高耗集油环治理技术研究与应用

1.集油环运行情况
站外集油系统采用单管环状流程，早期建成的区块每个集油环管辖3-5口井，随着区块产量递减，报废井、转注井、提捞井、关井的数量不断增多，集油环内油井数不断减少。全厂有2口井及以下且走向不合理集油环307个，占总环数的37.6%。年多耗气量达614×10⁴m³。
由于集油环管道走向并未做改动，为了维护集油环正常运行，从集油环中分离出去的油井井口产液要由掺水来补充，致使这部分集油环掺水增多；同时集油环走向不合理，掺水路线增加，使得集油管道热损增大，能耗增高。
2.高耗集油环优化治理技术研究
2.1能耗影响因素及运行能耗模型
集油环能耗包括两部分，一部分是由中转站供应热水掺入管线加热原油，提高输送温度以降低其粘度产生的能耗（气耗）；另一部分是由泵提供压力克服摩擦阻力损失产生的能耗（电耗）。主要影响因素有：管长、管径，管道埋深，管道保温状况（热阻），掺水量，产气量，含水率，土壤物性，掺水温度等。结合工程热力学、传热学等基础学科的理论知识，建立集输管网的热能消耗、动力消耗计算公式分别如下：
热能消耗计算公式：          （1）
动力能消耗计算公式：               （2）
根据能耗与费用之间的转换数量关系，确定集输管道电费和天然气费的计算方法：
消耗的电费计算公式：                       （3）
消耗的天燃气费计算公式：                   （4）
采用技术经济学中的10年费用现值模型。计算10年费用现值计算公式：P2=P1+P
式中：P2---  费用现值和  P1---  改造投资    P---  费用现值    
                                     （5）
结合上述研究内容，开发了集油环经济技术评价模型，将基本参数输入后，自动输出多种优化方案油井方位图以及能耗运行费用的示意图；从而依据运行费用现值和改造费用最小（即总费用最低）确定最佳调整方案，指导集油环优化治理。
2.2 优化治理经济评价
以芳6-9#间为例，依据集油环生产运行参数，对集油环优化改造方案进行经济评价。
2.2.1 模拟优化基础数据
表1  芳6-9#间油井生产现状统计表

阀组间	环号	井号	目前生产情况			备注
			产液(t/d)	产油(t/d)	含水 (%)
芳6-9	一环	芳62-110				计划关井
		芳64-110	1.8	0.3	83.3
		芳64-112				计划关井
	二环	芳64-114	5.8	1.9	67.2
		芳62-114				计划关井
	三环	芳66-114				计划关井
		芳66-116				计划关井
		芳609	5.8	1.1	80．0
合计			13.4	3.3	75.4

汽油比：10m³/t；单位长度管线改造成本：Φ60×3.5为22.71万元，Φ76×4.5为28.1万元；环掺水量2m³ /h。计量间周边无邻近计量间，正常生产的3口井无法挂接到其他计量间，只能在现有工艺条件下进行优化调整。
2.2.2 优化调整方案分析
通过分析研究确定三种优化治理方案。
优化方案一：将芳64-110井、芳64-114井和芳609井分别改为双管掺水系统，管线长度为3280m。
优化方案二：将其中任意两口井并成一个环，剩余一口井改为双管掺水，共三种改造方案。经过分析，芳64-110为双管掺水系统，其它两口井成环的改造路线总费用指标最低。
优化方案三：当三井成环时，按照首端井不同，共有三种典型环路图。经过分析，当芳64-114为首端井时，总费用指标最低。
最终结合相应的设计规范及管径优选，得出方案对比（见下表），将芳64-110改为双管掺水流程，其它两口井组成一个集油环的方案总费用最低，为最佳调整方案。改造后，年节气2.1×10#p#分页标题#e#⁴m³。年节电0.34×10⁴kWh，取得较好的效果。
表2    各类改造方案费用对比表

方案	路线	运行长度 m	十年运行费用现值 元	工程投资 元	总费用 元
方案一	唯一	3280	281816	396004	677820
方案二	芳64-110为双管流程	2687	251917	341464	593381
	芳64-114为双管流程	2919	272994	344522	617516
	芳609为双管流程	3030	275730	390590	666320
方案三	芳64-110为首端井	2437	245894	432880	678774
	芳64-114为首端井	2669	250873	508329	759202
	芳609为首端井	2437	245762	684797	930559

3. 应用效果分析
宋II-2转油站建于1994年，建成阀组间4座，集油环18个，管辖油井59口，随着油田开发时间的延长，低产低效井陆续关井、转注、提捞，至2008年底，正常运行集油环12个（其中辖3口井及以上的集油环2个，辖2口井的集油环5个，单井集油环5个），正常生产油井22口，日产液、日产油量由初期的256t/159t分别降到55.6t/21.8t。
表3    站外集油环运行情况表

阀组间	环号	管辖井数口	目前生产情况		掺水量m3/h	掺水温度℃	回油温度℃
			产液(t/d)	产油(t/d)
2#	1	2	5.2	1.3	6.33	66	38
	2	2	6	3.4	6.12		38
	4	1	1.8	0.5	3.01		40
3#	2	1	3.7	0.8	2.56	67	40
	3	4	10.7	5.4	11.27		42
	5	1	2	0.5	2.45		39
4#	1	3	6.9	2.2	8.12	66	41
6#	1	2	5	2.3	6.01	71	38
	2	2	5.3	1.5	5.89		38
	3	2	5	1.6	5.44		40
	4	1	2.5	0.9	2.69		38
	5	1	1.5	1.43	3.24		39
合计：	12	22	55.6	21.8	63.13

由于集油环所辖井数减少，集油环走向未变，为保证集输的水力热力条件必须加大掺水量，2008年平均单井掺水量2.87m#p#分页标题#e#³/h，吨油耗气197.1m³，吨油耗电429.2kWh。
利用上述研究成果，通过集油管网改造优化设计软件，对站外集油管网进行优化评价，确定治理方案。
通过论证，若保留站内掺水系统，12个正常运行的集油环经过优化组合，改造后投资回收期均大于5年。最终方案采取产量低于1.0t的15口井转提捞，取消转油站，剩余7口油井调入芳707站，由于距相邻系统较远，7口油井采用电加热集油工艺，停运4座集油阀组间，投资回收期为1.91年。经过综合治理，减少转油站等管理点7处，减少用工30人，年减少耗气126×10⁴m³，减少耗电312×10⁴kWh，年减少运行费用388万元。
另外，利用集油环经济技术评价模型，对芳6、芳707、宋Ⅱ-4等8座转油站49个高耗集油环进行优化评价，确定治理方案。通过优化整合由49个集油环159口井减少为30个集油环85口井，管线长度缩短38.9km。改造后共减少掺水量1776m³/d，年节气188×10⁴m³，年节电71×10⁴kWh，年节约运行成本154万元。
4.结论与认识
4.1通过对集油环运行能耗的影响因素分析，建立了集油环经济技术评价模型，结合油田节能形势、生产状况及工程改造，为今后低效集油系统优化调整改造提供了技术支持。
4.2通过对全厂低效集油系统进行优化治理，节能效果显著，具有较好的推广前景。实际改造实施中需结合加密和开发调整方案及精细地质研究，制定出单井措施，对地面系统做出全面优化调整决策。
 
参考文献：
1.李虞庚.油气田集输设计技术手册。石油工业出版社
2．冯叔初.油气集输。石油大学出版社