高含水油田集輸系統(tǒng)節(jié)能措施應(yīng)用分析

張顏如（大慶油田有限責(zé)任公司第四采油廠）

1 能耗規(guī)?？刂?/h2>

杏北油田集輸系統(tǒng)共有各類站庫57 座，加熱爐368 臺，機(jī)泵122 臺，為油田采出液原油集輸和處理提供生產(chǎn)場所和動力來源。

按照系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整[1]以及原址改造更新為主、專項技術(shù)維護(hù)為輔的思路，以區(qū)域優(yōu)化、站場優(yōu)化及管網(wǎng)優(yōu)化相結(jié)合的方式，結(jié)合站庫實際情況，通過采取“核減、合并、降級”的措施，實現(xiàn)優(yōu)化站場布局、縮減站庫密度、均衡區(qū)域負(fù)荷、提高系統(tǒng)運行效率的目的，確保原油集輸系統(tǒng)安全、高效、平穩(wěn)運行。

1）針對新增產(chǎn)能方面，堅持“三優(yōu)一簡”做法[2]。即采取地上地下一體優(yōu)化、站庫布局優(yōu)化、優(yōu)化能力利用、應(yīng)用簡化工藝的方式，充分利用已建系統(tǒng)剩余能力，降低新增產(chǎn)能規(guī)模，在源頭上降低投資、控制產(chǎn)能規(guī)模?！笆奈濉币詠恚ㄟ^利用已建19 座站庫剩余能力，減少新增計量間23座，已建站庫負(fù)荷率上升17.8%，耗電量下降0.1 kWh/t，耗氣量下降0.05 m3/t。

2）針對已建系統(tǒng)方面，按照“關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)”的優(yōu)化思路[3]，結(jié)合區(qū)域負(fù)荷變化進(jìn)行低負(fù)荷站庫優(yōu)化。“十三五”以來，累計優(yōu)化合并低負(fù)荷站場2 座。針對部分脫水站外輸油管道低輸高耗和影響穩(wěn)定輸送的問題進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，核減杏三原穩(wěn)處理站，調(diào)整杏二聯(lián)原油輸送方向至杏九聯(lián)；調(diào)整杏三聯(lián)原油外輸方向，經(jīng)杏十一聯(lián)至杏九聯(lián)。措施后外輸溫降平均從22 ℃下降至8 ℃，日外輸耗氣從3 100 m3下降至2 087 m3。

2 系統(tǒng)能耗控制

2.1 低常溫集輸制度

隨著油田進(jìn)入高含水率開發(fā)階段，摻水需求隨之下降[4]，為控制能耗規(guī)模，創(chuàng)建低常溫集輸管理模式。確定了4 月16 日至10 月15 日為常溫集輸階段，轉(zhuǎn)油站全面停爐運行；3 月10 日至4 月15 日、10 月16 日至12 月20 日為低溫集輸階段，非過渡帶地區(qū)轉(zhuǎn)油站摻水溫度控制在50 ℃以下，過渡帶地區(qū)轉(zhuǎn)油站摻水溫度控制在55 ℃以下；其他時間為冬季生產(chǎn)階段，摻水溫度控制在60 ℃以下。措施后全年累計節(jié)氣量為2 000×104m3。

2.2 精細(xì)摻水運行

自2017 年以來，杏北油田先后對37 座水驅(qū)轉(zhuǎn)油站6 825 口采油井推廣應(yīng)用精細(xì)摻水優(yōu)化技術(shù)，在保障末端脫水站30 ℃進(jìn)站的需求基礎(chǔ)上，通過開發(fā)優(yōu)化軟件、仿真建模的方式，精細(xì)定量單井摻水需求，實現(xiàn)“精細(xì)定參，精準(zhǔn)節(jié)能”的管理模式，指導(dǎo)基層班組“一井一參數(shù)、一站一方案”[5]，措施后年平均節(jié)電量為237×104kWh，節(jié)氣量為850×104m3。

2.3 季節(jié)性不加熱集輸

隨著采出液含水率不斷升高[6]，凝固點和黏度隨之下降，油氣水混合物的特性及流動狀態(tài)發(fā)生改變，部分區(qū)域摻水需求相對較低。2021 年，選取25 口井開展基于臨界黏壁溫度的單井集油試驗，驗證了回油溫度在凝固點以下10 ℃可正常生產(chǎn)。2022 年，擴(kuò)大試驗規(guī)模，在夏季期間組織10 座高含水率站庫停摻冷輸，平均回油壓力為0.5 MPa，全年累計節(jié)電量為226×104kWh，節(jié)氣量為297×104m3。季節(jié)性不加熱集輸示范區(qū)見表1。

表1 季節(jié)性不加熱集輸示范區(qū)Tab.1 Demonstration zone of seasonal unheated gathering and transportation

2.4 全年不加熱集輸

2009 年產(chǎn)能建設(shè)中，對西部過渡帶西一、西四、西二3 座轉(zhuǎn)油站的122 口油井實施單管深埋冷輸工藝。管道埋深2.0 m，井口采用電伴熱帶保溫。

經(jīng)過長期跟蹤，冷輸井平均回油壓力為0.45 MPa，略高于同區(qū)域摻水井回油壓力，冷輸井產(chǎn)液量為20 t/d，與同區(qū)塊摻水井產(chǎn)液量相當(dāng)。結(jié)合前期跟蹤認(rèn)識，對于高含水率油井，單管深埋冷輸工藝可以規(guī)模應(yīng)用，在節(jié)約管道改造資金的基礎(chǔ)上，能大幅降低集輸能耗，平均單井年可節(jié)電量為0.6×104kWh，節(jié)氣量為1.3×104m3，為油田進(jìn)一步降低集輸能耗提供指導(dǎo)依據(jù)[7]。西部過渡帶區(qū)域油井整體運行情況見圖1。

圖1 西部過渡帶區(qū)域油井整體運行情況Fig.1 Overall operation of oil wells in the western transitional zone region

2.5 執(zhí)行指標(biāo)分解管理模式

根據(jù)公司下達(dá)的能耗指標(biāo)，定制廠年度噸液耗電、噸液耗氣等技術(shù)指標(biāo)，分析集輸系統(tǒng)面臨問題，逐站開展?jié)摿Ψ治觯贫▽ｍ椫卫韺Σ?，總結(jié)提煉指標(biāo)完成出色的單位管理單耗指標(biāo)的經(jīng)驗做法[8]，制定各種耗氣設(shè)備的精細(xì)管理辦法。

3 提高加熱爐運行效率

加熱爐擔(dān)負(fù)著轉(zhuǎn)油站摻水、熱洗加熱任務(wù)，是油田的主要耗能設(shè)備[9]。為保障加熱爐高效平穩(wěn)運行，并提升加熱爐的精細(xì)化及信息化管理水平，杏北油田先后推廣應(yīng)用了爐況優(yōu)化技術(shù)、加熱爐完整性管理技術(shù)、煙氣余熱回收技術(shù)。

3.1 應(yīng)用爐況優(yōu)化技術(shù)

針對加熱爐排煙溫度高、運行爐效低的問題，引進(jìn)爐況優(yōu)化技術(shù)。該技術(shù)是通過中心處理控制器實時監(jiān)測加熱爐排煙溫度、煙氣氧含量等參數(shù)，通過調(diào)控裝置精確調(diào)整煙道擋板及合風(fēng)開度來調(diào)節(jié)排煙溫度和控制煙氣氧含量，達(dá)到提高加熱爐運行熱效率的目的。加熱爐爐況優(yōu)化運行原理圖見圖2。

圖2 加熱爐爐況優(yōu)化運行原理圖Fig.2 Principle of the operation of furnace optimization for heating furnace

杏北油田先后在10 座站庫的33 臺加熱爐推廣應(yīng)用了爐況優(yōu)化技術(shù)，跟蹤設(shè)備運行情況，排煙溫度降低53 ℃，空氣系數(shù)降低0.9，平均爐效提升14%。加熱爐爐況優(yōu)化裝置實施前后測試數(shù)據(jù)見表2。開展?fàn)t況優(yōu)化裝置試驗后，排煙溫度及空氣系數(shù)均達(dá)到相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范。

表2 加熱爐爐況優(yōu)化裝置實施前后測試數(shù)據(jù)Tab.2 Test data before and after the implementation of furnace optimization device for heating furnace

3.2 應(yīng)用完整性管理技術(shù)

針對加熱爐信息化管理水平相對較低的問題，引進(jìn)加熱爐完整性管理技術(shù)[10]。該技術(shù)主要由爐況優(yōu)化系統(tǒng)、室內(nèi)分控系統(tǒng)、加熱爐完整性管理集控系統(tǒng)三部分組成，具有爐效優(yōu)化管理、漏液檢測保護(hù)、自動點火熄火、高溫預(yù)警、敏感區(qū)域視頻監(jiān)控等功能，可實現(xiàn)加熱爐運行過程中全自動狀態(tài)檢測、監(jiān)測、智能診斷、數(shù)據(jù)采集與數(shù)據(jù)自動分析處理，保證加熱爐安全、平穩(wěn)、高效運行。

依托于產(chǎn)能建設(shè)項目，在4 座站庫的37 臺加熱爐推廣應(yīng)用了加熱爐完整性管理技術(shù)，跟蹤設(shè)備運行情況，排煙溫度降低16 ℃，空氣系數(shù)降低0.01，平均爐效提升8.65%。加熱爐完整性管理平臺實施前后測試數(shù)據(jù)見表3。

表3 加熱爐完整性管理平臺實施前后測試數(shù)據(jù)Tab.3 Test data before and after the implementation of integrity management platform for heating furnace

3.3 應(yīng)用煙氣余熱回收技術(shù)

為進(jìn)一步降低排煙溫度，引進(jìn)煙氣余熱回收技術(shù)。該技術(shù)工作原理為利用加熱爐排放煙氣余熱，通過外循環(huán)流程，將高溫余熱煙氣引入加煙氣余熱回收裝置后，實現(xiàn)被加熱介質(zhì)提前預(yù)熱。

依托于產(chǎn)能建設(shè)項目在三元-9 轉(zhuǎn)油放水站加裝3 臺加熱爐，推廣應(yīng)用了煙氣余熱回收技術(shù)，跟蹤設(shè)備運行情況，加熱爐進(jìn)液溫度平均提高6 ℃。將2.5 MW 節(jié)能提效加熱緩沖裝置和2.5 MW 普通加熱緩沖裝置進(jìn)行對比，排煙溫度下降61.5 ℃，空氣系數(shù)降低0.14，加熱爐運行效率提高5.38%。煙氣余熱回收技術(shù)實施前后測試數(shù)據(jù)見表4。

表4 煙氣余熱回收技術(shù)實施前后測試數(shù)據(jù)Tab.4 Test data before and after the implementation of flue gas waste heat recovery

4 結(jié)論

“十四五”以來，杏北油田多措并舉，形成了一套適用于高含水期油田優(yōu)化運行集輸模式：通過源頭上優(yōu)化簡化，站庫核減控規(guī)模；過程中運行優(yōu)化，推廣能量優(yōu)化技術(shù)，挖掘不加熱集輸潛力；節(jié)點上研發(fā)提效技術(shù)，提高設(shè)備運行效率，降低設(shè)備能耗。采用該模式，在油田生產(chǎn)規(guī)模不斷擴(kuò)大，產(chǎn)液量不斷上升的形勢下，集輸系統(tǒng)生產(chǎn)綜合能耗持續(xù)下降。措施推廣以來，能源消耗量由19.3×104tce下降到18.5×104tce，累計節(jié)約生產(chǎn)運行成本2 000萬元，為杏北油田低成本開發(fā)運行做出貢獻(xiàn)。