高含水油田集输流程的节能技术难点与优化

摘要：随着油田含水率的不断上升以及产液规模的持续扩大，集输系统的能耗呈现出逐年上升的趋势。为了有效地降低高含水油田在集输过程中的能耗问题，在低温工况的特定条件下，采取了针对性的措施，分别针对集输、脱水以及污水处理这三个关键环节。通过精确地调控掺水的温度和掺水量，优化了采出液的高效破乳过程，并且应用了滤料再生技术。这些措施的实施，旨在指导集输系统实现更加精细化和低能耗的生产运行，从而达到降低能耗的目的。

通过实验验证，该方法显著提升了系统效率，降低了能耗，为油田可持续发展提供了有力保障。

关键词：油田含水率；滤料再生技术；系统效率；降低能耗；油田集输

某油田原油生产能耗占总能耗的70.2%，主要为天然气和用电消耗，其中天然气主要消耗在集输系统。随着主力油区采出液含水率上升、生产规模的扩大，集输处理系统耗能也呈现上升趋势。为更好的压降生产耗能，助力“双碳”目标实现，需要在集输系统开展全流程节气技术研究与应用。

1运行现状调查及影响因素分析

结合开发部署形势，深入分析、查找潜力和存在问题，制定改造措施，保证掺水系统平稳高效运行。统计5843口掺水井单井日均掺水量、掺水压力、出站温度。

1.1部分单井掺水量高

对2023年3月不同集输方式单井掺水量及运行状况进行调查，部分特殊井、高回压井等单井掺水量偏高，有待优化；长关井掺水无效循环。经统计，长关井平均掺水量在0.63m3/h，其中有500口井大于0.3m3/h，占总长关井数的91%；间抽井、简化工艺井掺水量有待降低。间抽井平均掺水量在0.71m3/h，其中有78口井大于0.6m3/h，占总间抽井数的57%；挂线井平均掺水量在0.92m3/h，其中有469口井大于0.7m3/h（双管标准），占总挂线井数的55.7%；环井平均掺水量在0.93m3/h，其中有56口井大于1.0m3/h，占总环井井数的41%；统计1002口井双管流程井掺水量偏大，大于0.7mm3/h，占总井数的33.3%。

1.2

部分转油站回油温度高经统计，2023年3月，5座转油站回油温度偏高，大于38℃，总体掺水量大，造成能耗浪费，2023年3月回油温度较高的转油站统计见表1。

表 1 2023年 3 月回油温度较高的转油站统计

1.3低温输送导致单井回压高，增加措施工作量

部分采油井由于管道运行年限长、结垢严重、集油半径长、拐点多、保温效果差等原因，低温常温期间集输回压存在升高现象。当回油压力大于0.8MPa时，需要采取冲洗管道的方式，增加措施强度。尤其是过渡带地区，由于集输半径大、出油温度低，低温集输管理难度大，月平均措施142井次，工作量大。

2采出液低温集油技术

2.1低温集输阶段掺水温度控制方法

结合地区季节性环境温度变化、天然气装置检修情况以及生产管理需求，将掺水温度按照梯度划分为低温集输、常温集输、冬季生产三个阶段，具体不同阶段掺水温度控制见表2。

表 2 转油站各阶段掺水温度

2.2低温集输阶段掺水量控制方法

根据对长关井、间抽井、挂接井等特殊井的掺水量规定，结合低常温集输方案，对正常掺水井指标进行细化，完善不同阶段理论掺水量统计表，明确理论掺水量计算方法，回油温度大于38℃的单井和长关井、间抽井，掺水量应不超过0.3m3/h；日产液量大于20t、含水率大于85%的聚驱单井，掺水量应不超过0.4m3/h；日产液量大于10t、含水率大于85%的单井，掺水量应不超过0.5m3/h；日产液量小于10t的单井，掺水量应不超过0.6m3/h；回油温度大于32℃的环井，掺水量应不超过1m3/h。

通过不同掺水量井数的统计，计算该班组理论掺水量，对比实际运行掺水量。注采班组对该月掺水系统运行进行分析，作业区技术管理室与注采班组一起落实确定特殊井，并制定特殊井治理措施。根据掺水量运行计划，按照相关规定，进行不定期抽查，并实施月度考核。通过该方法的实施，使班组清楚单井掺水量指标，根据掺水量大小，合理安排启泵台数和排量，使掺水系统运行更加优化。

3采出液低温油水处理技术

由于低温集输后，转油站及联合站的来液温度下降，增加了油水处理难度，为进一步改善破乳效果，开展了低温输送工况条件下破乳剂配方筛选研究。室内配制90%含水油，加药30mg/L，破乳剂分别为现场在用破乳剂（FJ-A、FJ-B）和新研制低温破乳剂（KP1-C）。实验结果表明，采用低温破乳剂，相同条件下的沉降参数：沉降温度30~33℃、沉降时间30~45min，加药浓度为30mg/L，经过连续沉降，结果表明KP型号药剂放水明显较好，低温工况环境下可实现有效破乳。应用该低温破乳剂后，水驱脱水站游离水放水含油明显下降，放水含油由500～1000mg/L下降到300mg/L以下，同时，电脱水器运行平稳。所辖转油站掺水水质由312mg/L下降到200mg/L以下，实现了低温处理阶段采出液高效处理。

4采出水低温滤料再生技术

随着污水处理温度的降低，油水聚并分离难度增大，使过滤负荷加重，导致滤料表面黏附的油污难以清洗，使滤料的纳污能力下降，进而影响到过滤效果。需要解决低温工况下滤料冲洗问题，确保污水低温处理。应用了低温输送工况条件下反冲洗优化公式，在不进行滤料清洗、更换等措施的前提下，利用现有工艺实现大幅度的提高反洗效果，达到节省投资的

目的。以聚A污水处理站为例，低温输送前来水温度为33℃，在来水含油120mg/L，悬浮物21mg/L的基础上，经过两级沉降+两级过滤，外输含油、悬浮物可以稳定控制在20m/L以内。

为改善过滤效果，开展调整反冲洗参数试验。结合前期研究认识，确定了石英砂滤罐反冲洗参数优化计算公式，根据公式对聚A污水处理站反冲洗参数进行调整。石英砂滤罐反冲洗参数优化计算方程如式（1）所示：

式中：Ua为不同阶段的反冲洗强度，L/m2·s；U为设计反冲洗强度，取值16L/m2·s；μ0为污水的黏度标准值，一般为0.67mPa·s；μ1为实际污水黏度，0.85mPa·s。

由式（1）可见，按照新反冲洗参数调整后，该污水处理站反冲洗启动强度由9.95L/s·m2调整8.67L/s·m2，大强度冲洗强度由14.37L/s·m2调整至13.87L/s·m2。调整后过滤罐滤后水质明显改善。新的反冲洗参数能够有效提高滤后水质，进一步验证了石英砂滤罐反冲洗参数优化公式适用于低温输送阶段污水处理现场。

此外，调参前对该污水站的6#滤罐进行了开罐检查，通过开罐发现低温集输后，滤料中含油量由5.619mg/L上升到7.443mg/L、杂质含量由2.049%增加到4.152%，压差增加，反映滤料发生了污染。采用调整后的反冲洗参数后，使每一次滤料再生后的起始压差均能降到一个较低的水平，过滤周期结束后板结的滤层得以充分破碎和流化，避免了滤料由于膨胀高度过大造成的跑料现象。说明新的反冲洗参数更加合理，能够解决低温工况下滤料再生问题。调整反冲洗参数后，在反冲洗时间不变的情况下，以直径4m单罐为例，单罐日反洗水量由109.97m3下降至101.90m3。按照单站20座滤罐计算，每年低温集输阶段可减少反洗水量12877.5m3，节电729.7kWh。

5结论

1）高含水油田能耗控制是系统工程，应该从原油集输、脱水及污水处理三方面协同控制，实现系统管理。

2）围绕温度界限严格控制生产运行参数，将单井掺水量分为普通井及特殊井分类制定，在保证生产正常运行的前提下，优化调整掺水量及掺水温度，整体掺水规模得到显著下降。与2023年对比，累计减少掺水耗电166×104kWh，节约集输系统能耗。

3）低温工况下，采出液黏度变大，油水分离困难。通过筛选应用合适的采出液低温破乳剂，水驱脱水站游离水放水含油量由500～1000mg/L下降到300mg/L以下，所辖转油站掺水水质由312mg/L下降到200mg/L以下，实现了低温处理阶段采出液高效处理。

4）在不改变现有工艺条件下，通过匹配合理的反冲洗参数，能够有效解决低温工况下滤料再生问题，同时进一步降低耗电量。

参考文献：

[1]寇秋涣．高含水老油田原油集输系统智能运行的探讨分析[J]．石油石化节能，2023，13（5）：76-80．