提高轉油站外輸溫度方式應用效果分析

王秀紅（大慶油田有限責任公司第五采油廠）

1 方案實施計劃

為提高污水處理系統的注入水質，在不改變污水處理工藝流程及合適藥劑的情況下，且在節能降耗的基礎上，通過提高轉油站外輸溫度將各轉油站至聯合站匯管來液溫度提升到39℃，使污水處理系統能夠較好有效的運行。目前部分作業區從年初至5月中旬聯合站匯管來液溫度最高為37℃，若對其2座轉油站實施停爐運行，聯合站匯管來液溫度還將進一步降低，為了更好的開展低溫集輸降低能耗工作，滿足油田生產及注入水質要求，對作業區集輸能量損失較大的兩個轉油站實施逐步提溫[1]。鑒于生產實際情況，常溫集輸方案全面實施不便于生產管理，在保證作業區整個集輸系統平穩運行的同時，采用“升溫一站、常溫一站”的方式逐步開展試驗[2]。作業區方案試驗前數據及計劃試驗方式見表1。

表1 作業區方案試驗前數據及計劃試驗方式Tab.1 Pre-test data and planned test method of operation area scheme

2 轉油站升溫試驗

2.1 1#轉油站

從節能降耗出發，為更好的提高污水處理后的水質，保證季節性常溫集輸順利進行，初步在3#轉油站開展季節性常溫集輸，其它各站來液溫度控制不變，其中首先對集輸條件差的1#轉油站進行升溫試驗[3]。

根據1#轉油站的集輸條件，其提溫方式主要采用兩種方式：一是打開油水連通升溫方式；二是提高單井回油溫度升溫方式。

2.1.1 油水連通升溫方式

打開1#轉油站油水連通，外輸溫度達到44℃時聯合站來液匯管溫度為39℃，實行更換機泵，啟小泵和啟大泵試驗[4]，提高集輸溫度站內能耗數據統計明細見表2。

表2 提高外輸溫度站內能耗數據統計明細Tab.2 Statistical details of energy consumption data in the station for increasing export temperature

在試驗過程中發現，當打開油水連通時，摻水泵壓迅速降低2.5 MPa以下，到距離遠的新區閥組間泵壓為1.7 MPa，為了保證新區摻水泵壓，首先采取控制老區摻水量，泵壓回壓上升約0.1 MPa，但是各計量（閥組）間回油溫度仍較低，1#轉油站外輸溫度最高為42℃，聯合站進站來液溫度低于39℃；其次采取大排量機泵運行試驗，由1#、2#摻水泵改為2#、4#摻水泵運行，泵壓上升約0.1 MPa，1#轉油站外輸溫度達到44℃，耗氣量平均增加近129 m3/d，耗電量平均增加18 kWh/d。

2.1.2 提高單井回油溫度方式

為更好的開展低溫集輸節能降耗，在不影響季節性停摻油井的情況下，采取提高1#轉油站新區5個計量（閥組）間回油溫度，提高未實施季節性停摻油井回油溫度，平均溫度控制在46℃以上，老區控制在42℃以上[5]，提高單井回油溫度站內能耗數據統計明細見表3。

表3 提高單井回油溫度站內能耗數據統計明細Tab.3 Statistical details of energy consumption data in the station for improving oil return temperature of single well

通過提高單井回油溫度，摻水壓力運行平穩，保持在2.5 MPa左右，外輸溫度為44℃，聯合站來液匯管溫度為39℃，摻水耗電量和摻水耗氣量與打開油水井連通方式對比均有所下降，能夠達到預定方案目標。

從表2和表3中可以看出，提高單井回油溫度與油水連通提溫方式對比摻水量、泵壓均上升，泵壓保持在2.5 MPa左右，根據1#轉油站生產實際情況及試驗得知，泵壓保持2.5 MPa以上才能保證新區油井集輸平穩運行，所以為更好的降低能耗，在滿足生產需求的同時，通過調整運行小排量機泵來提高單井回油溫度。

2.1 .3兩種升溫方式的效果評價及分析

通過對1#轉油站進行兩種升溫方式進行試驗對比，在摻水壓力、摻水溫度及外輸溫度一致的情況下，提高單井回油溫度效果較好，兩種提溫方式效果對比見表4。摻水耗電量下降主要是通過提高單井回油溫度時，我們調整機泵，首選小排量機泵[6]，摻水耗電量隨之下降。耗氣量減少原因主要是由于提高單井回油溫度使加熱爐溫差值由原來32℃下降28℃，致使摻水耗氣量下降[7]。兩種提溫方式效果對比，提高單井回油溫度摻水耗電節約40 kWh/d，耗氣量節約738 m3/d。

表4 兩種提溫方式效果對比Tab.4 Comparison of two raising temperature methods

2.2 4#轉油站

實施方案第二步，是對兩個集輸條件不好的轉油站實行升溫，兩個轉油站實行常溫集輸。

第一步已經對1#轉油站實行升溫試驗，現對4#轉油站開展不同升溫方式試驗，2#、3#轉油站實行常溫集輸，根據4#轉油站的集輸條件采取兩種方式開展升溫試驗：一是提高單井回油溫度升溫方式；二是打開油水連通升溫方式。兩種提溫方式站內能耗數據效果對比見表5。可以看出，提高單井回油溫度比油水連通提溫日增摻水耗氣量140 m3/d，由于油水連通提溫是在控制單井摻水量情況下保證外輸提溫方式，勢必影響單井回壓造成沖洗管線現象發生，不方便油井生產管理。

采取打開油水連通方式，按照4#轉油站的集輸條件需每個月沖洗管線1次（加熱爐出口達到70℃以上，摻水量達到1 700 m3/d左右），同時對端點井進行洗井，一般持續4 d[8]。

每月按30 d計算采取油水連通升溫總耗氣量：沖洗管線時記錄平均每天耗氣量為4 899 m3，則油水連通升溫每月總耗氣量為12.045×104m3；則采取打開油水連通升溫方式平均耗氣量為4 015 m3/d。

采取提高單井回油溫度雖然平均日增耗氣量4 m3，增加的較少，且相比油水連通提溫更適合于實際生產管理需求，所以通過兩種提溫方式效果對比建議4#轉油站采用提高單井回油溫度方式提溫。

通過對1#、4#轉油站采取的不同升溫方式試驗，分別得出四組不同的綜合數據，為更加合理確定兩個轉油站的提溫方式及溫度、壓力數據，綜合評價試驗效果，兩個轉油站不同提溫方式綜合效果評價見表6。

表6 兩個轉油站不同提溫方式綜合效果評價Tab.6 Comprehensive effect evaluation of different raising temperature methods in two oil transfer stations

從表6中可以看出，對1#、4#轉油站進行的兩種不同提溫方式，提高單井回油溫度可以節約一定的耗氣量，同時能夠使外輸溫度達到44℃，耗電量沒有增加，達到預定方案目標，滿足實際生產需求，5—10月份節約的耗氣量為13.212×104m3，天然氣價格按1.15元/m3計算，節約資金為15.193 8萬元。

綜合以上實驗數據，在1#、4#轉油站摻水溫度為72℃、65℃，外輸溫度都是44℃時能夠保證聯合站來液匯管溫度達到39℃，均采用提高單井回油溫度方式提溫更為節能降耗且便于實際生產管理，同時有效開展作業區季節性停爐、低溫集輸、節能降耗等工作，保障了整個集輸系統能夠平穩運行，減輕了聯合站污水處理系統的難度，提高了污水水質[9-10]。2021年作業區集輸方案見表7。

表7 2021年作業區調整后集輸方案Tab.7 Plan on gathering and transportation after adjustment in 2021

4 結論

1）油田開發后期隨著綜合含水的上升、低溫集輸規模的擴大及溫度界限的降低，對油田污水系統中的污水處理影響較大，若提高污水進站溫度，勢必對整個油田集輸系統造成能耗增加，根據目前油田污水處理實際情況，只能通過采取優化提溫方式。每個單位可根據自己的生產實際情況采取滿足生產需求的不同的節能降耗方式，為提高污水水質，保證注水質量，污水系統可適當做出調整：一是采取污水碳中和處理；二是采取適當措施提高污水低溫處理效果。

2）通過試驗可以看出轉油站摻水泵壓和摻水溫度的合理確定是影響轉油站集輸能耗重要因素。摻水溫度的高低對安全輸油影響較大，同時合理確定摻水溫度和采用正確的增溫方式又是影響轉油站集輸能耗的兩個重要因素，通過對1#轉油站和4#轉油站試驗論證，證明通過提高單井回油溫度的方式提高外輸溫度，不僅能夠節能降耗，更能夠滿足實際生產要求。