孔健 徐江峰 郑雅文 王丹青
天津市大港油田第一采油厂 天津市 300280
摘要：随着开发时间的延长，控含水、控递减的难度逐渐加大，低效无效循环不断加剧。为更好地改善特高含水阶段老油田水驱开发状况，切实降低油田能耗，根据A油田单砂体的连通关系，认真梳理开发中的薄弱环节，量化了油田开采中注水结构及产液结构调整的技术标准，降低无效注水，提高注水效率。本文主要分析高含水油田集输系统节能潜力分析及区域性节能改造实践。
关键词：高含水油田；集输系统；外输泵；节能潜力；区域性改造
引言
高含水油田集输系统的能源消耗是降低集输成本的重要潜力点。其中，外输泵、变频控制以及加热炉节点又是主要电能和天然气消耗环节。通过更新改造低效泵、优化梯次运行，优化变频运行频率，吨液耗电从0.99kWh/t下降到0.97kWh/t；通过实施加热炉挡板调节技术和物理除垢技术，可大幅提高加热炉燃烧效率，进一步减少天然气气量消耗，进一步验证了今后老油田集输系统区域性节能改造的方向。
1、油田集输系统现状及潜力
1.1节电潜力
集输系统用电主要集中在外输泵，通过节点分析看，节电潜力主要集中在两个方面：1）外输泵。随着油田整体产液量的逐年降低，部分转油站存在站内设备不匹配、能力过剩的矛盾，而且仍有能耗高设备运行。调查表明，共有16座站外输负荷率低于55%，检测外输泵32台，其中有18台机泵低于行业标准效率。2）变频器。目前，油田联合站、转油站变频设备均采用定频运行，即在设定的30～45Hz频率区间定时进行变频调节。根据站内生产实际负荷及罐内液位动态变化的规律，却未能达到轻负载、降能耗的目的。对比表明，采取动态依据负荷变频生产，与常规的额定功率的定频工作相比，单台年节电5×104kWh。按全油田采用方式相比，新增及优化调整集输系统变频，预计年节电240×104kWh。
1.2节气潜力
高含水油田集输系统耗气主要集中在冬季，受低温影响，必须进行加热集输。单井冬季掺水，以及维持较高掺水汇管压力等，导致扩边井冬季加热集输年耗气约50×104m3。这部分可通过合理匹配单井最小掺水量，控制掺水汇管压力等措施，实现冬季周期性不加热集输。其次，调查目前联合站、转油站在用加热炉292台，其中有175台使用年限在15年以上，炉体老化严重、热效率低。通过炉效普查结果表明，测试加热炉137台，平均炉效75.5%。其中：炉效不符合节能要求的共39台，占总数的28.5%，造成炉效偏低的主要原因是负荷偏离正常运行负荷；超负荷运行15台，平均负荷率为106.4%；低负荷运行加热炉24台，平均负荷率38.7%。由于加热炉燃烧热损失大、效率低，以及加热炉管道结垢问题，造成较大气量损耗。
2、当前我国特高含水油田开采过程中的问题
再加上我国超高含水油田开采现状，由于超高含水油田相关因素复杂，一些已知超高油田主要存在于某些地质条件较为复杂的环境中，特征，这使得断水的超高油田主要以分层储层和屋顶型结构地质形式存在，断层和断层区块之间的差距大多很小，地平线之间存在一定程度的不对称。这种地质条件造成了超高含水油田开采过程效率低下的问题。尽管目前的超高含水油田储量丰富，但其分散严重影响了采油过程的效率。特殊地质环境中的油田迅速进入超高含水剪切状态，特别是在采矿单位不注意回收效率和生产技术的情况下。此外，由于砂质地质体分散，其存在不在通信和规划的轨道上，这往往导致地质结构偏差的不对称规则。
油层中的水和油分布不连续，会伴随着巨大的差异变化。油田处于超高含水层阶段时，地质环境将被封闭。上述所有一般条件都将确保石油公司的深层渗透性和低渗透性高于超高含水层油田的采购阶段。开发超高含水油田时，将进行一次采油和二次采油。虽然这些化合物的回收率一般可达50 %以上，但仍会造成大量难以提取并留在地下的原始化合物。大规模采集完成前很难采集油田剩馀资源，分阶段采集注入油田资源后油田资源的储备量变少，磁带形式的残馀油还很多在正常情况下，如果原油含水率达到98 %，将严重影响其开采价值和经济效益，其在超高含水率油田的初始比例可能高达85 %~95 %。虽然可能还有石油和天然气资源可供开采，但在这种情况下，开采的经济成本将大幅增加，很难实现基于常规开采制度的预期回收效率。因此，不难看出，技术制约因素已成为提高超高含水油田产量水平的一个重要因素。
3、集输系统区域性节能技术改造
3.1外输变频装置更新及优化运行
变频调速具有高效率、精度高、范围广、转矩脉动小的特点，是理想的拖动系统性能调整机构。应用变频调速，重点看实际工况点是否能保证在最佳效率点的30%~85%。结合外输系统实际情况，采用变频节能主要集中两方面：1）依据外输及水量加大变频应用。根据油田采出液凝固点进站的节能理念，结合采出液进站温度及掺水泵理论排量普遍为100m3/h的实际，单井掺水量有一定下调空间。通过合理优化单井掺水量，更换小排量掺水泵及安装掺水泵变频等措施。2）合理优化变频频率控制。根据中转站外输液量，通过试验摸索对应每小时外数量的变频频率，确定外输基准频率；根据液位高低变化，以基准频率为主进行优化，保持液位稳定，单站实现日节电273kWh。集输系统实施变频调速改造及优化运行37台次，平均输油单耗下降20.1%，实现年节电397.5×104kWh；平均掺水单耗下降9.7%，实现年节电89.3×104kWh。
3.2站内原油脱水系统节能减排措施
(1)积极推广预分离技术。由于我国石油化学研究开发机构的持续努力，我们终于成功地开发了我国第一个综合预分水设备——地面项目的预分水设备，预分水率为50%，从而减少了供热系统的负荷和损失 开展脱水加热工艺，大幅度降低原油含水量，同时避免供热系统的能量损失，实现节能减排目标。 (2)改善站内热转换，继续提高热能利用率。联合站处理原油后，净化后的油直接出口到国外。一般来说，原油的稳定性达到90℃以上，在出口提纯油之前，需要更换提纯原油与加热炉内含水的原油之间的热量。它可以提高加热水箱的温度。原油进口温度越高，燃料用量越少，原油使用情况也有很大改善。原油加工应坚持以科学严谨的态度，切实处理一切事项，避免加工过程中的浪费，实现对于具有悠久发展历史的维多利亚油田来说，原油含水量非常高，聚合物的开发导致原油质量恶化，原油在热液箱中消耗大量燃料。脱水是一个复杂和耗时的过程，但每一个小环节都对原油质量和石油公司的经济效益产生影响，如果不重视有效处理小细节，最终就会严重浪费原油信息。原油、聚合物和原油的比例增加，要求石油公司加强原油处理技术，有关工作人员加紧努力和研究工作，提高原油和微粒燃料的共享率，以实现这一目标。
结束语
开展“高低压分离”、“系统降压+局部增”调整改造等节能注水措施，可优化地面注水工艺，降低注水系统能耗。供注水管网实施除垢节能改造，可有效降低管网压损，提高管网效率，达到降低水质二次污染、节能降耗的目的。
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