油田地面降温集输技术应用与效益评价

周远祥

摘要：随着油田地面系统节能挖潜的不断深入，常温集输作为集输系统的一项重要节能增效措施已经在全油田进行了推广，而对原油集输系统来说，如何通过改善输油工艺来降低输油成本，降低能源消耗是关键所在。文章对降温集输技术应用进行了分析，总结出一套油田集油降耗的方法，具有十分重要的作用。

关键词：降温集输技术；油田地面；集油降耗；常温集输技术

中图分类号：TE832 文献标识码：A文章编号：1009-2374（2012）01-0153-03

石油行业作为主要的能源输出行业之一，在提高产能的同时也消耗了大量的能源，节能降耗显得尤为重要。油气集输系统是将油井采出液汇集、处理和输送的整个工艺处理系统，消耗着大量的电能、热能，对系统进行节能测试和监测，针对用能薄弱环节提出节能技改措施，进行节能潜力分析，是油田地面节能工作的重要环节之一。在原油集输技术工艺选择上，采取常、低温输送不失为一种可取的方式。

我采油厂，下辖三个采油队改造初期，仍然延续单井掺高温水的运行模式，使整个采油队系统能耗高于改造前，只有通过降温集输才能实现节能目的。由于油田过渡带原油物性差，与集输站或联合处理站距离较近的采用抽油机本身的机抽压力通过掺水直接进站处理，距离站较远的中途加增压泵，集输半径延长，温降增加，实施降温集输易出现单井回压升高，管线凝堵。对此，我们开展了阶段性降温集输的试验。本文通过实施逐步阶段性降温的试验，分析了不同温度下单井运行情况和系统回压的变化关系，确定了合理的集输温度界限，为油田优化地面集输系统运行和节能挖潜增效提供重要的参考。

一、工程概况

从2004年开始，局采油厂实施改造。该地区50℃原油平均粘度为108.54MPa.s，平均凝固点都在29℃以上。采出液含蜡及胶质、沥青质都较高，单井集输主要采用掺水输送。采油厂下辖三个采油队。其中某采油队则位于原油物性最差的四条带，同时也是集输半径最长的采油队，最长集油半径5200m，系统回压比较高。改造的投产初期，远端井温降大、回压过高，运行困难。针对这一问题，为了确保掺水温度，不得不将整个区块掺水温度提高，到60℃甚至更高，造成区块耗气量增加。该站改造前锅炉耗煤量为8.3t/d，改造后锅炉耗煤量为10.5t/d，从数据可以看出，改造后锅炉耗煤量增加了2.2t/d左右。因此对实施降温集输是解决耗气量高的有效

途径。

二、降温与常温集输的技术应用探索

（一）摸索停掺技术界限，扩大季节停掺井数

从多年来实施不加热集油取得的经验来看，采出液的含水率和单井产液量是实施降温集输的关键因素。通过扩大季节停掺井数，观察单井回压变化，在满足正常运行的条件下，摸索不同产液量和含水率的单井降温集油技术界限，是改造后减少掺水能耗的

主要手段。

对此，采油厂在现有工艺条件下，重新核定停掺井，减少掺水量。在对产液量逸30t/d，含水逸90%的单井实施全面停掺的基础上，采油厂在一队和三队选取了产液量高，含水逸70%～90%的单井进行停掺试验。通过试验证明含水逸90%的单井可实施全面停掺；含水逸70%～80%的单井只能实施间歇性停掺，并定期对管线进行扫线冲洗。这样，季节停掺井多增加了13口，间歇停掺井2口。

（二）通过降温试验和技术改造，解决降温集输的

局限

首先，采油厂从摸索低温集输管理极限入手，降低掺水能耗。从2006年4月28日至5月12日掺水温度从60℃开始，以每5天下调温度5℃，观察所辖14 座计量间和单井生产运行情况，确定低温集输技术界限，具体分析如下：

从14座计量间平均运行参数来看，掺水温度从60℃降低到50℃，计量间回压平均上升0.05MPa，回油温度平均降低2℃，运行正常。

从单井平均运行参数可以看出，当掺水出站温度降到50℃，3队远端井回压明显上升，特别是北单井回压超过了掺水压力，无法正常掺水。其他单井管线出现局部凝堵现象，接近管理极限。

从站产气量和自耗气量变化情况来看，实施阶段性降温集输后，耗煤量明显下降。掺水温度控制在50℃时较试验前耗煤量减少了很多，但此时平均每天耗煤量仍在8～8.5t/d左右，且远端井的管理难度非常大，经常出现管线凝堵。

针对这一问题，在工程管理科的指导下，对三队采用掺水单泵、单炉供水工艺改造。改造后一队和二队实施常温集输，三队掺水温度控制在50℃～55℃。

通过工艺改造，站耗煤量从低温集输时每

天10.5t/d左右减少到7t/d左右，站区块天然气能耗下降33%，且生产运行平稳，取得了明显的节能

效果。

（三）采用玻璃钢夹克管，解决腐蚀问题

远端井掺水能耗较高，且低温集输运行困难，为了解决这一问题，在站内投加流动该剂，降低系统回压，确保远端井在50℃的极限温度下正常运行。由于我油田油井在苏中水网地区，地下水很发育，埋地管线埋深正常在1～1.2m，管线正常泡在水中，对管道的外腐相当严重，从2006年我们在东北采用玻璃钢夹克管引进到我们油田并得到推广应用，实践证明可以有效的解决了腐蚀问题，虽然一次性投资成本

较高，但从长远来看，是值得推荐的。

三、降温集输对系统的影响因素分析

（一）对集油环生产运行的影响

随着降温集输工作的开展，部分集油环无法正常开井。分析原因：一是部分油井实际产量比预测产液量高，有些井压裂投产，还有的多口甚至全部压裂，导致产出液高，无法正常开井；二是实施降温集输以来，系统出站温度在60℃以下，到计量间温度只有50℃左右，适当提高掺水量后，仍有部分集油环掺水压力与间总掺水压力持平，运行困难。采取的措施如下：（1）对于阀组间部分环压力高、无法正常开井的情况，可增加管道泵，提高压力、掺水量；

（2）对于总回油压力高、无法正常开井的情况，可在阀组间总回油增加混输泵，降低系统压力；

（3）对于产量高于预测、距离较长的集油环，可采取拆环措施，减少集油半径。

（二）对污水处理效果的影响

由于污水系统来水温度降低，导致污水处理滤罐反洗效果变差。分析原因：各站来水温度平均在35℃左右，低于原油凝固点2℃左右，油水分离效果差，滤层截留的油污黏附在滤料上，使滤料再生效果变差，即使增加反冲洗次数，效果也不佳。这就需

要加大低温破乳剂、助洗剂的研究与应用力度。

四、经济效益评价

在油气集输环节，分别由集油、脱水、原油稳定处理及储运能耗4部分组成，其中集油部分的能耗约占集输系统总能耗的60%～80%，所以设法降低集油环节的能耗是集输流程节能的关键。而在集油流程能耗中，主要是热能消耗，约占90％以上。

（一）常温集输效益评价

通过增加季节停掺井数，站地区季节停掺总井数增加到65口，每口井按1.33kg/h计算，每小时减少掺水量每小时减少65m3，每天节电1800kW·h，按夏季季节停掺计算，年可增效19

万元。

试验期间，通过常温集输,减少加热炉点炉运行时间，按白天停炉夜间运行（夏季停运）按提温到50℃计算每台炉每小时耗煤量80kg，每台炉每天耗煤7t，每吨按830元计，每天节约2900元，年可累计增效至少100万元。

（二）远端井低温投加流改剂效益评价

试验期间，掺水共计用流改剂2.4t,每吨药剂4216元，共计投入1.01万元。通过投加流动改进剂，减少了加热炉的运行时间，按提温到55℃计算，每小时耗煤量160kg，每天耗煤3.84t，每吨煤按830元计，每天节约3187元，试验期间累计节约2.6万

元，增效1.5万元。以此类推，年可增效36万元。

五、结论

降温集输是减少能耗的有效手段，要根据不同的集输半径确定常温集输和低温集输界限，过渡带地区集输半径超过2km不适宜常温集输；从经济角度和能耗角度两方面来比较，保持掺水温度不变，降低单井掺水量的途径更为可行，为了不造成资源浪费和环境污染，推荐保持掺水温度不变，降低单井掺水

量的途径。

参考文献

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[4]朱益飞．胜利油田油气集输系统现状及能耗控制对策

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（责任编辑：叶小坚）