高耗集油环改造技术研究与应用

2011-11-16 06:39王志勇唐小犇
石油石化节能 2011年4期
关键词:集油口井油井

王志勇:唐小犇

(1.大庆油田有限责任公司第八采油厂;2.大庆油田矿区服务事业部物业管理三公司)

高耗集油环改造技术研究与应用

王志勇1:唐小犇2

(1.大庆油田有限责任公司第八采油厂;2.大庆油田矿区服务事业部物业管理三公司)

由于区块产量递减,集油环管辖的部分油井逐步报废、转注、转提捞,致使集油环无效掺水量增加,路线增长,热损失增大,单位操作成本上升。通过分析集油环运行能耗影响因素,建立了集油环能耗评价模型,在油井地质开发井位基本明确的情况下,对高耗集油环系统进行了优化整合,达到了节气、节电、降低成本的目的。

高耗集油环:优化改造:经济评价模型:节能降耗

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.04.011

1 集油环运行情况

大庆油田第八采油厂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。管辖2口井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。

m——管道内介质的质量流量;

Ti——管道内进口端的温度;

T——管道内任一点的温度;

Pi——管道内进口端的压力;

P——管道内任一点的压力;

V——管道内介质的体积流量。

根据能耗与费用之间的转换数量关系,确定集输管道电费w1和天然气费w2的计算方法如下:

2 集油环评价模型的建立

式中:

k——天然气的价格。

采用技术经济学中的10年费用现值模型。10年费用现值计算公式:

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黏度产生的能耗(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。集输管网的热能消耗q1、动力消耗q2计算公式[1,2]如下:

式中:

c——管道内介质的比热容;

式中:

P2——费用现值;

P1——改造投资;

P——费用现值。

式中:

A——改造后的集油环运行费用;

n——年;

i——基准折现率。

式中:

a——改造每米管线费用;

l——改造长度。

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示意图;从而依据运行费用现值和最小改造费用(即总费用最低)确定最佳调整方案,指导集油环优化治理。

3 高耗集油环的优化改造

以芳6-9计量间为例,依据集油环生产运行参数(表1),对集油环优化改造方案进行优化和经济评价。

表1 芳6-9计量间油井生产现状统计

汽油比:10 m3/t;单位长度管线改造成本:ϕ 60 mm×3.5 mm为22.71×104元,ϕ76 mm×4.5 mm为28.1×104元;环掺水量2 m3/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。芳6-9计量间井位分布见图1。

通过分析,确定三种优化改造方案。

◇优化方案1: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3 280 m。

◇优化方案2:将其中任意2口井并成一个环,剩余1口井改为双管掺水,共三种改造方案:芳64-110为双管掺水系统,其他2口井成环,管线长度为2 687 m;芳64-114为双管掺水系统,其他2口井成环,管线长度为2 919 m;芳609为双管掺水系统,其他2口井成环,管线长度为3 030 m。经过分析,芳64-110为双管掺水系统,其他2口井成环,这样改造路线总费用指标最低。

◇优化方案3:当三井成环时,按照首端井不同,共有三种典型环路图:芳64-110为首端井时,管线长度为2 437 m;芳64-114为首端井时,管线长度为2 437 m;芳609为首端井时,管线长度为2 669 m。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,得出方案对比表(表2)。可以看出,将芳64-110改为双管掺水流程,其他2口井组成一个集油环的方案总费用最低,为最佳调整方案。改造前后芳6-9计量间参数见表3。

表2 各改造方案费用对比

表3 芳6-9计量间改造前后参数对比

改造前后对比,掺水温度下降5℃,掺水量下降4.17 m3/h,环长减少2.07 km。用能耗计算模型计算,年节气2.1×104m3,年节电0.34×104kW·h,取得较好的节能效果。

4 低效转油系统应用效果分析

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、日产油由初期的256 t、159 t分别降到55.6 t、21.8 t。站外集油环运行参数见表4。

表4 站外集油环运行情况

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2.87 m3/h,吨油耗气197.1 m3,吨油耗电429.2 kW·h。

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,确定改造方案。以2#间为例,进行了优化整合,该计量间管辖集油环3个、油井9口,通过分析确定两种优化改造方案。

◇优化方案1:将原2环芳112-106从系统中分离出去,芳110-104与芳112-102连成新环;原4环芳116-104、芳116-108、芳116-112从系统中分离出去,芳116-106改为双管掺水系统独立成环。

◇优化方案2:将原2环和原4环整合为一个环,即芳110-104、芳112-102、芳116-106连成新环。

同样对其他间进行优化,依据每种方案进行组合,模拟计算能耗与运行费用。

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1.0 t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个集油阀组间,投资回收期为1.91年。经过综合改造,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312×104kW·h,年减少运行费用388×104元。

5 技术推广

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,确定改造方案。通过优化整合,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38.9 km,解决了无效集油掺水路线长、热损大的问题。低效集油系统治理情况见表5。

表5 低效集油系统治理情况统计

改造后共减少掺水量1 776 m3/d,年节气188×104m3,年节电71×104kW·h,年节约运行成本154×104元。

6 结论与认识

(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改造提供了技术支持。

(2)大庆油田采油八厂低效集油系统优化改造技术,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。

[1]李虞庚.油气田集输设计技术手册[M].北京:石油工业出版社,1995.

[2]冯叔初.油气集输[M].东营:石油大学出版社,2002.

王志勇,1999年毕业于江汉石油学院,高级工程师,从事地面工程管理,E-mail:wangzhiyong@petrochina.com.cn,地址:大庆油田第八采油厂规划设计研究所,163514。

2011-03-26)

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