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摘要：随着油田地面系统节能挖潜的不断深入，常温集输作为集输系统的一项重要节能增效措施已经在全油田进行了推广。但在二级布站改造后，地面集输系统出现了回压升高、温降增加、单井管线堵塞等不利因素，给常温集输造成很大的困难。本文通过在萨北油田北部过渡带地区开展阶段性降温集输试验，摸索降温集输在二级布站中的技术界限，确定最佳的集输温度。进一步挖潜地面集输系统优化简化后的节能潜力，提高综合经济效益，对油田地面系统节能挖潜和可持续发展具有一定的现实意义。
主题词：温度 耗气量 效益
1 前言
天然气作为一种产品已经是油田开发后期补充原油产量的重要组成部分。因此，如何实现降低天然气消耗，增加天然气的产量成为目前油田重要的增效手段。二级布站改造初期，仍然延续单井掺高温水的运行模式，使整个二级布站系统天然气能耗高于改造前，只有通过降温集输才能实现节能目的。由于萨北油田北部过渡带原油物性差，特别是二级布站后，集输半径延长，温降增加，实施降温集输易出现单井回压升高，管线凝堵。对此，我们开展了阶段性降温集输的试验。本文通过在北六联放水转油站实施逐步阶段性降温的试验，分析了不同温度下单井运行情况和系统回压的变化关系，确定了合理的集输温度界限，为油田优化地面集输系统运行和节能挖潜增效提供重要的参考。
2二级布站概况
从2004年开始，北六联地区实施二级布站改造。整个北六联区处于萨北油田北部过渡带四条带，该地区50℃原油平均粘度为 108.54mPa·s，平均凝固点都在29℃以上。采出液含蜡及胶质、沥青质都较高，单井集输主要采用掺水输送。北六联于2008年全面取消所属中转站，采出液直接进入北六联放水转油站处理。该站下辖三个采油队。其中，401队和402队位于北部过渡带一至三条带，407队则位于原油物性最差的四条带，同时也是集输半径最长的采油队，最长集油半径5200m，系统回压比较高。北六联地区二级布站在投产初期，远端井温降大、回压过高，运行困难。针对这一问题我矿将北六联掺水温度提高到60℃，虽然满足了远端井生产要求，但北六联站内掺水泵出口为一根汇管分到三个采油队，为了确保407队掺水温度，不得不将整个区块掺水温度提高，造成区块耗气量增加。该站改造前耗气量为11725m3/d，改造后耗气量18922m3/d，从数据可以看出，改造后耗气量增加了7000 m3/d左右。因此对二级布站实施降温集输是解决耗气量高的有效途径。
3降温与常温集输在二级布站中的技术探索
3.1 摸索停掺技术界限，扩大季节停掺井数
从多年来实施不加热集油取得的经验来看，采出液的含水率和单井产液量是实施降温集输的关键因素。通过扩大401队和402队季节停掺井数，观察单井回压变化，在满足正常运行的条件下，摸索不同产液量和含水率的单井降温集油技术界限，是二级布站后减少掺水能耗的主要手段。
对此，我矿在现有工艺条件下，重新核定停掺井，减少掺水量。在对产液量≥30t/d，含水≥90%的单井实施全面停掺的基础上，我矿在401队和402队选取了产液量≥10t/d，含水≥90%的单井和产液量≥20t/d，含水≥80%的单井进行停掺试验。通过试验证明产液量≥10t/d，含水≥90%的单井可实施全面停掺；产液量≥20t/d，含水≥80%的单井只能实施间歇性停掺，平均两天冲洗管线一次。这样，季节停掺井多增加了13口，间歇停掺井2口。
3.2 通过降温试验和技术改造，解决二级布站降温集输的局限
首先，我矿从摸索二级布站低温集输管理极限入手，降低掺水能耗。从2009年4月28日至5月12日掺水温度从60℃开始，以每5天下调温度5℃，观察北六联所辖14座计量间和单井生产运行情况，确定低温集输技术界限，具体分析如下：
从14座计量间平均运行参数来看，北六联掺水温度从60℃降低到50℃，计量间回压平均上升0.05MPa，回油温度平均降低2℃，运行正常。
从单井平均运行参数可以看出，当掺水出站温度降到50℃，407队远端井回压明显上升，特别是北4-1-丙58单井回压超过了掺水压力，无法正常掺水。其他单井管线出现局部凝堵现象，接近管理极限。
从北六联产气量和自耗气量变化情况来看，北六联实施阶段性降温集输后，耗气量明显下降。掺水温度控制在50℃时较试验前耗气量减少了一半，但此时平均每天耗气量仍在10000m3左右，且远端井的管理难度非常大，经常出现管线凝堵。
针对这一问题，我矿积极反应给厂部室，在规划所的指导下，对407队采用掺水单泵、单炉供水工艺改造。改造后401队和402队实施常温集输，407队掺水温度控制在50-55℃。通过工艺改造，北六联耗气量从低温集输时每天11000 m3左右减少到6200 m3左右，北六联区块天然气能耗下降44%，且生产运行平稳，见到了明显的节气效果。
3.3 掺水投加流改剂，确保二级布站远端井低温集输
二级布站远端井掺水能耗较高，且低温集输运行困难，为了解决这一问题，我矿在北六联站内投加流动该剂，降低系统回压，确保远端井在50℃的极限温度下正常运行。由于该站工艺不具备分队加药流程，为了节约药剂成本，我矿采取人工罐顶投加方式。
通过反复实践，确定了407队远端井在加药浓度100ppm下，井口回压保持在1.0MPa以下，且持续时间较长（15天左右）。
4 经济效益评价
4.1二级布站常温集输效益评价
通过增加季节停掺井数，北六联地区季节停掺总井数增加到65口，每口井按1.0m3/h计算，每小时减少掺水量每小时减少65m3，每天节电1800kW·h，按夏季季节停掺计算，年可增效19万元。
试验期间，通过常温集输,减少3台加热炉点炉运行，按提温到50℃计算每台炉每小时耗气量60m3，三台炉每天耗气4320 m3，每方气按0.60元计，每天节约2592 元，年可累计增效95万元。
4.2遠端井低温投加流改剂效益评价
试验期间，掺水共计用流改剂2.4t,每吨药剂4216元，共计投入1.01万元。
通过投加流动改进剂，减少了加热炉的运行，按提温到55℃计算，每小时耗气量120m3，每天耗气2880 m3，每方气按0.60元计，每天节约 1728 元，试验期间累计节约3.5万元，增效2.45万元。以此类推，年可增效45万元。
5 几点认识
5.1降温集输是减少二级布站天然气能耗的有效手段；
5.2减级布站后，要根据不同的集输半径确定常温集输和低温集输界限，过渡带地区集输半径超过2km不适宜常温集输；
5.3季节停掺是常温集输的重要手段，既可节气又可节电。产液≥10t/d，含水≥90%的单井可实施全面停掺；产液≥20t/d，含水≥80%的单井可实施间歇性周期停掺；
5.4投加流动改进剂是二级布站远端井低温集输降低井口回压的有效措施。
5.5二级布站实施分队投加流改剂工艺改造，可以有效降低药剂成本。
参考文献：
[1]张良杰主编：《油气田地面工程》,油气田地面工程杂志社,2007年6月、2008年1月
作者简介：
邱国鹏（1980年7月出生），男，2007年毕业于中国石油大学（华东）油气储运工程专业，现任采油三厂第四油矿北五联合站副队长。
主题词：温度 耗气量 效益
1 前言
天然气作为一种产品已经是油田开发后期补充原油产量的重要组成部分。因此，如何实现降低天然气消耗，增加天然气的产量成为目前油田重要的增效手段。二级布站改造初期，仍然延续单井掺高温水的运行模式，使整个二级布站系统天然气能耗高于改造前，只有通过降温集输才能实现节能目的。由于萨北油田北部过渡带原油物性差，特别是二级布站后，集输半径延长，温降增加，实施降温集输易出现单井回压升高，管线凝堵。对此，我们开展了阶段性降温集输的试验。本文通过在北六联放水转油站实施逐步阶段性降温的试验，分析了不同温度下单井运行情况和系统回压的变化关系，确定了合理的集输温度界限，为油田优化地面集输系统运行和节能挖潜增效提供重要的参考。
2二级布站概况
从2004年开始，北六联地区实施二级布站改造。整个北六联区处于萨北油田北部过渡带四条带，该地区50℃原油平均粘度为 108.54mPa·s，平均凝固点都在29℃以上。采出液含蜡及胶质、沥青质都较高，单井集输主要采用掺水输送。北六联于2008年全面取消所属中转站，采出液直接进入北六联放水转油站处理。该站下辖三个采油队。其中，401队和402队位于北部过渡带一至三条带，407队则位于原油物性最差的四条带，同时也是集输半径最长的采油队，最长集油半径5200m，系统回压比较高。北六联地区二级布站在投产初期，远端井温降大、回压过高，运行困难。针对这一问题我矿将北六联掺水温度提高到60℃，虽然满足了远端井生产要求，但北六联站内掺水泵出口为一根汇管分到三个采油队，为了确保407队掺水温度，不得不将整个区块掺水温度提高，造成区块耗气量增加。该站改造前耗气量为11725m3/d，改造后耗气量18922m3/d，从数据可以看出，改造后耗气量增加了7000 m3/d左右。因此对二级布站实施降温集输是解决耗气量高的有效途径。
3降温与常温集输在二级布站中的技术探索
3.1 摸索停掺技术界限，扩大季节停掺井数
从多年来实施不加热集油取得的经验来看，采出液的含水率和单井产液量是实施降温集输的关键因素。通过扩大401队和402队季节停掺井数，观察单井回压变化，在满足正常运行的条件下，摸索不同产液量和含水率的单井降温集油技术界限，是二级布站后减少掺水能耗的主要手段。
对此，我矿在现有工艺条件下，重新核定停掺井，减少掺水量。在对产液量≥30t/d，含水≥90%的单井实施全面停掺的基础上，我矿在401队和402队选取了产液量≥10t/d，含水≥90%的单井和产液量≥20t/d，含水≥80%的单井进行停掺试验。通过试验证明产液量≥10t/d，含水≥90%的单井可实施全面停掺；产液量≥20t/d，含水≥80%的单井只能实施间歇性停掺，平均两天冲洗管线一次。这样，季节停掺井多增加了13口，间歇停掺井2口。
3.2 通过降温试验和技术改造，解决二级布站降温集输的局限
首先，我矿从摸索二级布站低温集输管理极限入手，降低掺水能耗。从2009年4月28日至5月12日掺水温度从60℃开始，以每5天下调温度5℃，观察北六联所辖14座计量间和单井生产运行情况，确定低温集输技术界限，具体分析如下：
从14座计量间平均运行参数来看，北六联掺水温度从60℃降低到50℃，计量间回压平均上升0.05MPa，回油温度平均降低2℃，运行正常。
从单井平均运行参数可以看出，当掺水出站温度降到50℃，407队远端井回压明显上升，特别是北4-1-丙58单井回压超过了掺水压力，无法正常掺水。其他单井管线出现局部凝堵现象，接近管理极限。
从北六联产气量和自耗气量变化情况来看，北六联实施阶段性降温集输后，耗气量明显下降。掺水温度控制在50℃时较试验前耗气量减少了一半，但此时平均每天耗气量仍在10000m3左右，且远端井的管理难度非常大，经常出现管线凝堵。
针对这一问题，我矿积极反应给厂部室，在规划所的指导下，对407队采用掺水单泵、单炉供水工艺改造。改造后401队和402队实施常温集输，407队掺水温度控制在50-55℃。通过工艺改造，北六联耗气量从低温集输时每天11000 m3左右减少到6200 m3左右，北六联区块天然气能耗下降44%，且生产运行平稳，见到了明显的节气效果。
3.3 掺水投加流改剂，确保二级布站远端井低温集输
二级布站远端井掺水能耗较高，且低温集输运行困难，为了解决这一问题，我矿在北六联站内投加流动该剂，降低系统回压，确保远端井在50℃的极限温度下正常运行。由于该站工艺不具备分队加药流程，为了节约药剂成本，我矿采取人工罐顶投加方式。
通过反复实践，确定了407队远端井在加药浓度100ppm下，井口回压保持在1.0MPa以下，且持续时间较长（15天左右）。
4 经济效益评价
4.1二级布站常温集输效益评价
通过增加季节停掺井数，北六联地区季节停掺总井数增加到65口，每口井按1.0m3/h计算，每小时减少掺水量每小时减少65m3，每天节电1800kW·h，按夏季季节停掺计算，年可增效19万元。
试验期间，通过常温集输,减少3台加热炉点炉运行，按提温到50℃计算每台炉每小时耗气量60m3，三台炉每天耗气4320 m3，每方气按0.60元计，每天节约2592 元，年可累计增效95万元。
4.2遠端井低温投加流改剂效益评价
试验期间，掺水共计用流改剂2.4t,每吨药剂4216元，共计投入1.01万元。
通过投加流动改进剂，减少了加热炉的运行，按提温到55℃计算，每小时耗气量120m3，每天耗气2880 m3，每方气按0.60元计，每天节约 1728 元，试验期间累计节约3.5万元，增效2.45万元。以此类推，年可增效45万元。
5 几点认识
5.1降温集输是减少二级布站天然气能耗的有效手段；
5.2减级布站后，要根据不同的集输半径确定常温集输和低温集输界限，过渡带地区集输半径超过2km不适宜常温集输；
5.3季节停掺是常温集输的重要手段，既可节气又可节电。产液≥10t/d，含水≥90%的单井可实施全面停掺；产液≥20t/d，含水≥80%的单井可实施间歇性周期停掺；
5.4投加流动改进剂是二级布站远端井低温集输降低井口回压的有效措施。
5.5二级布站实施分队投加流改剂工艺改造，可以有效降低药剂成本。
参考文献：
[1]张良杰主编：《油气田地面工程》,油气田地面工程杂志社,2007年6月、2008年1月
作者简介：
邱国鹏（1980年7月出生），男，2007年毕业于中国石油大学（华东）油气储运工程专业，现任采油三厂第四油矿北五联合站副队长。