月中旬，總摻水量在4000m3/d，比去年同期減少1800m3/d左右；8月下旬總摻水量開始逐步上升，12月份穩(wěn)定在7200m3/d左右，較去年同期減少1500m3/d（圖5）。從總體來看，試驗運行一年來，與去年同期相比，總摻水量減少15%左右。

2.2.2 單井摻水量變化情況

在降溫集輸試驗前，冬季平均單井摻水量在0.85m3/h，試驗后，冬季平均單井摻水量為0.68m3/h，減少20%；開展試驗后，夏季平均單井摻水量為0.37m3/h，較去年同期減少0.15m3/h，個別集油環(huán)實現(xiàn)了不摻水集輸（圖6）。

2.2.3 電熱管集輸耗電量變化情況

貝中作業(yè)區(qū)280余口油井均采用電熱管集輸方式，通過降低電熱管溫度、夏季關(guān)停井口電加熱器等措施，與試驗前相比，冬季日減少耗電量1.3×104kWh，日節(jié)約費用7000多元；夏季日減少耗電量1×104kWh，日節(jié)約費用6000左右。作業(yè)區(qū)日耗電情況見圖7。

夏季試驗中，集輸1#干線電熱管于2011-07-20至2011-08-20期間停止加熱，井口回壓保持穩(wěn)定（<1.2MPa），成功實現(xiàn)了不加熱集輸。

3 存在的問題及建議

目前海拉爾油田有部分集油環(huán)試驗效果不理想，存在摻水量偏大、回油溫度偏高的情況，因此，挖掘降溫集輸試驗潛力將會進一步降低集輸能耗。

3.1 產(chǎn)液量低、間抽井多、出液無規(guī)律的影響

海拉爾油田680口油井中，日產(chǎn)液超過3.0t的油井不足三分之一，大部分油井產(chǎn)液量偏低，同時存在間歇出液、無規(guī)律出液的情況，給試驗帶來極大困難。試驗中壓力、溫度參數(shù)存在較大的波動，需要根據(jù)具體情況對這部分集油環(huán)進行運行參數(shù)合理調(diào)配，保證生產(chǎn)正常運行的同時，最大可能減少運行能耗。

3.2 工藝流程的影響

除呼一聯(lián)和蘇一聯(lián)脫水裝置有加熱功能外，其他聯(lián)合站不具備脫水前預(yù)熱功能，制約了降溫集輸工作的大面積推廣和深入進行。需要對這些站工藝流程進行改造，滿足脫水裝置運行需要。

3.3 關(guān)停轉(zhuǎn)注井多的影響

以貝28作業(yè)區(qū)和貝16作業(yè)區(qū)為例，這兩個作業(yè)區(qū)316口油井中，2011年關(guān)停轉(zhuǎn)注井達到71口，這部分油井拆機后，所屬集油環(huán)剩余油井仍在運行，造成集油環(huán)距離過長，沿程溫降大，摻水量偏高。目前，集輸管網(wǎng)優(yōu)化工作正在進行中，但仍有部分油井無法實現(xiàn)就近掛靠附近的集油環(huán)，不利于降溫集輸工作的開展。

3.4 摻水控制不靈敏的影響

烏東作業(yè)區(qū)安裝了流量自動控制裝置，可以根據(jù)回油溫度的變化自控調(diào)整集油環(huán)摻水量。單井摻水量要比油田平均單井摻水量低0.1m3/h，但其他作業(yè)區(qū)摻水閥仍使用閘板閥手動控制，導(dǎo)致?lián)剿刂撇痪_、無法精確計量等情況，制約試驗的開展。因此，安裝流量自動控制裝置將會有效降低摻水量，節(jié)約集輸能耗。

4 結(jié)論

1）海拉爾油田含水油的黏度轉(zhuǎn)相點在50%～65%之間，由于產(chǎn)液量低，摻水后集油環(huán)內(nèi)含水要在這個區(qū)間之上，有利于降溫集輸工作的開展。

2）開展降溫集輸試驗后，集油溫度降低3℃，摻水量減少15%，耗電量降低1×104kWh以上，試驗取得了明顯的效果。

3）優(yōu)化管網(wǎng)結(jié)構(gòu)、采用智能化摻水控制裝置、改造脫水工藝流程，可以進一步降低集輸能耗。

4）繼續(xù)摸索和細化集油參數(shù)，采用降低摻水量和摻水溫度相結(jié)合的方式，對個別集油環(huán)進行常溫集輸?shù)仍囼?，不斷完善符合生產(chǎn)實際的單環(huán)個性化運行方案，進一步挖掘降溫集輸?shù)臐摿Α?/p>

[1]劉曉燕,毛前軍,劉立君,等.油氣水三相流埋地管道溫降的影響因素研究[J].工程熱物理學(xué)報,2009,30(8):1343-1346.

[2]李想.降溫集輸節(jié)能降耗效果分析[J].石油科技論壇,2009(4):43-44.