劉德生 李廣月

（1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院；2.中國石化股份有限公司）

1 基本情況

2 技術(shù)措施

目前，中國石化所屬油田企業(yè)共有油井5萬余口，開井近4萬口，日產(chǎn)液100×104t，日產(chǎn)油10萬余噸，綜合含水達90%以上，東部油田部分區(qū)塊含水高達95%以上，已進入特高含水開發(fā)后期。目前，國際原油價格持續(xù)低位，距盈虧平衡油價仍有差距，形勢依然嚴峻，油田老區(qū)生產(chǎn)運行存在集輸站庫負荷不平衡、節(jié)能降耗技術(shù)未實現(xiàn)規(guī)模化集成化應(yīng)用、三次采油產(chǎn)出液處理難度和費用增加等問題，如何采用低成本地面集輸處理技術(shù)，以提高質(zhì)量和效益為中心，以服務(wù)油氣生產(chǎn)為目標，實現(xiàn)地面系統(tǒng)優(yōu)化、節(jié)能降耗、提質(zhì)增效，是油田老區(qū)效益開發(fā)、可持續(xù)發(fā)展面臨的難題。

2.1 攻關(guān)推廣預(yù)分水技術(shù)

為解決水循環(huán)量逐年增大、加熱負荷大、輸送能耗高等問題，攻關(guān)推廣預(yù)分水技年節(jié)能降耗近10億元。

一是聯(lián)合站應(yīng)用“先分水后加熱”工藝，針對稠油攻關(guān)形成了高頻聚結(jié)分水技術(shù)，降低加熱能耗80%。以某油田為例：在62座聯(lián)合站應(yīng)用“先分水后加熱”工藝，針對稠油攻關(guān)形成了高頻聚結(jié)分水技術(shù)，減少加溫液量70%，降低加熱能耗80%，年節(jié)約燃料油36.5×104t。

二是接轉(zhuǎn)站應(yīng)用“就地分水、就地處理、就地回注”處理工藝。勝利油田在48座接轉(zhuǎn)站應(yīng)用此處理工藝，接轉(zhuǎn)液量17.3×104m3/d，分水量達11.2×104m3/d，年節(jié)能降耗2 775萬元（圖1）。

圖1 接轉(zhuǎn)站的處理工藝

研發(fā)了一體化預(yù)分水撬裝裝置（圖2），不加藥情況下，含油小于或等于50 mg/L，懸浮物小于或等于50 mg/L。已在西北、江蘇油田工業(yè)化應(yīng)用，投資和占地僅為常規(guī)技術(shù)的50%和30%。2017年某計轉(zhuǎn)站投產(chǎn)，滿足“含油小于或等于15 mg/L、含ss小于或等于10 mg/L”的設(shè)計要求，年節(jié)省運行費用518萬元，見表1。

圖2 預(yù)分水短流程裝置

表1 年節(jié)省運行費用明細

2.2 推廣應(yīng)用高效注水技術(shù)

緊緊圍繞集團公司綠色低碳戰(zhàn)略，優(yōu)化設(shè)備資源配置，包括大排量高效泵、階梯泵組合、分壓注水等技術(shù)，年降本上億元。

1）大排量高效泵技術(shù)：大排量離心泵較常規(guī)離心泵效率高5～7個百分點，勝利油田已應(yīng)用46臺。中原油田選用大排量柱塞泵，效率提高15個百分點。

2）泵組合優(yōu)化技術(shù)：河南油田對注水泵優(yōu)化運行，累計節(jié)電2 248×104kWh（圖3）。

圖3 階梯泵組合

3）分質(zhì)分壓注水技術(shù)：江漢油田王一站的改造后，年節(jié)電310×104kWh。

2.3 推廣應(yīng)用余熱綜合利用技術(shù)

針對集輸站庫運行過程中存在中高溫熱能浪費的問題，在保證聯(lián)合站原油外輸溫度的條件下，在16座聯(lián)合站、17座污水站利用“高溫熱泵+高效換熱”污水余熱綜合利用技術(shù)，年代油5 328 t、代氣3 234×104m3、節(jié)電461×104kWh，節(jié)約用工88人，年降本4 362萬元，實現(xiàn)高低溫介質(zhì)換熱。某油田以天然氣發(fā)電為主，開展煙氣余熱利用技術(shù)研究及規(guī)模應(yīng)用，天然氣利用率由31%提高至72%，累計供熱5.69×108MJ，節(jié)約天然氣2 045×104m3，減少二氧化碳排放3.7×104t。

2.4 持續(xù)開展地面系統(tǒng)優(yōu)化簡化

對原油處理系統(tǒng)能力“大馬拉小車”現(xiàn)象，按照“簡約、實用、有效、低耗”原則，采取關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)、改等措施，已撤銷合并計量站100余座、單拉井1 000余口。以某油田為例：幾座聯(lián)合站設(shè)計液量總處理規(guī)模2 350×104t/a，原油處理總規(guī)模850×104t/a，2017年實際處理液量1 562.6×104t/a，油量106.4×104t/a。拆除各聯(lián)合站分散建設(shè)的原油穩(wěn)定裝置，將原油集中后穩(wěn)定處理，項目實施后預(yù)計單位能耗4.73 kg/t（標煤）降至1.46 kg/t（標煤）降低69%。勞動用工41人減少為6人，優(yōu)化用工35人。輕烴收率由1.14%增加為1.65%，增加輕烴產(chǎn)量5 800 t/a。年節(jié)約電費、燃氣費、輕烴拉運費等合計540萬元。

針對油田集輸系統(tǒng)能耗大，缺乏能耗評價統(tǒng)一標準，綜合考慮油品性質(zhì)、處理工藝、處理量等條件，建立了能耗評價指標，為集輸系統(tǒng)能耗指標的評價考核和優(yōu)化調(diào)整提供技術(shù)規(guī)范和依據(jù)（圖4）。已在4座聯(lián)合站推廣應(yīng)用，通過分析能耗不合理環(huán)節(jié)，優(yōu)化脫水溫度及藥劑濃度等運行參數(shù)后，折合年可節(jié)約燃氣量30×104m3，節(jié)能效果顯著。

2.5 推行節(jié)能降碳措施

一是注重實質(zhì)減排。2017年回收天然氣2.2×108m3，相當于減少溫室氣體排放約330×104t二氧化碳當量。同時，在3個油田開展二氧化碳驅(qū)油礦場試驗，2017年注入二氧化碳約19×104t。

二是開展源頭減排。優(yōu)化生產(chǎn)運行，改進工藝流程，減少溫室氣體排放。2017年實施“能效倍增”項目29項，實現(xiàn)節(jié)能量4.3×104t（標煤），約等于減排溫室氣體20×104t二氧化碳當量。

2.6 加強信息化建設(shè)

結(jié)合智能化管線管理系統(tǒng)、EPBP建設(shè)，已完成生產(chǎn)信息化建設(shè)的管理區(qū)有144個，涉及2.4萬口井，在提升工作效率、優(yōu)化勞動人員、優(yōu)化生產(chǎn)組織等方面效果顯著。

圖4 集輸系統(tǒng)能耗評價系統(tǒng)

圖5 無人值守現(xiàn)場

某油田針對稠油集輸工藝流程復(fù)雜、站場高硫化氫環(huán)境，人員強度大、風(fēng)險高問題。以自動化為手段，推進新建站場無人值守，推廣應(yīng)用自動選井閥組計量技術(shù)、外輸泵自動啟停技術(shù)、機泵變頻控制技術(shù)、事故狀態(tài)自動切換流程技術(shù)、高低壓高低液位自動+安全保護技術(shù)、視頻監(jiān)控+遠程喊話+周界防護技術(shù)等，已建站場實施關(guān)、停、并、轉(zhuǎn)改造，實現(xiàn)了系統(tǒng)優(yōu)化、簡化、智能化，減少人員作業(yè)環(huán)節(jié)、簡化工藝流程，在100%的計量站、35%的計轉(zhuǎn)站實現(xiàn)無人值守（圖5）。

3 結(jié)論

節(jié)能降耗是國家可持續(xù)健康發(fā)展的戰(zhàn)略決策，是企業(yè)降低經(jīng)營成本，打造核心競爭力的必由之路，是企業(yè)轉(zhuǎn)變增長方式、增強核心競爭力的根本要求。應(yīng)樹立全周期節(jié)能降耗最優(yōu)化的理念，持續(xù)緊盯油、水、熱、能耗等關(guān)鍵項，堅持地面系統(tǒng)優(yōu)化簡化和提高整體開發(fā)效益相結(jié)合，建立以企業(yè)為主體的節(jié)能技術(shù)創(chuàng)新體系，積極推廣應(yīng)用節(jié)能新技術(shù)、新工藝、新設(shè)備和新材料。同時，加強企業(yè)日常管理，優(yōu)化各生產(chǎn)系統(tǒng)運行，向管理要節(jié)能。合理組織生產(chǎn)，協(xié)調(diào)供能與用能環(huán)節(jié)，減少設(shè)備大馬拉小車、低負荷生產(chǎn)等能源浪費現(xiàn)象。合理分配并用好各種不同品種、質(zhì)量的能源。持續(xù)開展節(jié)能監(jiān)測和項目節(jié)能評估，完善節(jié)能監(jiān)測制度和重點耗能設(shè)備及系統(tǒng)能效對標體系。