霍妍佳

（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

杏北油田在运转油（放水）站51座，脱水站7座，管辖共计8 082口油井的集输系统。随着油田开发规模的不断扩大，集输能耗持续上升，近5年集输耗电升高50%，耗气升高131%。

集输能耗主要消耗在单井掺水以及中转站加热炉升温方面。随着油田产能规模的不断扩大，采出井数逐年增加，与2013年对比，采出井总数由7 226口上升至8 375口，受其影响年均掺水量由2 715×104m3升高至4 064×104m3；因此，耗能单元基数不断扩大是集输系统能耗上升的主要因素。

1 实施背景

随着油田开采程度的不断深入，采出液含水浓度不断升高，凝固点逐渐下降，对于特高含水油田来说，不加热停掺冷输是油田节能降耗的必然趋势[1]。但采用不加热集油之后，将面临井口回压上升速度快、低温脱水、低温污水处理、低温破乳剂选取、计量间采暖温度下降等诸多问题[2]。由于每个区块具体生产环境不同，面临的问题也不同，所取得的经验及认识并不适合完全套用，需要在生产实践中不断摸索总结经验，形成并不断完善各区块自己的制度[3]。

为此，2018年杏北油田选取8座转油站开展停炉停掺冷输试验，其中水驱转油站3座，聚驱转油站2座，三元驱转油站2座，过渡带地区转油站1座，进一步挖潜集输降掺潜力，降低油田生产能耗，为后期推广提供技术储备[4]。停炉停掺冷输试验区生产情况见表1。

表1 停炉停掺冷输试验区生产情况

2 停掺冷输试验运行

2.1 整体运行

自2018年7月实行以来，试验区整体运行较为平稳，聚驱1#转油站及水驱3#转油站先后由于单井回压明显升高，现场生产管理困难等因素恢复掺水运行，其他各队运行较为平稳。

2.2 生产运行

停掺冷输过程中，转油站外输液量未见明显变化趋势。以聚驱2#转油站及过渡带1#转油站为例，试验实施期间外输液量整体较为平稳，即停掺冷输运行不会对液量有较大影响。

2.3 单井回压

试验区井口回压未见明显波动，生产运行平稳。其中，水驱2#转油站停掺后单井回压稳定在0.43 MPa左右；水驱1#转油站及过渡带1#转油站停掺后单井回压有所升高，但基本可控制在0.5 MPa以内；三元驱1#转油站、三元驱2#转油站以及聚驱2#转油站由于自身井口产液大，出油温度高，停掺后阻断了温度相对较低的掺水，单井回压显著下降。具体单井回压变化曲线如图1～图6所示。

图1 聚驱2#转油站单井回压变化

图2 水驱2#转油站单井回压变化

图3 水驱1#转油站单井回压变化

图4 过渡带1#转油站单井回压变化

图5 三元驱2#转油站单井回压变化

2.4 能耗

试验实施以来，除热洗周期外，掺水泵及加热炉均停止工作。以水驱1#转油站为例，2018年1月—8月的平均日耗气量及日综合耗电量的变化情况如图7所示。

自停炉停掺冷输试验以来，平均日耗气量及日综合耗电量大幅度下降。耗气方面：6月份1002转油站耗气量为75 814 m3，7月份降至1 844 m3，8月份未热洗耗气量为0。耗电方面：6月份耗电量为65 686 kWh，7月份降至58 032 kWh，8月份耗电量略有升高为61 404 kWh。综上所述，通过停掺冷输工艺，节能效果显著，节约了大量的生产运行费用。

图6 三元驱1#转油站单井回压变化

图7 水驱1#转油站耗气及耗电变化

2.5 措施

停掺后部分井因出油温度低、含水低等因素影响，导致井口回压偏高，需采取掺水冲洗、高压热洗等措施维持正常生产，全月累计执行措施41井次，保障生产平稳运行。停炉停掺冷输试验区措施情况见表2。

表2 停炉停掺冷输试验区措施情况 （井次）

2.6 恢复掺水站库原因分析

聚驱1#停炉停掺冷输后，有10口单井因含聚浓度较高、单井回油压力大等因素造成无法正常生产，通过开展大排量掺水冲洗、高压热洗等措施后才恢复正常生产，加大了基层管理难度，因此恢复掺水运行。聚驱1#停炉停掺冷输试验区措施情况见表3。

表3 聚驱1#停炉停掺冷输试验区措施情况

水驱3#转油站的521#、516#计量间部分单井由于管线长、运行年限久、内部结垢严重，进行停炉停掺冷输试验5天，单井回压明显上升，通过启炉掺水冲洗后恢复正常生产。部分异常井生产情况见表4。

表4 水驱3#转油站部分异常井生产情况

2.7 经济效益

通过开展停掺冷输试验工作，与去年同期（2017年7月1日—8月31日）相比，6个试验队累计节约电量18.99×104k Wh，节气28.21×104m3，吨液耗电降低0.55 kWh/t，吨液耗气降低0.24 m3/t。按照工业耗气单价0.55元/m3[5]、耗电单价0.638元/k Wh计算，累计节约运行费用27.64万元。停炉停掺冷输试验区措施效果见表5。

3 经验规律与潜力分析

通过对各试验队产液量、井口出油温度、集输半径、含聚浓度和异常井比例进行对比（表6），可得出以下结论：

1）单井产液量高，利于停掺冷输工艺。随着单井产液量的升高，黏度降低，流体阻力减小[6]，更有利于停掺冷输：三元驱1#、三元驱2#转油站平均单井产液量高，分别为79.92 m3/d、48.7 m3/d，试验阶段除个别井需进行掺水冲洗外，全队整体单井回压较为平稳，停掺冷输实施效果较好。由聚驱2#转油站和水驱3#转油站生产数据对比可知，在其井口回油温度、含聚浓度接近、集输半径基本相同的情况下，聚驱2#转油站平均单井产液量为45.83 m3/d，水驱3#转油站平均单井产液量为25.74 m3/d，聚驱2#转油站停掺冷输过程中运行平稳，水驱3#转油站多口单井井口回压高。

2）出油温度高，利于停掺冷输工艺。过渡带1#转油站位于西部过渡带，单井产液量较低，但井口平均出油温度高达32℃，因此运行过程中回压平稳，停掺冷输实施效果较好。水驱2#转油站平均出油温度达30℃，试验阶段不需增加措施即可运行平稳，井口回压变化小，节能效果明显。

表5 停炉停掺冷输试验区措施效果

表6 停炉停掺冷输试验区生产数据对比

3）集输半径短，利于停掺冷输工艺。集输半径短，水头损失小，更利于油气集输，但由于各站集输半径相对差异较小，从目前运行效果来看，集输半径的大小对停掺冷输工艺运行影响较小[6]。

4）含聚浓度低，利于停掺冷输工艺。由表6可知，聚驱1#转油站含聚质量浓度高达271.6 mg/L，进行停炉停掺冷输试验6天时，10余口井井口回压升高，影响正常生产。

5）异常井少，利于停掺冷输工艺。在实际生产过程中，部分管道受年限长、结蜡堵塞等因素导致管道缩径严重[7]，容易导致井口回压升高，无法正常运行。如试聚驱1#转油站和北五转油站，其问题井数分别为15、13口，直接影响到停掺冷输工艺能否持续运行[8]。

4 结论

根据本次停炉停掺冷输试验工作的经验发现，单井平均产液量及井口出油温度高，含聚浓度低，异常井比重低，有利于进行停掺冷输[9]。通过现场数据加权平均得出，平均单井产液量在27 m3/d以上，平均回油温度超过30℃，含聚质量浓度低于150 mg/L，问题井数小于10口时适于进行停炉停掺冷输工艺运行[10]。