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油田地面节气技术研究方向浅析 　　[摘 要]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。 　　[关键词]节气 技术 设备 管理 应用 改造 　　中图分类号：TE323 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）08-0082-01 　　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