轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)“低溫集+高溫輸”運行方式探討

馮成寶（大慶油田有限責任公司第五采油廠）

轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)“低溫集+高溫輸”運行方式探討

馮成寶（大慶油田有限責任公司第五采油廠）

低溫集油技術經(jīng)過多年的研究與應用，在集輸系統(tǒng)中取得了明顯的節(jié)能降耗效果。但持續(xù)低溫運行給污水處理帶來了不利影響。為了保證污水處理效果，滿足“高溫”來液的需求，優(yōu)化轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)運行模式，提出并實施“低溫集輸+高溫外輸”的新模式，節(jié)氣率達到13%以上，在滿足生產(chǎn)運行“溫度”要求的前提下，達到節(jié)氣降耗、降本增效的目的。

轉(zhuǎn)油站；低溫集；高溫輸

某廠天然氣產(chǎn)出主要為伴生氣。油田伴生氣主要用于油井采出液正常集輸、生產(chǎn)場所工藝伴熱及采暖等，剩余天然氣外輸。為了降低天然氣消耗，從“九五”期間即開始不加熱溫集油技術的研究與應用，2002年開始在某開發(fā)區(qū)開始推廣不加藥低溫或常溫集輸技術，從2005年開始，在全廠范圍內(nèi)推廣并深化低溫集輸技術，實施區(qū)塊由某開發(fā)區(qū)逐漸向其它2個區(qū)塊推廣，實施井數(shù)最多達1690口，停爐轉(zhuǎn)油站也逐年增加到21座；冬季降溫集輸井數(shù)最高1880口，最多達到2831口。夏季未實施常溫集油的轉(zhuǎn)油站全部實施摻低溫水運行。與原設計參數(shù)對比，年減少耗氣量均在1000×104m3以上。隨著低溫集輸技術的深入開展，集輸油溫度持續(xù)降低（最低至31℃），注入水質(zhì)要求日益嚴格，集輸節(jié)氣與水質(zhì)達標存在矛盾，需要新的技術及管理創(chuàng)新，保證油田安全、低耗運行。

1　轉(zhuǎn)油站運行現(xiàn)狀

2015年，全廠計劃19座轉(zhuǎn)油站實施常溫集油，其他轉(zhuǎn)油站實施低溫集油（摻水溫度夏季不超過45℃，冬季不超過55℃）。由于聯(lián)合站污水處理難度大，要求轉(zhuǎn)油站提高來液溫度（38℃以上），2015年全廠轉(zhuǎn)油站普遍采用摻高溫水運行，摻水溫度在65℃左右。

2015年全廠全年停摻水井實施188口，季節(jié)性停摻水井實施1058口。2015年全廠轉(zhuǎn)油站耗氣5926×104m3，占全廠耗氣的67.5%。集輸系統(tǒng)節(jié)氣主要環(huán)節(jié)在轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)，摻水（熱洗）供熱、采暖及工藝伴熱是轉(zhuǎn)油站耗氣的主要方式。

2　“低溫集+高溫輸”管理

油氣集輸指在油氣田內(nèi)，將油氣井采出的原油和天然氣匯集、處理和輸送的全過程。根據(jù)原油集輸系統(tǒng)工藝特點，將原油集輸系統(tǒng)分成集油、輸油（或輸液）2個單元。其中集油單元主要由油井、計量間及單井、計量間集輸油管道組成，輸油單元主要由外輸泵及管道組成。2個單元在轉(zhuǎn)油站通過摻水、供熱系統(tǒng)相互聯(lián)系。在集油單元采取全年停摻水、季節(jié)停摻水、控摻水、非生產(chǎn)井季節(jié)停摻水、計量間采暖控制等措施，減少單井摻水量、采暖供熱水量，盡可能降低回油溫度，即“低溫集”；在輸油單元，通過轉(zhuǎn)油站“摻水直接加熱外輸液”工藝改造或利用原有外輸加熱設施提高外輸溫度，以滿足聯(lián)合站來液溫度要求，即“高溫輸”。

1）“低溫集”。采取全年停摻水、季節(jié)停摻水、控摻水、非生產(chǎn)井季節(jié)停摻水等措施，減少單井摻水量，在保證油井安全生產(chǎn)的前提下，盡可能降低回油溫度，達到節(jié)氣目的。

2）“高溫輸”。為了保證污水處理效果，需要提高污水處理溫度，聯(lián)合站來液溫度一般保持在38℃以上。轉(zhuǎn)油站外輸溫度一般在39～40℃。2015年5月選取某廠4座轉(zhuǎn)油站，實施“高溫輸”。根據(jù)各站的工藝流程特點，采取5種方式升高轉(zhuǎn)油站外輸溫度進行對比［1］（表1）：

1）提高摻水溫度。不改變目前摻水運行狀態(tài)，提高摻水溫度及摻水量，提高各站、間的回油溫度，從而升高外輸溫度。

2）站內(nèi)油水聯(lián)通加熱。采取分開運行的方式，站內(nèi)啟運低溫爐1臺，保證油井的正常生產(chǎn)，另啟1臺高溫爐，導通油水連通，高溫水直接進三合一，升高來液溫度后外輸。

3）啟運外輸加熱爐，使外輸溫度達到需要值。目前某作業(yè)區(qū)4座轉(zhuǎn)油站具備外輸加熱流程。

4）計量間油水聯(lián)通加熱。利用計量間油水聯(lián)通，使個別計量間來液溫度增加，使外輸液溫度升高。

5）摻水直接加熱外輸液。不具備油水聯(lián)通工藝，通過改造，使站內(nèi)摻水可直接對外輸液進行加熱。

表1　各升溫方式優(yōu)缺點對比

在轉(zhuǎn)油站采用站內(nèi)油水聯(lián)通加熱，向外輸液中摻高溫水的方式，提高外輸液溫度。

3　管理實施效果

3.1實施效果預測

對不同摻水溫度下，摻水集油管線的溫度損失情況進行模擬計算，計算結(jié)果詳見表2。模擬結(jié)果表明，采用“低溫集+高溫輸”方式較“高溫集輸”方式節(jié)氣效果約11%。

表2　沿程溫降模擬計算及耗氣預測統(tǒng)計

從某廠選取的4座轉(zhuǎn)油站，開展“低溫集+高溫輸”試驗（表3）。試驗表明，平均摻水總量下降409 m3/d（4.6%），耗氣量下降3561 m3/d（13.6%），耗電量下降786 kWh/d（8.2%）。

3.2實施效果

1）形成一套新的運行管理模式。在天然氣消耗管理中，創(chuàng)立并完善了“低溫集+高溫輸”運行模式，改變了傳統(tǒng)的“低溫集輸”、“高溫集輸”運行方式，最大程度上發(fā)揮的低溫集油的節(jié)氣作用，解決了因低溫集輸造成的污水“低溫處理”不利影響，提高了水質(zhì)達標率。

2）低溫集油規(guī)模增加。在滿足“高溫外輸”要求的情況下，低溫集油井實施規(guī)模增加，與2014年對比，季節(jié)停摻水井數(shù)增加879口，低溫或常溫集油井數(shù)增加213口，低溫或常溫站增加5座。回油溫度降低2～3℃，外輸溫度（或聯(lián)合站來液溫度）超過38℃。

表3　試驗主要運行數(shù)據(jù)統(tǒng)計

3）運行費用得到控制。2015年全年預計天然氣消耗10 664×104m3，通過深入推廣“低溫集+高溫輸”運行模式，與“高溫集輸”對比，年節(jié)約天然氣2164×104m3，其中當年減少700×104m3，節(jié)約生產(chǎn)運行費用443.8萬元。

4）節(jié)能減排效益突出。年減少天然氣消耗700×104m3，折合9310 t標煤，相當于減少22 931 t CO2排放量，環(huán)境效益明顯。

4　結(jié)論

1）摻水熱洗合一轉(zhuǎn)油站運行調(diào)整有一定局限性。xx4轉(zhuǎn)油站采用方式二運行時，摻水壓力下降幅度較大，需運行大排量機泵，造成摻水耗電量增加；同時，由于轉(zhuǎn)油站內(nèi)加熱流程限制，加熱爐溫度無法分開運行，出口溫度維持72℃，溫升增加7℃，導致轉(zhuǎn)油站耗氣量增加。

2）“低溫集+高溫輸”降低了回油溫度，通過末端升溫，達到了節(jié)能降耗的效果。但油井回壓上升快，致使機采電量上升，需進一步摸索如何控制摻水量與溫度的關系，并作出經(jīng)濟效益評價。

3）“低溫集+高溫輸”運行模式的根本是“集油”與“輸油”分開考慮，要求油井采取停摻水、控摻水、摻低溫水等措施，才能充分挖掘系統(tǒng)節(jié)能潛力。

4）加快“低溫集+高溫輸”配套工藝的改造進度，擴大實施規(guī)模。目前全廠仍有17座站需進行配套工藝改造，工藝改造后可以進一步擴大“低溫集+高溫輸”規(guī)模，屆時可以對“低溫集+高溫輸”運行模式進行全面評價。

［1］孫曉紅.關于低溫集油實施過程中存在問題及思考［J］.石油石化節(jié)能，2013（11）:53-54.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.07.001

2016-01-20

（編輯沙力妮）

馮成寶，2004年畢業(yè)于大慶石油學院，從事基建工程管理工作，E-mail：fchengbao@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶市第五采油廠基建工程管理中心，163000。