杏北油田地面系统节能降耗方法研究

王德伟（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

杏北油田地面系统共有转油站49 座、脱水站7座、注水站15 座、污水处理站31 座，集输系统天然气消耗占比达88%，注水系统电量消耗占总耗电34%，污水系统清水用量占总用量的37%，是节能挖潜的重点环节，为实现提质增效，降低油田生产成本，地面系统围绕“水、电、气”三个重要因素[1]，重点开展以下3 方面举措，提升运行效率，降低生产能耗。

1 形成集输系统优化运行方法

1.1 创建精细化掺水管控模式

杏北油田地处高寒地区，采出油属高凝、高黏原油[2]，集输过程中需要全过程加热保温，随着油田进入高含水开发阶段，含水率逐年升高，掺水需求随之下降，为控制能耗规模，需要开展边界条件技术研究，创建低常温集输运行模式。

油井产液集输过程中，随着温度下降，油滴会发生絮凝导致流通面积减小，当温度下降到某一点时，回压出现“陡增”现象。杏1-丁4-640 井回油压力升高至0.80 MPa 时井口有刺漏现象，抽油泵工作负荷增加，需要及时冲洗管线，因此认为单井回油压力低于0.80 MPa 为安全值。杏1-丁4-640 井降温过程中井口回压变化曲线见图1。

开展采油井平稳集输技术条件研究，选取39口井开展停掺水回油温度临界值试验，其中I 类井停掺集输效果较好，停掺后平均回压0.45 MPa，基层管理难度较小，因此认为回油温度28℃可作为集输边界条件。生产井不加热集输边界条件分类情况见表1。

表1 生产井不加热集输边界条件分类情况Tab.1 Classification situation of unheated gathering boundary conditions in production well

综上，以采油井回油温度28 ℃，回油压力0.8 MPa 为边界条件，当井口采出液温度大于或等于28 ℃时，现场采取停掺集输，利用井口出油温度实现集输生产；当井口采出液温度小于28 ℃时，现场采取掺水集输，通过计算确定最佳掺水量，保障掺水后实现28 ℃集输。单井掺水量优化方法见图2，在满足生产需求基础上，实现了井、间、站全过程精细定参、精准节能。

图2 单井掺水量优化方法Fig.2 Optimization method for single well water content

杏北油田自2018 年推广实施精细化掺水运行模式以来，在总井数量增加的基础上，生产耗气得到显著控制。全年平均优化加热炉171 台次，与措施前对比累计节气2 300×104m3，为集输节气工作做出了突出的贡献。转油站生产能耗变化情况见表2。

表2 转油站生产能耗变化情况Tab.2 Changes in production energy consumption of oil transfer stations

1.2 研发了加热炉提效手段

针对加热炉提效难的问题，研发了加热炉运行提效系列方法，结合能耗动态控制图，实现了加热炉分区管理，形成了加热炉“监测、评价、提升”闭环管理体系，有效提升运行效率[3]。

一是研发加热炉能耗动态特征分析图版。以降低加热炉耗气量为目标，研制能耗动态控制图，将加热炉的运行情况划分合理区、结垢区、低效高散热区、设备检查区、危险区五个区域，加热炉不同区域特征分析见表3。根据不同区域加热炉运行状态，制定针对性的提效手段，保障加热炉高效运行。

表3 加热炉不同区域特征分析Tab.3 Analysis of different area characteristics of heating furnace

二是研制加热炉运行管理平台。为便捷有效监测加热炉运行状态，基于python 语言研发加热炉运行检测平台，实现加热炉主要节点参数直观显示，从而指导加热炉分区专项管理，为加热炉分析、措施提供指导方法。

三是实施加热炉炉况优化。针对加热炉排烟温度高、运行炉效低的问题，引进炉况优化技术。该技术主要是通过中心处理控制器实时监测加热炉排烟温度、烟气氧含量等参数，并通过调控装置精确调整烟道挡板及合风开度来调节排烟温度和控制烟气氧含量，达到提高加热炉运行热效率的目的。

对不达标加热炉应用提效技术，通过实时监测、调整加热炉运行温度、氧含量、燃气流量等运行参数，提高加热炉运行效率，先后对7 座中转站安装加热炉优化装置，平均单台炉效提高10.68%。应用加热炉炉况技术前后运行情况对比见表4。通过强化低常温集输，推行加热炉精细管理等工作，在井、站规模不断扩大前提下，集输系统同期对比实现节气473×104m3，吨液耗气控制在1.60 m3/t，同期对比下降0.09 m3/t，创造了显著的经济效益。

表4 应用加热炉炉况技术前后运行情况对比Tab.4 Comparison of operation situation before and after applying heating furnace condition technology

2 制定注水泵启停布局优化方法

2.1 适时优化调整机泵运行

为满足油田开发水量需求和压力需求，同时保障上、下游水量平衡，制定了“大排量，低扬程，高负荷”的注水泵启停布局优化办法[4]，分区域、分系统实施机泵优化。

大排量：运行大泵，减少注水泵运行数量。杏北油田建设有普通、深度以及三采三套注水管网，目前全厂共有注水泵58 台，其中D400 型注水泵5台，D300 型注水泵28 台，D250 型注水泵24 台，D155 型注水泵1 台，在额定工况范围内，排量越高，效率越高，单耗越低。注水系统各管网机泵排量情况对比见表5，D400 型是D155 型注水泵单耗的1.07 倍，因此启运大排量注水泵，有助于降低运行单耗。

表5 注水系统各管网机泵排量情况Tab.5 Displacement of pump in each pipe network of water injection system

针对深度网区域站库低负荷问题，通过监测注水泵运行情况实现调整。例如杏十七注原运行D200 型注水泵2 台，通过调整机泵运行，停运2 台小排量注水泵，启运1 台D400 型注水泵，降低单耗0.03 kWh/m3，年累计节电539×104kWh。停泵前后注水系统能耗变化情况见表6。

低扬程：运行低扬程泵，降低管网运行压力。杏北油田注水系统平均泵压16.1 MPa，出站管压15.8 MPa，注水井阀组压力14.9 MPa，阀组损失3.8 MPa，为降低供给压力，提高能量利用率，实施分压降压管理。针对纯油区，平均注入压力11.5 MPa，因此运行11 级注水泵保水量；针对过渡带，平均注入压力10.2 MPa，因此运行10 级注水泵降管压；按照上述方式，区域泵压下降0.4 MPa，管压下降0.3 MPa，有效减少压差损失。各种规格注水泵减级前后效果对比见表7。

表7 各种规格注水泵减级前后效果对比Tab.7 Comparison of the effects of various specifications of water injection pumps before and after reduction

高负荷：提高运行负荷，降低泵水单耗。注水泵负荷与泵水单耗情况呈线性规律，注水单耗随着机泵负荷上升而下降，因此提高运行负荷有助于降低单耗。注水泵单耗随注水泵负荷变化曲线见图3。

图3 注水泵单耗随注水泵负荷变化曲线Fig.3 Curve of unit consumption of water injection pump changing with water injection pump load

针对普通网压力高的问题，优化杏二十五注地区机泵运行，停运2#D300 型注水泵，启运4#D250型注水泵，措施后注水系统日节电2.5×104kWh，管网供过于求问题得到缓解，全年累计节电155×104kWh。杏二十五注大泵换小泵调整前后注水系统能耗变化情况见表8。

表8 杏二十五注大泵换小泵调整前后注水系统能耗变化情况Tab.8 Changes of energy consumption of the water injection system before and after the adjustment of large pump changing small pump for Xing 25 injection pump

2.2 构建节能决策信息平台

应用仿真建模优化软件[5]，将3 087 km 注水管网形成仿真拓扑结构，建立优化数学模型，结合注水井生产需求，迭代计算得到注水泵最优启泵布局。打破专业界限，开发注水系统运行监控平台，整合污水、注水以及油藏生产数据，充分利用技术优势，提高分析决策效率，为机泵启停布局优化提供可靠保障。

通过优化运行，注水系统结合上、下游水量需求，适时调整注水泵启停布局，最大程度控制注水泵运行台数，年均优化调整注水泵运行15 台次，管网运行压力控制在15 MPa 以内，泵水单耗控制在5.95 kWh/m3以内，年累计节电1 315×104kWh，累计创效838 万元。

3 完善含油污水均衡调配方法

随着开发方式日益多元化，杏北油田含油污水水量平衡难度日益增大。受三采开发规模不断扩大的影响，杏北油田“三采产水过剩、深度水源不足”的矛盾不断突出[6]。为保证三采污水完全有效回注，降低对污水系统的影响，开展杏北油田含油污水平衡调配试验研究，明确三采污水的回注方向及深度水源的补给思路，动态优化污水调配，水量平衡得到持续保障。

3.1 调整为普通水可行性

对聚驱后井网地层孔渗性分析和杏四～六面积现场注入试验，注入普通水对地层吸水能力和油井产液能力等影响不大，确定了水质调整可行性。该成果直接应用于杏一～二区东部、杏四～六面积等11 个三采后区块，日减少深度用水量3.5×104m3。

由于杏一污水站水质无法稳定达标，影响下游杏十九深度注水站注水水质，按照上述方式，结合杏一～三区进入后续水驱阶段，对杏二十五注水站地区水源进行调整，优化污水调运方向，等量调整深度水源，将杏二十五联由深度注水调整为普通注水，日减少深度用水量0.41×104m3，保证区域出水水质。杏十九注水站水质调整示意图见图4。

图4 杏十九注水站水质调整示意图Fig.4 Schematic diagram of water quality adjustment at Xing 19 water injection station

3.2 深度水源技术界限和时机

通过开展含聚污水深度处理界限室内研究，配制不同含聚浓度的污水，模拟深度过滤流程工艺及滤速，确定三采区块采出液作为深度水源处理的技术界限即为含聚浓度小于或等于150 mg/L。该成果直接应用于杏四～六面积、杏一～二区东部等7 个低含聚污水三采区块，有效降低清水用量。

其中，2001 年进行三采开发杏四～六面积，进入后续水驱后区域内采出水含聚浓度低于150 mg/L，随着杏三～四区东部三采开发逐步受效，污水含聚浓度逐年上升，无法作为深度水源，对区域内深度水源不足问题进行污水调配，将杏二脱水站的原水及聚杏Ⅱ-1 污水站的低含聚污水调整至杏八深及新杏十八深度污水站处理，补充杏三～四区东部深度水水源，2022 年日节约清水用量0.8×104m3。

2005 年进行杏一～二区东部三采开发，进入后续水驱后将聚杏六污水站的低含聚污水调整至新杏十八深度污水站及杏十八深度污水站，补充杏三～四区东部深度水水源，2022 年日节约清水用量0.6×104m3。

2018 年进行杏七区中部三采开发，由于前置水驱阶段采出水含聚浓度在150 mg/L 以下，区域内杏二十七三元污水站处理后污水可作为深度水源进行回注，2022 年日节约清水用量1.6×104m3。

3.3 供注平衡关系

根据不同水质产水量、不同井网注水需求量和清水补充量，制定水量平衡图板及供注水关系图板。并在此基础上，将“分质处理、平衡水量、均衡负荷”[7]的思路，量化为水质调运的约束条件，建立污水调运仿真运行系统，实现污水调配的智能化，为污水系统的动态调整提供技术保障。

结合三采开发阶段，指导水质调整。随着杏七区东部含聚浓度不断上升，无法继续作为深度水源，利用矿间管网，平衡区域水量，实现日7 000 m3污水的等量调配，三采产水得到有效回注[8]，深度水源得到有效补给。水量平衡关系见图5。

图5 水量平衡关系Fig.5 Water balance relationship

通过应用“分质处理、平衡水量、均衡负荷”的水量调整思路，以注水界限为指导实现高含剂污水回注方向动态调整[9-10]，以含聚浓度界限为依据保证深度水源动态补给，以污水调运仿真运行系统为依托提升污水调运质量，2022 年累计调运各类污水1 582×104m3，节省清水1 095×104m3，为“系统化”水量平衡调配、水质持续向好提供有力支撑。

4 结论及认识

杏北油田地面系统多措并举，在集输、注水、污水各系统进行优化运行方法研究，集输上以进间温度作为边界条件进行精细化掺水管控模式及采取加热炉提效手段，持续推进完善形成集输系统优化运行方法；注水上通过应用大排量注水泵、启运低扬程注水泵、提高运行负荷、应用仿真建模优化软件等手段均衡产注平衡形成注水泵启停布局优化方法；污水通过以注水界限指导高含剂污水回注方向动态调整，以含聚浓度界限为依据保证深度水源动态补给，以污水调运仿真运行系统为依托提升污水调运质量，形成含油污水均衡调配方法。推行以来，地面系统能效水平得到了进一步的提升，生产能耗显著下降，为低成本开发运行做出贡献。