陳海榮

摘 要：油田經(jīng)過(guò)三十多年的開(kāi)發(fā)，老區(qū)塊產(chǎn)量逐步遞減，集輸生產(chǎn)系統(tǒng)老化嚴(yán)重。針對(duì)油田站場(chǎng)外輸系統(tǒng)中外輸泵規(guī)格與實(shí)際外輸量差別大、耗電量高，本文提出了更換外輸泵、新增變頻器等措施；針對(duì)站場(chǎng)加熱系統(tǒng)中采用水套爐較多，傳熱不充分，燃燒不徹底的特點(diǎn)，采用真空加熱爐以達(dá)到節(jié)約燃料；針對(duì)伴生氣生產(chǎn)量大的特點(diǎn)，提出密閉集輸，集中回收的措施，達(dá)到減少伴生氣放空，節(jié)約資源的目的。

關(guān)鍵詞：油田；集輸系統(tǒng)；加熱爐；保溫及加藥；節(jié)能降耗

油田經(jīng)過(guò)三十多年的開(kāi)發(fā)，老區(qū)塊產(chǎn)量逐步遞減，生產(chǎn)系統(tǒng)經(jīng)長(zhǎng)期運(yùn)行，部分油氣站場(chǎng)接收處理的液量逐漸減少，站場(chǎng)規(guī)模相對(duì)較大，出現(xiàn)了“大馬拉小車”現(xiàn)象；部分站場(chǎng)現(xiàn)有燃燒系統(tǒng)配置較老，燃料燃燒不充分，造成了資源的浪費(fèi)；部分井場(chǎng)仍存在伴生氣利用率低隨意放空等現(xiàn)象。應(yīng)采取措施，提高資源利用率，減少能源損耗。針對(duì)部分老區(qū)塊資源遞減和地面工程效率低下的現(xiàn)狀，從降低油氣集輸能源消耗、降低油氣損耗量、進(jìn)行節(jié)能新技術(shù)試驗(yàn)、降回壓裝置等多項(xiàng)節(jié)能降耗措施。

1 油田現(xiàn)狀及節(jié)能技術(shù)適應(yīng)性評(píng)價(jià)

1.1 降低油氣集輸能耗

1.1.1 降低油氣集輸動(dòng)力消耗

（1）結(jié)合油藏特點(diǎn)和油藏形態(tài)、地形地貌、工藝流程及建設(shè)現(xiàn)狀，適應(yīng)油田滾動(dòng)開(kāi)發(fā)，合理確定項(xiàng)目規(guī)模，優(yōu)化系統(tǒng)布局，分期建設(shè)，形成集輸站場(chǎng)二級(jí)布站格局，簡(jiǎn)化工藝流程，界定經(jīng)濟(jì)合理的集輸半徑，減少油氣增壓次數(shù)，提高系統(tǒng)運(yùn)行效率。根據(jù)《油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》有關(guān)規(guī)定，低產(chǎn)油田的機(jī)械采油井采用管道集輸時(shí)，井口回壓可為1.0～2.5Mpa。不加熱集輸半徑基本控制在2.5km以內(nèi)，在殘塬地貌的出油管線需考慮爬坡帶來(lái)的附加壓降。（2）根據(jù)原油產(chǎn)量、集油半徑以及油品性質(zhì)（低產(chǎn)、低粘度、低凝點(diǎn)、低含水、高氣油比）等因素，集油工藝采用不加熱密閉集輸工藝，井組出油管線定期投球清蠟，降低井口回壓。該工藝充分利用原油的低溫流變性和含氣原油降凝降粘的特性，工藝簡(jiǎn)單、能耗低、投資省。3）原油脫水采用增壓點(diǎn)加藥、管道破乳、油氣水三相分離脫水工藝。由于管道破乳把油包水型乳狀液轉(zhuǎn)化為水包油型，或者分出部分游離水潤(rùn)濕管壁，可以降低管線壓降，達(dá)到節(jié)能目的。（4）增壓點(diǎn)外輸油氣管線安裝清管設(shè)施，定期清除管內(nèi)結(jié)蠟，確保管道運(yùn)行效率。增壓點(diǎn)原油加熱采用立式水套爐或真空加熱爐，采用爐體內(nèi)的熱盤(pán)管對(duì)原油進(jìn)行加熱，原油流經(jīng)管根據(jù)站場(chǎng)液體流量、加熱負(fù)荷、采暖負(fù)荷與油水加熱負(fù)荷比例進(jìn)行設(shè)計(jì)，確保加熱效果好，壓降小。（5）在輸油泵的選擇上，增壓點(diǎn)選擇高效混輸泵，聯(lián)合站選擇無(wú)泄漏、效率大于70%的高效離心泵。輸油泵使用變頻技術(shù)。

1.1.2 降低油氣集輸?shù)臒崮芟?/p>

（1）井口采取保溫及加藥措施，充分利用井口回壓、原油的地層余熱，采用叢式井單管不加熱密閉集輸工藝，進(jìn)行單井集油，節(jié)約井口加熱能耗。對(duì)于產(chǎn)液量大、超過(guò)集輸半徑的井組，可采用黃夾克保溫不加熱集輸，最大限度地利用原始地?zé)崮?。?）根據(jù)油田土壤濕度及地下水位特點(diǎn)，管道均采用溝埋敷設(shè)方式，埋設(shè)深度在冰凍線以下200mm。對(duì)于熱油管道，采用聚乙烯泡沫塑料黃夾克保溫技術(shù)，減少管輸原油散熱損失。管道保溫運(yùn)行能耗大大降低，一般1年左右即可收回保溫費(fèi)用投資。（3）聯(lián)合站、增壓點(diǎn)的加熱及換熱設(shè)備、儲(chǔ)存設(shè)備以及輸送熱介質(zhì)的原油管道、熱媒管道、熱水管道等均進(jìn)行保溫絕熱，地上設(shè)備及管道外部采用鍍鋅鐵皮，埋地設(shè)備及管道采用聚乙烯粘膠帶進(jìn)行保護(hù)。（4）確定加熱爐臺(tái)數(shù)和單臺(tái)負(fù)荷時(shí)，根據(jù)工藝計(jì)算的冬季高峰耗熱量配置加熱爐總負(fù)荷，夏季應(yīng)停運(yùn)加熱爐進(jìn)行檢修，選用單臺(tái)加熱爐負(fù)荷，確保加熱爐的負(fù)荷率高于80%。

1.1.3 降低原油脫水能耗

原油集中于聯(lián)合站進(jìn)行脫水，脫水采用油氣水三相分離器，利用增壓點(diǎn)來(lái)油余壓直接進(jìn)入

三相分離器，不設(shè)專門(mén)的脫水泵。原油脫水采用增壓點(diǎn)加藥、管道破乳、油氣水三相分離脫水工藝。聯(lián)合站含水油升溫至脫水溫度后，進(jìn)入三相分離器脫水，實(shí)現(xiàn)一段脫水達(dá)到凈化油標(biāo)準(zhǔn)。超低滲原油開(kāi)發(fā)初期，含水率低，且原油脫水后馬上進(jìn)行穩(wěn)定，脫水升溫的熱能得到有效利用。開(kāi)發(fā)后期油田含水上升，需二段沉降脫水時(shí)，可根據(jù)需要將流程調(diào)整為二段三相分離脫水流程，或三相分離、溢流沉降二段脫水流程。

1.2 降低油氣損耗量

1.2.1 油氣密閉集輸

集輸流程采用全過(guò)程的密閉集輸工藝，主要采取以下5項(xiàng)措施確保流程密閉：（1）井場(chǎng)套管氣回收。主要采用定壓閥回收套管氣，即在井場(chǎng)采用密閉油井套管，安裝定壓放氣閥回收套管伴生氣，當(dāng)套管氣壓力達(dá)到設(shè)定壓力后，定壓閥打開(kāi)，套管內(nèi)伴生氣進(jìn)入集油管線回收系統(tǒng)，避免因放空造成資源浪費(fèi)及環(huán)境污染。（2）增壓點(diǎn)密閉混輸技術(shù)。增壓點(diǎn)一般位于殘塬地貌油區(qū)，規(guī)模較小。主要針對(duì)油田復(fù)雜、破碎、多變的地形，對(duì)于偏遠(yuǎn)、地勢(shì)較低和沿線高差起伏變化大的井組采用增壓點(diǎn)增壓輸送，以降低井口回壓，加大輸送距離。根據(jù)實(shí)踐，伴生氣遞減速度較快，為避免氣量遞減過(guò)快造成管線閑置，增壓點(diǎn)集輸工藝建議采用混輸流程。（3）油氣水三相分離工藝。聯(lián)合站選用的油氣水高效三相分離器，依靠油、氣、水之間的互不相容及各相間存在的密度差進(jìn)行分離。該工藝與傳統(tǒng)大罐沉降工藝相比，脫水流程密閉，避免了油氣損耗，體積小，熱損失小，還可大大減少占地面積。（4）原油穩(wěn)定和輕烴回收工藝。經(jīng)過(guò)三相分離后的原油直接進(jìn)入常壓油罐時(shí)，由于壓力降低，有大量氣體析出，呼吸損耗很大。因此三相分離器出口凈化油直接進(jìn)行原油穩(wěn)定，穩(wěn)定后原油再進(jìn)罐儲(chǔ)存，可有效減少油氣損耗。伴生氣與穩(wěn)定氣經(jīng)氣體處理裝置分離后，干氣作為燃料，液化氣、穩(wěn)定輕油外銷。（5）原油儲(chǔ)存。由于超低滲原油閃點(diǎn)低，原油經(jīng)過(guò)穩(wěn)定后選用浮頂儲(chǔ)進(jìn)行儲(chǔ)存，同時(shí)在儲(chǔ)罐上安裝阻火器和呼吸閥。另外，浮頂罐的浮頂邊緣密封，在一次密封的基礎(chǔ)上增加二次密封結(jié)構(gòu)，減少呼吸損耗。原油儲(chǔ)存溫度一般為30℃，比油品凝固點(diǎn)僅高出7℃，罐內(nèi)設(shè)必要的保溫用加熱盤(pán)管，儲(chǔ)罐罐體設(shè)置保溫層，防止熱量散發(fā)。

1.2.2 原油穩(wěn)定

原油穩(wěn)定是一項(xiàng)節(jié)能項(xiàng)目，既回收了寶貴的輕烴組分，又降低了原油在儲(chǔ)運(yùn)過(guò)程中的揮發(fā)損耗，還大大提高了儲(chǔ)運(yùn)過(guò)程的安全性。原油穩(wěn)定裝置與原油脫水及外輸進(jìn)行統(tǒng)籌，優(yōu)化了換熱流程，合理利用能量。

1.2.3 輕烴回收

根據(jù)原料氣壓力、組分，輕烴回收需加壓及制冷，目的是為了回收C3及更重的烴類。根據(jù)有關(guān)技術(shù)要求，以回收C3+為主的裝置，C3收率為60%～90%。通過(guò)工藝計(jì)算，輕烴回收工藝采用改進(jìn)型冷油吸收工藝可滿足要求。輕烴回收裝置的干氣供聯(lián)合站加熱爐用氣外，剩余伴生氣可建CNG站，供鉆機(jī)及附近燃油站場(chǎng)用氣，也可作為商品氣外銷。

2 節(jié)能新技術(shù)試驗(yàn)

油田普遍采用不加熱集輸工藝，由于地形環(huán)境的限制，長(zhǎng)距離、高回壓井組難以避免，目前此類井組多采用簡(jiǎn)易水煮爐加熱，富余伴生氣放空的方式，因此存在一定安全和環(huán)保問(wèn)題。針對(duì)長(zhǎng)距離、高回壓井組，開(kāi)展節(jié)能技術(shù)方面的研究：（1）研究降回壓工藝，包括加熱、增壓、管材等方面；（2）研究高回壓井組伴生氣的就地利用工藝?；貕焊哂途托枰鰤旱挠途囼?yàn)采用數(shù)字化井場(chǎng)降回壓裝置，具有降低井口壓力，提高輸油壓力，達(dá)到油井增產(chǎn)的目的。同時(shí)還具備井口密閉量油、取樣、測(cè)氣、測(cè)壓、天然氣回收、計(jì)量顯示直讀等功能。裝置具有自動(dòng)化程度高、測(cè)試精度高，搬運(yùn)靈活、安裝方便、結(jié)構(gòu)緊湊、安全可靠、操作簡(jiǎn)便等優(yōu)點(diǎn)。

參考文獻(xiàn)：

[1] 油氣集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗技術(shù)研究[J]. 陸裕. 化工管理. 2017（26）