外圍油田集輸系統(tǒng)降耗增效措施及效果分析

王志勇 華麗威 王利民 熊巍

1大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠

2中石油煤層氣有限責(zé)任公司臨汾采氣管理區(qū)

某外圍油田采油廠集輸系統(tǒng)耗能主要包括耗氣、耗電兩部分。“十三五”期間，集輸系統(tǒng)耗能占全廠總能耗的52.68%。通過系統(tǒng)規(guī)劃、優(yōu)化運(yùn)行、精細(xì)管控，大力實(shí)施技術(shù)和管理措施，為油田“有質(zhì)量、有效益、可持續(xù)”的發(fā)展提供地面保障[1]。

1 集輸系統(tǒng)建設(shè)現(xiàn)狀

截至2020 年底，某廠共有油水井11 261 口，集輸站場39座（聯(lián)合站6座、轉(zhuǎn)油站33座），集油閥組間288座，集油環(huán)1 442個，集輸管道5 957 km，加熱爐247臺。站外集油工藝采用環(huán)狀摻水和電熱集油。

“十三五”期間，基建油水井2 876口，集輸系統(tǒng)未建新站，少建閥組間33 座[2]。與2016 年相比，2021 年集輸脫水、轉(zhuǎn)油系統(tǒng)負(fù)荷率分別提高2.5 和13.4 個百分點(diǎn)，年降低運(yùn)行成本200 余萬元。同時，加大技術(shù)管理，重點(diǎn)解決了摻產(chǎn)比高、回油溫度高、加熱爐爐效低等問題。集輸系統(tǒng)基本參數(shù)見表1。

表1 集輸系統(tǒng)基本參數(shù)Tab.1 Basic parameters of gathering and transportation system

2 節(jié)能措施及效果

2.1 優(yōu)化控制摻產(chǎn)比

摻產(chǎn)比為摻水量與產(chǎn)液量之比，直觀反映集油環(huán)經(jīng)濟(jì)集輸所需的摻水量，便于生產(chǎn)調(diào)控。以凝固點(diǎn)進(jìn)站為降溫集輸標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合油井產(chǎn)量、管道規(guī)格、集輸距離等參數(shù)，模擬建立摻水溫度與摻水量關(guān)系曲線。根據(jù)泵的特性曲線，在高效運(yùn)行區(qū)域內(nèi)尋找合理的摻產(chǎn)比，指導(dǎo)優(yōu)化運(yùn)行。

分別繪制每座轉(zhuǎn)油站參數(shù)曲線，確定合理摻產(chǎn)比范圍。通過優(yōu)化控制，2021 年摻產(chǎn)比控制到2.3，與2016 年5.3 相比下降了56.6%，年減少系統(tǒng)循環(huán)水3 300×104m3，年節(jié)電3 600×104kWh，年節(jié)氣1 600×104m3。

2.2 優(yōu)化集油管道運(yùn)行

（1）根據(jù)環(huán)狀集輸流程特性，開展試驗(yàn)研究，摸索出環(huán)狀摻水工藝溫度控制界限（原油凝固點(diǎn)）[3]，指導(dǎo)生產(chǎn)調(diào)控。按照不同區(qū)塊原油物性，編制“集輸系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行方案”，進(jìn)行常規(guī)環(huán)極限控制、特殊環(huán)駐間調(diào)控，每月實(shí)施正反流程倒運(yùn)。通過優(yōu)化控制溫度，閥組間平均進(jìn)站溫度達(dá)37.1 ℃（臨近凝固點(diǎn)運(yùn)行）[4]，方案符合率為93.6%。

（2）為保證集油系統(tǒng)的高效運(yùn)行，“十三五”期間，對少于2 口井的站實(shí)施關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)方式。通過水力、熱力計(jì)算，優(yōu)化管道走向，單井單環(huán)轉(zhuǎn)提撈停運(yùn)26個，合并低效集油環(huán)158個，縮短管道81.3 km，改善了水力、熱力條件。

（3）降溫集輸后，部分管道結(jié)蠟，有效管徑變細(xì)，集油壓力上升，由此對管道進(jìn)行通球降壓，站間管道、集油環(huán)增加臨時收球裝置。作業(yè)區(qū)根據(jù)壓力變化自行組織通球，提高了通球效率。2018 年以來，累計(jì)通球1 117 km，平均壓力下降25.5%。

（4）參照設(shè)計(jì)規(guī)范，編制了《廠管道防腐保溫維護(hù)操作手冊》，對集輸油管道穿孔維修進(jìn)行規(guī)范管理[5]。“十三五”期間，累計(jì)維修管道穿孔4 180處，共計(jì)1 520 km。

通過采取以上措施，回油溫度控制較“十三五”前降低2.8 ℃以上，年節(jié)氣840×104m3。

2.3 優(yōu)化加熱爐運(yùn)行

某廠在用加熱爐247臺，圍繞導(dǎo)熱性能和燃燒效率兩個指標(biāo)，在少結(jié)垢、清積垢等方面精細(xì)做文章，優(yōu)化運(yùn)行提效率。“十三五”期間，爐效保持在83%以上[6]。

（1）為提高換熱效率，在加熱爐火管內(nèi)壁涂刷紅外線新型節(jié)能涂料，增強(qiáng)熱能吸收率。累計(jì)77臺加熱爐用了該除料，其節(jié)氣率平均為5.1%。為提高爐效，應(yīng)用節(jié)能燃燒器239套，實(shí)現(xiàn)“高低溫報警”“泄漏報警”“爐效檢測”，優(yōu)化控制空氣系數(shù)、排煙溫度，減少熱損失，提高熱效率，其節(jié)氣率平均為8.3%。

（2）月度爐效測試，實(shí)時跟蹤調(diào)控燃燒器，確保空氣系數(shù)、排煙溫度等指標(biāo)滿足節(jié)能監(jiān)測指標(biāo)要求。結(jié)合清淤除垢周期，二合一、四合一清淤41臺次，水套爐、真空爐通球36 臺次，確保加熱爐始終在高效區(qū)運(yùn)行。

（3）四合一加熱段存在恒定油水界面，上部原油流速慢、停留時間長、溫度高；出水口設(shè)置在加熱段底部，按照水層溫度變化規(guī)律，底層溫度最低，加熱不充分，造成摻水溫度低。為改善四合一運(yùn)行狀態(tài)，利用設(shè)計(jì)院提供的方案，封堵了該廠36 臺四合一放水口。該方案改變了底水的流向，改善了加熱效果，爐效提高2%左右；降低了爐筒加熱溫差，油水界面高于火管頂部1.5 m，減小原油結(jié)焦，降低安全運(yùn)行風(fēng)險[7]。

通過采取以上措施，2021 年平均爐效達(dá)85.5%，較2016年提高1.5%，年節(jié)氣125×104m3。

2.4 優(yōu)化電熱工藝運(yùn)行

某廠電熱井518 口，分布在18 個區(qū)塊，共有43 個回路。電熱工藝采用“井口升溫、管道保溫”運(yùn)行方式，按照原油凝固點(diǎn)控制進(jìn)站溫度。結(jié)合回路油井生產(chǎn)情況，季節(jié)性優(yōu)化電加熱器，調(diào)整井口電加熱器溫度設(shè)定值，降低發(fā)熱功率148 kW；停運(yùn)電加熱器49臺，減少功率576 kW。

監(jiān)測最遠(yuǎn)井井口回壓，當(dāng)壓力超過1.0 MPa時[8]，及時熱洗或通球，保證節(jié)能效果，年節(jié)電370×104kWh。

2.5 優(yōu)化外輸系統(tǒng)運(yùn)行

（1）某聯(lián)合站外輸運(yùn)行現(xiàn)狀。2008 年建成X3增壓站，其設(shè)計(jì)能力為400×104t/a，設(shè)計(jì)壓力為6.3 MPa，管道全長39.1 km。根據(jù)預(yù)測，2020 年后外輸量逐年降低，實(shí)際運(yùn)行時能耗高。

（2）改造思路。在X1 聯(lián)增加一級喂液泵，外輸泵壓由5.16 MPa 提升至6.0 MPa，充分利用已建管道和外輸泵的能力，停運(yùn)增壓站，解決運(yùn)行中泵管壓差大、能耗高的問題[9]。

（3）根據(jù)實(shí)際運(yùn)行參數(shù)確定邊界條件。當(dāng)外輸壓力達(dá)到6.0 MPa 時，越站時外輸油量為505 m3/h，超過X1聯(lián)階段運(yùn)行峰值483 m3/h，能夠滿足X1聯(lián)的實(shí)際外輸需求。2021年5月10日正式停運(yùn)X3增壓站，X1聯(lián)泵管壓差下降3.9 MPa，減少管理點(diǎn)1處，減少用工11人，年節(jié)省成本450萬元。外輸管道壓降模擬計(jì)算結(jié)果見表2。

表2 外輸管道壓降模擬計(jì)算結(jié)果Tab.2 Pressure drop simulation calculation results of export pipeline

2.6 提高伴生氣回收利用率

（1）每年組織采油礦相關(guān)人員，學(xué)習(xí)組合收氣閥工作原理、操作規(guī)程、維修維護(hù)注意事項(xiàng)等內(nèi)容，做好現(xiàn)場組合閥的維護(hù)保養(yǎng)工作。

（2）以采油隊(duì)實(shí)際日回收伴生氣量為風(fēng)向標(biāo)，加強(qiáng)對套管閥門的檢查，對加藥后不及時關(guān)閥的現(xiàn)象嚴(yán)格追責(zé)考核，實(shí)現(xiàn)套管封堵率100%。

（3）將壓力嚴(yán)格控制在0.15 MPa以內(nèi)，保證伴生氣的產(chǎn)量。2021 年，氣油比較2016 年提高30 個百分點(diǎn)，多回收伴生氣1 190×104m3。

“十三五”以來，通過強(qiáng)化技術(shù)管理、新技術(shù)的推廣和節(jié)能改造的力度加大，年產(chǎn)液量增加435×104t，年產(chǎn)油量增加20×104t。集輸系統(tǒng)氣、電的消耗得到有效控制，噸液耗氣量由19.0 m3下降到11.8 m3，降幅為38.2%，累計(jì)節(jié)氣2.63×108m3；噸液耗電量由13.18 kWh 下降到7.29 kWh，降幅為44.6%，累計(jì)節(jié)電1.97×108kWh。“十三五”期間能耗指標(biāo)情況統(tǒng)計(jì)見表3。

表3 “十三五”期間能耗指標(biāo)情況統(tǒng)計(jì)Tab.3 Statistics of energy consumption indicators during the 13th Five Year Plan Period

3 下步工作安排

“十四五”期間，致密油區(qū)塊占開發(fā)主導(dǎo)地位，新建區(qū)塊分布偏遠(yuǎn)、零散，依托條件差，集輸半徑長，優(yōu)化簡化難度增加；老系統(tǒng)工藝、設(shè)備老化日益突出，集輸能耗控制難度大。下一步重點(diǎn)采取以下措施，做好降耗增效工作[10]。

3.1 工藝設(shè)計(jì)上要做到“兩個適時”

（1）適時推廣地面建產(chǎn)模式。以效益建產(chǎn)為目標(biāo)，繼續(xù)研究扶余油層布叢式井技術(shù)界限、應(yīng)用橇裝拉油、混輸接力建設(shè)模式。在源頭設(shè)計(jì)上，保證系統(tǒng)運(yùn)行負(fù)荷經(jīng)濟(jì)合理，提高工藝適應(yīng)性，為集輸系統(tǒng)能耗控制、降低運(yùn)行成本奠定基礎(chǔ)[11]。

（2）適時開展老系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整。集輸系統(tǒng)是油氣生產(chǎn)、處理及外輸最重要環(huán)節(jié)，隨著油田運(yùn)行時間延長，局部工藝會出現(xiàn)一定不適應(yīng)性，造成能耗、成本增加，管理難度大，需要加大方案論證，優(yōu)化簡化工藝，提高油田開發(fā)效益。

3.2 技術(shù)管理上要靠實(shí)“四個一”管理

（1）一站一策降摻產(chǎn)比。繼續(xù)摸索各站摻水和產(chǎn)液最優(yōu)匹配關(guān)系，日對標(biāo)、月考核，強(qiáng)化過程控制、摻產(chǎn)比控制。

（2）一線一策降損耗。及時跟蹤管道運(yùn)行狀況，對回壓上升站站管道、站間管道、集油環(huán)實(shí)施通球，降低壓力，提高輸量。以原油凝固點(diǎn)進(jìn)站為降溫集輸標(biāo)準(zhǔn)，強(qiáng)化回油溫度控制。

（3）一爐一策提爐效。繼續(xù)圍繞導(dǎo)熱性能和燃燒效率兩個指標(biāo)，及時清理火嘴并調(diào)整風(fēng)量配比。跟蹤壓裂返排液接收站，制定加熱爐清淤除垢合理周期。

（4）一隊(duì)一策提氣油比。以隊(duì)為單元，井上嚴(yán)抓套管封堵，站上嚴(yán)控分離壓力，進(jìn)一步提高伴生氣回收率。根據(jù)生產(chǎn)情況，季節(jié)性（5—10 月）停運(yùn)部分站干氣用量。

4 結(jié)論

集輸系統(tǒng)是油氣生產(chǎn)、處理及外輸最重要環(huán)節(jié)。隨著油田開發(fā)時間延長，局部工藝會出現(xiàn)一定的不適應(yīng)性，造成能耗、成本增加，管理難度大，需要適時優(yōu)化調(diào)整，提高油田開發(fā)效益。

站外集輸管網(wǎng)是集輸系統(tǒng)能耗損失的關(guān)鍵點(diǎn)，通過優(yōu)化集輸半徑、通球降壓以及開展管道完整性管理，能夠有效改善水力、熱力條件，降低生產(chǎn)損耗。通過緊盯摻產(chǎn)比、回油溫度、加熱爐爐效等關(guān)鍵參數(shù)，持續(xù)開展降溫集輸工作，提升生產(chǎn)運(yùn)行精細(xì)化管理水平，實(shí)現(xiàn)向管理要效益，是油田節(jié)能降耗關(guān)鍵途徑。