實(shí)施“少煙工程”、助力降本增效

邊孝琦 任春梅 劉永斌 馬緒軍

中石油作為國(guó)內(nèi)最大油氣生產(chǎn)商和供應(yīng)商，同時(shí)也是高耗能企業(yè)，能源消耗量約占全國(guó)能源消費(fèi)總量的3%。為實(shí)現(xiàn)國(guó)家節(jié)能減排的約束性目標(biāo)，2017年計(jì)劃實(shí)現(xiàn)節(jié)能量72×104t（標(biāo)煤），任務(wù)十分艱巨。

與國(guó)內(nèi)其它油田相比，大慶油田地處高寒地帶，環(huán)境溫度低，極端最低氣溫-36.2℃，冰凍時(shí)間長(zhǎng)，平均積雪天數(shù)192天，并且原油物性差，原油具有“三高”特點(diǎn)，即含蠟量高（20%～35%）、凝固點(diǎn)高（30～40℃）、黏度高（21～59 mPa·s）。由于上述不利條件的存在，導(dǎo)致集輸系統(tǒng)能耗高，建設(shè)投資和運(yùn)行成本高等問(wèn)題，客觀上制約了油田的低成本、高效益開發(fā)建設(shè)。

1 總結(jié)科研成果、夯實(shí)技術(shù)基礎(chǔ)

大慶油田能量消耗主要集中在集輸系統(tǒng)，因此，油田地面科研人員，多年來(lái)堅(jiān)持不懈地創(chuàng)新新技術(shù)、探索新模式，努力為實(shí)現(xiàn)油田高效開發(fā)提供技術(shù)支持。

油田地面工程技術(shù)發(fā)展的總體目標(biāo)在不同時(shí)期有不同的側(cè)重。目前，油氣集輸主體工藝的總體要求是以“三全、兩配套、一化”為目標(biāo)。“三全”即油、氣、水系統(tǒng)全密閉，油、氣、水產(chǎn)物全處理，油、氣、水質(zhì)量全合格；“兩配套”即配套高效低耗工藝、高效節(jié)能設(shè)備；“一化”即生產(chǎn)管理自動(dòng)化。其中，以高效低耗工藝、高效節(jié)能設(shè)備配套的高效工藝系統(tǒng)是近期科技工作的重點(diǎn)[1]。

近些年，通過(guò)低耗節(jié)能集輸技術(shù)攻關(guān)，率先在我國(guó)石油系統(tǒng)試驗(yàn)研究成功可大面積推廣應(yīng)用的高寒地區(qū)高凝原油采出液低溫集輸處理工藝技術(shù)，形成了低溫集油、低溫脫水、單管環(huán)狀摻水等低能耗運(yùn)行模式，突破了現(xiàn)行技術(shù)界限，使其能耗和效率指標(biāo)都達(dá)到了高效集輸與處理系統(tǒng)要求的指標(biāo)，取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益。

1.1 低溫集油

低溫集油是油田進(jìn)入高含水開發(fā)后期降低能耗的重要手段之一，可以實(shí)現(xiàn)節(jié)氣、節(jié)電的雙重效果。

“十二五”期間，大慶油田承擔(dān)了中石油股份公司低碳重大科技專項(xiàng)首席課題“高含水油田節(jié)能節(jié)水關(guān)鍵技術(shù)研究”，認(rèn)真分析高含水原油集輸特性，以管輸特性研究為手段，大力開展低溫集油科技攻關(guān)。針對(duì)油田高含水期特點(diǎn)，積極實(shí)踐與探索，通過(guò)室內(nèi)模擬計(jì)算與現(xiàn)場(chǎng)透明管試驗(yàn)確定了不加熱集輸和處理的技術(shù)界限和實(shí)現(xiàn)方式。根據(jù)油井的產(chǎn)液量、含水率和井口回壓來(lái)確定采用低溫集油的類型，形成了停摻水集油、摻常溫水集油、降溫?fù)剿腿N工藝類型。并研制出了定量摻水閥與油井定量摻水新工藝，形成了保障摻常溫水不加熱集油系統(tǒng)長(zhǎng)期穩(wěn)定運(yùn)行的關(guān)鍵技術(shù)[1]。

“十二五”期間，大慶油田的單井摻水量較“十一五”初期平均降低40%～50%。截止到2016年底，大慶油田實(shí)施各類不加熱集輸油井4.94萬(wàn)口，季節(jié)性停運(yùn)加熱爐757臺(tái)，停運(yùn)摻水泵366臺(tái)，可節(jié)約能耗40%以上，其中2016年集輸噸液耗氣1.33 m3，噸液耗電1.37 kWh，分別比上一年降低0.01 m3，0.02 kWh。

1.2 低溫脫水

進(jìn)入高含水開發(fā)后期，大慶長(zhǎng)垣油田一段游離水脫除溫度38～40℃。通過(guò)室內(nèi)藥劑篩選和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，研發(fā)了低溫破乳劑，在來(lái)液含水90%左右、聚合物含量在100～260 mg/L情況下，使游離水脫除溫度降低到30～32℃。上述條件下所有游離水脫除器運(yùn)行正常，處理后各項(xiàng)指標(biāo)滿足生產(chǎn)需要。研發(fā)的低溫破乳劑在采出液低溫狀態(tài)下具有良好的破乳性能，具有取代常規(guī)破乳劑、廣泛應(yīng)用的前景。

通過(guò)對(duì)大慶油田低溫游離水脫除技術(shù)研究，突破了現(xiàn)行的采出液集輸處理技術(shù)界限，形成了采出液集輸處理的低能耗運(yùn)行模式，集輸噸油耗氣降低了40%。

1.3 單管環(huán)狀摻水

為了簡(jiǎn)化地面工藝技術(shù)，降低建設(shè)投資和運(yùn)行成本，地面原油集輸工藝一直在不斷的探索與創(chuàng)新，經(jīng)過(guò)多年來(lái)的摸索，外圍油田集油工藝已由90年代初期的雙管摻水集油工藝逐步發(fā)展成為今天單管環(huán)狀減量摻水工藝，與雙管摻水流程相比，集油工藝由三級(jí)布站改為二級(jí)半布站，雙管改為單管多井串接，計(jì)量站改為集油閥組間，固定熱洗改為活動(dòng)熱洗，集油、摻水管道及站內(nèi)設(shè)施大幅度減少，耗電、耗氣量明顯下降。截止到2016年底，大慶油田共有19 692口油井采用該工藝，取得了降低投資和節(jié)約能耗30%以上的效果。

2 設(shè)計(jì)“少煙工程”

結(jié)合科技創(chuàng)新和技術(shù)突破，大慶油田在規(guī)劃設(shè)計(jì)中深入貫徹“少煙工程”的理念，積極推廣應(yīng)用優(yōu)化的工藝參數(shù)和簡(jiǎn)化的建設(shè)模式，達(dá)到降本增效的目的。

2.1 大慶油田原油集輸特性

1）全面推廣不加熱集油不具備條件。大慶油田環(huán)境溫度低，并且原油具有“三高”特點(diǎn)，需要采取摻水伴熱等方式確保正常集輸；同時(shí)老區(qū)通過(guò)三次采油，有含水下降歷經(jīng)轉(zhuǎn)向點(diǎn)的情況，外圍油井含水一般由低到高，也有途經(jīng)轉(zhuǎn)向點(diǎn)的過(guò)程，上述條件決定了必須通過(guò)摻水等方式來(lái)緩解轉(zhuǎn)向點(diǎn)集輸困難的問(wèn)題，所以目前全面推廣不加熱集油尚不具備條件。

2）全面推廣單管集油不具備條件。長(zhǎng)垣老區(qū)產(chǎn)液量高的高凝油井，熱洗周期短，需要建設(shè)固定熱洗流程，同時(shí)為了滿足單井計(jì)量精度的需要，老區(qū)仍需采用雙管摻水熱洗流程，所以目前大慶油田全面推廣單管集油尚不具備條件。

鑒于上述原因，如何摻好水，即能起到節(jié)能作用，又能保證生產(chǎn)是大慶油田首要解決的問(wèn)題，實(shí)踐證明降低集輸溫度，降低摻水量是目前大慶油田節(jié)能降耗的最佳方式。

2.2 低溫集輸參數(shù)優(yōu)化及效果

1）工藝及參數(shù)優(yōu)化。為了降低集輸能耗，合理利用資源，油田設(shè)計(jì)人員總結(jié)已有科研成果，經(jīng)認(rèn)真分析和反復(fù)研討，突破傳統(tǒng)技術(shù)瓶頸，總結(jié)出一套適合高寒地區(qū)的低溫集輸處理工藝參數(shù)。

優(yōu)化后油井采出液進(jìn)站溫度相對(duì)優(yōu)化前降低了3～5℃，降低到目前的凝固點(diǎn)進(jìn)站；平均單井摻水量老區(qū)降低30%左右，外圍降低40%左右。通過(guò)低溫破乳劑的使用，將大慶長(zhǎng)垣油田一段游離水脫除溫度降低到30～32℃，降低8℃左右。

通過(guò)集輸工藝優(yōu)化，將外圍低產(chǎn)井的集油工藝由雙管摻水簡(jiǎn)化為單管環(huán)狀摻水，優(yōu)化后摻水量降低30%以上。

2）優(yōu)化效果。優(yōu)化后的工藝參數(shù)使得集輸能耗下降，地面建設(shè)投資降低，經(jīng)濟(jì)效益和節(jié)能效果顯著。另外新的技術(shù)參數(shù)推廣應(yīng)用后，不僅新井應(yīng)用新的技術(shù)參數(shù)進(jìn)行設(shè)計(jì)，同時(shí)已建油井也按新技術(shù)參數(shù)運(yùn)行，即增大了已建站場(chǎng)設(shè)施的利用潛力，又減少了新增建設(shè)規(guī)模。

對(duì)于2017年新建的水驅(qū)油井，按照新的工藝參數(shù)，在產(chǎn)能中采用PIPEPHASE軟件進(jìn)行模擬計(jì)算，通過(guò)不斷調(diào)整計(jì)算模型中單井摻水量、集輸管徑等16項(xiàng)輸入?yún)?shù)（單井產(chǎn)油量、產(chǎn)液量、含水率、油氣比，擬選管道外徑、內(nèi)徑，管道長(zhǎng)度、K值，原油密度、凝固點(diǎn)、黏度，天然氣密度，井口出油溫度，平均地溫，擬定單井摻水量、摻水溫度），經(jīng)多次反復(fù)試算，在滿足單井回壓低于1MPa，產(chǎn)液進(jìn)轉(zhuǎn)油站溫度達(dá)到凝固點(diǎn)的條件下，最終確定上述新井摻水量相對(duì)參數(shù)調(diào)整之前降低30%～40%，2017年可減少摻水量440×104m3，可少建1.5 MW摻水爐16臺(tái)、40 m3/h摻水泵15臺(tái)、?4×16的三合一2臺(tái)，減少泵房面積240m2、占地面積2400 m2，該項(xiàng)可節(jié)約建設(shè)投資2450萬(wàn)元。

對(duì)于2017年采用單管環(huán)狀摻水集油工藝的外圍新井，集油管道數(shù)量與雙管摻水工藝相比節(jié)省40%以上，同時(shí)站內(nèi)新建規(guī)?？s減30%以上，整體建設(shè)投資降低30%以上，2017年采用單管環(huán)狀摻水工藝的新井預(yù)計(jì)可節(jié)約投資3100萬(wàn)元；可減少摻水量250×104m3。

摻水量降低后還使外圍單管環(huán)狀摻水工藝油井的集輸半徑增大20%以上，集輸管徑縮減一級(jí)以上（如DN65可降為DN50），通過(guò)縮減集輸管徑，預(yù)計(jì)2017年可節(jié)約建設(shè)投資2800萬(wàn)元。

對(duì)于2017年大慶長(zhǎng)垣老區(qū)的新井，相對(duì)參數(shù)調(diào)整之前，2017年可減少一段脫水加熱負(fù)荷6MW，少建1.5 MW摻水爐4臺(tái)、可節(jié)約建設(shè)投資480萬(wàn)元；預(yù)計(jì)可減少年運(yùn)行費(fèi)用690萬(wàn)元。

即通過(guò)集輸參數(shù)優(yōu)化和工藝簡(jiǎn)化，預(yù)計(jì)2017年可節(jié)約建設(shè)投資共計(jì)8830萬(wàn)元；可減少集輸耗氣3300×104m3，減少集輸耗電680×104kWh，可減少年運(yùn)行費(fèi)用4360萬(wàn)元。

2.3 采暖系統(tǒng)優(yōu)化及效果

1）優(yōu)化方式。站場(chǎng)設(shè)置供熱系統(tǒng)需滿足工藝伴熱和廠房采暖兩種需要，采暖負(fù)荷僅占總供熱負(fù)荷的20%～35%。在高寒的生產(chǎn)環(huán)境下，既要滿足生產(chǎn)管理，又要節(jié)能降耗，設(shè)計(jì)人員采取了多項(xiàng)有效措施：

一是站場(chǎng)內(nèi)閥組間、大罐閥室不采暖；二是遠(yuǎn)離集中熱源的計(jì)量站采用井口摻熱水作為熱源；三是采暖熱水進(jìn)戶設(shè)可調(diào)節(jié)閥門，用于室內(nèi)溫度調(diào)節(jié)；四是用室內(nèi)工藝管道及機(jī)泵散熱補(bǔ)償部分采暖用熱。

同時(shí)，為了使節(jié)能降耗的思想貫徹到每一個(gè)設(shè)計(jì)人員，2016年編制了《油田站場(chǎng)建筑物采暖通風(fēng)及室內(nèi)工藝管道保溫要求技術(shù)規(guī)定》（ZJ-S000-0001），該規(guī)定在依據(jù)規(guī)范的基礎(chǔ)上降低了工業(yè)廠房的采暖溫度，取消了廠房?jī)?nèi)部分管線的保溫設(shè)計(jì)，統(tǒng)一了廠房通風(fēng)要求，并要求在采暖設(shè)計(jì)中充分考慮管道及附屬設(shè)施、機(jī)泵等散熱，減少采暖設(shè)施。

優(yōu)化采暖建設(shè)方式后可節(jié)約能耗20%以上，既能滿足生產(chǎn)管理操作需求，又能實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗的目標(biāo)。

2）優(yōu)化效果。在2017年新建及擴(kuò)建工藝廠房均按照《油田站場(chǎng)建筑物采暖通風(fēng)及室內(nèi)工藝管道保溫要求技術(shù)規(guī)定》要求執(zhí)行，并充分考慮了室內(nèi)管閥件散熱量，減少了室內(nèi)暖氣片的數(shù)量。

設(shè)計(jì)人員通過(guò)對(duì)室內(nèi)管線散熱、設(shè)備散熱、廠房墻體、門窗等附屬設(shè)備的散熱進(jìn)行精心核算并現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)證，努力用好每一份熱量。僅以2017年已設(shè)計(jì)完成的2座轉(zhuǎn)油放水站為例，設(shè)計(jì)中充分考慮管線、閥體散熱和機(jī)泵等設(shè)備散熱，經(jīng)過(guò)核算，取消工藝廠房采暖設(shè)施，降低采暖爐熱負(fù)荷0.7 MW，節(jié)省建設(shè)投資41萬(wàn)元，每年節(jié)約燃料氣19.5×104m3，節(jié)約成本23萬(wàn)元（表1）。

表1 2017年設(shè)計(jì)完成的2座油氣站場(chǎng)采暖系統(tǒng)優(yōu)化效果分析

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

1）大慶油田環(huán)境溫度低，并且原油具有“三高”特點(diǎn)，同時(shí)老區(qū)及外圍油井在生產(chǎn)過(guò)程中均有歷經(jīng)轉(zhuǎn)向點(diǎn)的情況，上述條件決定了必須通過(guò)摻水伴熱等方式來(lái)確保正常集輸，所以目前全面推廣不加熱集油尚不具備條件。

2）對(duì)于長(zhǎng)垣老區(qū)的高液高凝油井，為了滿足固定熱洗及單井計(jì)量精度的需要，老區(qū)多數(shù)油井仍需采用雙管摻水熱洗流程，所以目前大慶油田全面推廣單管集油尚不具備條件。

3）對(duì)于在運(yùn)老井，通過(guò)探索最優(yōu)摻水溫度及摻水量，針對(duì)不同情況分別采取停摻水集油、摻常溫水集油、降溫?fù)剿偷鹊蜏丶斈Ｊ?，平均單井摻水量較“十一五”初期平均降低40%～50%，可節(jié)約能耗40%以上。

4）對(duì)于產(chǎn)能新井，采用新的設(shè)計(jì)參數(shù)進(jìn)行設(shè)計(jì)，摻水進(jìn)站溫度相對(duì)原參數(shù)降低3～5℃，摻水量降低30%～40%，可節(jié)約能耗30%以上。

5）對(duì)于長(zhǎng)垣老區(qū)采出液的一段脫水，通過(guò)使用低溫破乳劑，降低脫水溫度8℃左右，噸油耗氣可降低40%[2]。

6）對(duì)于外圍低產(chǎn)井，采用單管環(huán)狀摻水集輸工藝，與雙管摻水相比，建設(shè)投資和摻水量均降低30%以上，可節(jié)約能耗30%以上。

7）采暖系統(tǒng)進(jìn)一步完善設(shè)計(jì)細(xì)節(jié)，通過(guò)降低工業(yè)廠房采暖溫度，用工藝管道散熱代替采暖設(shè)施，取消部分管線保溫設(shè)計(jì)等多項(xiàng)措施，可節(jié)約能耗20%以上。

8）大慶油田通過(guò)對(duì)低溫集輸處理技術(shù)的深入研究和采暖系統(tǒng)的進(jìn)一步優(yōu)化，形成了采出液集輸處理的低能耗運(yùn)行模式和先進(jìn)的采暖建設(shè)方式，并在規(guī)劃設(shè)計(jì)中大力推廣應(yīng)用，節(jié)省建設(shè)成本的同時(shí)大幅度降低了生產(chǎn)運(yùn)行能耗，達(dá)到降本增效的目的。

[1]石蕾.加強(qiáng)油田地面建設(shè)工程的施工質(zhì)量管理策略[J].化工管理，2014（20）：205.

[2]付林笙.薩北油田特高含水期原油低溫集輸及處理工藝研究[D].大慶：東北石油大學(xué)，2010.