油田地面节气技术研究方向浅析_节油节气_节能技术_中国节能在线
推广 热搜:

油田地面节气技术研究方向浅析

   日期:2018-08-27     来源:未来智库    浏览:71    

  随着油田开发进入三次采油阶段,地面工程已形成水驱、聚驱和三元复合驱并存的局面,能耗上升幅度较快,以集输系统为例,耗气占总能耗的84.4%,目前可挖掘潜力有限,存在地面工艺处理技术不完善,管理难度大等一系列难题。本文从节气入手,主要在技术管理、设备及技术改造、节气技术研究等几方面开展工作,着力解决下一步油田开发能耗矛盾。

  1.地面集输系统节气概述

  1.1近几年集输系统耗气变化趋势

  “十一五”以来,通过持续深化不加热集油技术界限,完善配套工艺,加强生产过程管理,低温集输工作收到了很好的节气效果。从2005年~2013年,单井平均耗气量连续下降了近50%,但随着低温集油的深入开展,高产液、高含水油井已经实施季节停掺水、全年停掺水等措施,管理措施挖潜的空间越来越小。2013年后,由于高浓聚驱规模不断扩大,平均单井耗气量有所增加,并且随着三次采油规模的增加,耗气量上升较快。

  1.2节气技术现状

  为了控制气耗的上升幅度,在不断加大常温集油技术的应用力度外,还扩大“拐点法”控掺水井规模,该方法主要是根据单井产液、掺水温度等参数,应用PIPEPHASE软件模拟计算,针对不同掺水温度、不同掺水量下的单井回压及回油温度进行模拟,利用模拟后的理论生产参数与实际生产数据进行现场拟合,控制单井掺水量,实现单井个性化掺水,达到降低集输能耗的目的。

  2.节气潜力分析

  2.1 停掺水或季节停掺水实施井数有进一步增加的潜力

  油田某区块原油转相点在65%左右,当含水率达到75%时,含水原油粘度大幅降低,沿程压降较小,可以季节停掺水。随着含水率的进一步上升,季节掺水油井可以常年停掺水。

  2.2 “拐点法”控掺水井规模有进一步扩大的潜力

  根据2011年初步试验效果,2012年开始持续扩大“拐点法”实施规模,掺水总量比推广前下降近60%,实现了单井掺水量、日耗气量及日耗电量3个降低,节能9.3%,以后可进一步扩大实施规模。

  2.3 掺水系统运行参数有一定调整空间

  一是回油温度有下降的余地。按凝固点进转油站的要求,每个区块的回油温度都有3~5℃的空间。若按低于原油凝固点进站的标准,掺水温度还有进一步下降的空间。但当回油温度降到凝固点附近时,会对后续原油及污水处理系统产生不利影响,根据目前的认识,脱水站总来液温度以高于凝固点1~2℃为宜。

  二是掺水量可以进一步下降。根据理论计算,当掺水温度为45℃左右时(回油温度30℃左右),平均单井掺水量为9.6~14.4m3/d,有2m3/d左右的下降空间。

  三是掺水温度还可以进一步优化。对典型的双管掺水、环状掺水工艺进行模拟计算,管道的沿程压降均在允许范围内;但沿程温降变化较大,说明掺水温度对集输能耗影响较大。以双管掺水流程为主的转油站,当掺水温度为45℃时,总耗气量及综合能耗最低;以单管环状掺水流程为主的转油站,当掺水温度为45℃时,总耗气量最低、综合能耗较低。因此,当回油温度为30℃,掺水温度应控制在45℃左右。

  2.4 聚驱运行参数有进一步优化的潜力

  一是控制单井掺水量。在投产初期,采出液含聚浓度较低时,借鉴水驱多年来低温集输经验,通过控制单井水量、探索聚驱季节停掺水可行性。

  二是优化加热炉运行参数。通过优化预热加热炉温度、及匹配,掺水加热炉温度及水量等运行参数及匹配,降低系统能耗。

  2.5冬季耗气比例大,有一定节气空间

  根据历年生产耗气统计表明,冬季耗气占总耗气的63%左右。其中转油站系统约占65%左右,除掺水、热洗、外,采暖、工艺伴热耗气占到转油站耗气的20%以上。部分转油站采暖系统不完善,直接采用掺水供暖,采暖系统与井用掺水系统相互影响,相互制约,冬季低温集输时站内采暖温度低,节气效果差。

  2.6扩边转油站有进一步挖潜空间

  为节省建设投资,产能扩边井依托已建转油站系统,使转油站的运行状态发生根本性转变。如部分转油站由于新增井、间,目前无法实施常温集油。根据这些站的实际情况,合理确定掺水系统的运行模式,达到节气目的。

  3.节气措施研究

  通过对集输系统用能进行分析,结合油田实际,以“稳水驱、降聚驱”为总体思路,紧紧围绕“降低掺水总量、减少掺水加热负荷、提高加热炉负荷率及热效率、加大节气措施的实施力度”的工作重点,在技术管理、设备及技术改造、节气技术研究等几方面开展工作。

  3.1 技术管理

  3.1.1 保证停掺水规模

  季节停掺水要按照集油工艺差别,分类实施;根据时间不同,分批实施;根据季节变化,分形式实施。对含水大于80%,产液量60t/d以上的油井全年严格实施停掺水。

  3.1.2 进一步扩大“拐点法”控单井掺水应用规模

  一是现状调查,编制实施方案;二是分批次实施,根据掺水温度变化情况,摸索确定不同掺水温度下的拐点掺水量;三是总结分析,包括阶段小结(每批次之间或季度)、全年总结,分析评价实施效果。

  3.1.3 加强设备管理,提高运行效率

  一是优化加热炉运行。规范加热炉运行台数,提高加热炉运行负荷率;严格执行加热炉按周期清垢制度;加强化学除防垢的监督检查,保证按比例、连续加药;做好转油站游离水脱除器清淤工作,减少固体杂质在火管、烟管沉积,提高加热炉效率。二是优化掺水泵运行。负荷率80%以上的,优先启运安装变频调速装置的掺水泵;当泵管压差大于0.2MPa时,调整泵的运行。

  3.2设备及技术改造

  3.2.1转油站采暖系统改造

  对直接采用掺水供暖的转油站新建采暖炉,配套改造采暖及伴热系统,解决无独立采暖系统的转油站低温集输时整体能耗较高,采暖温度低,影响低温集输;三合一沉降放水含油高易造成采暖系统堵塞;采暖设施长期运行,腐蚀老化严重等问题。或者考虑采暖泵和掺水泵单独运行的模式,便于采暖水量调节,减少采暖耗气。

  3.2.2做好“前端降温后端升温技术”推广工作

  通过“前端降温后端升温”现场试验,论证了低温集输、低温原油处理、低温沉降过滤+高温反冲洗污水处理技术的可行性,摸索出联合站最低来液温度界限30℃,反冲洗水合理的温度界限38℃,集输系统降温与污水系统反冲洗水升温经济合理的温度界限32℃,确定了污水系统反冲洗水单独升温的模式,综合节气率达11.5%,有效解决了节气与水质指标的矛盾。

  3.3节气技术研究

  3.3.1对加热炉运行效率进行动态监测

  加热运行效率与很多因素有关,其中影响比较大的是燃烧器燃烧情况、外保温情况、火管烟管的换热效率等。利用烟气分析仪等设备,对加热炉的运行状态进行监测,判断排烟温度、烟气组分、空气过剩系数等参数的合理性,以及加热炉效率等数据。根据检测结果,调整加热炉运行参数,或对加热炉进行除防垢、热管改造、保温等技术措施,提高加热炉运行效率。

  3.3.2规范高回压井管理

  生产运行表明,当低温或低掺水量运行时,单井或环的回压将上升,严重时将影响油井的安全生产。主要做好以下几方面工作:一是规范高回压井标准,编制高回压井档案模板,设计高回压井的上报、立项流程;二是专项检查档案的填写、管理等情况,现场核实高回压井运行情况,保证档案内容及时、准确;三是建立长效机制,将高回压井管理纳入到日常工作当中,并进行定期检查。

 
标签: 节气技术
版权声明: 本网注明"来源:中国节能在线网"字样的文字、图片内容,版权均属中国节能在线网所有,如若转载,请注明来源。同时本网转载并注明自其它来源的内容,目的在于传递更多信息,并不代表本网赞同其观点,如若不想被转载,请联系我们删除,谢谢!
关注中国节能在线网,把握真实信息,传递热点资讯。
 
更多>同类节能技术

推荐图文
推荐节能技术
点击排行