轉油站集輸系統能耗分析及優化運行

李亢（大慶油田有限責任公司第七采油廠）

1 能耗分析

2016年，采油七廠集輸系統共耗氣7344×104m3，其中：脫水聯合站耗氣1200×104m3，轉油站耗氣6067×104m3（29座轉油站，未含葡三聯轉、敖聯轉），卸油站耗氣64×104m3，其他耗氣13×104m3；集輸系統共耗電3951×104kWh，其中：脫水聯合站耗電673×104kWh，轉油站耗電3039×104kWh，其他耗電239×104kWh。轉油站系統耗氣、耗電均占整個集輸系統的80%左右，而摻水系統又是轉油站系統的耗能大戶。采油七廠所轄油田屬于高寒地區低產低滲透油田，集輸系統通常采用環狀摻水流程，由于受氣溫低、凝固點高、產量低等一系列因素的影響，摻水系統耗能居高不下，成為制約節能降耗的瓶頸；所以，優化集輸系統運行、控制摻水系統耗能也就成為了該油田節能降耗工作的重心。

1.1 冬夏兩季能耗趨勢

由于大慶油田處于高寒地區，冬夏兩季室外氣溫最大溫差在60℃以上，在冬季生產時，為了滿足集輸溫度條件，各轉油站摻水出站溫度遠高于夏季運行溫度，部分甚至在70℃以上，摻水量也遠高于夏季生產，同時各站的采暖與伴熱系統也將消耗大量能源；夏季生產時，氣溫上升，大部分轉油站摻水溫度和摻水量均明顯下降，采暖與伴熱系統停運，加熱爐耗氣與機泵耗電均明顯降低。在針對2016年全年的統計分析中，轉油站系統耗氣、耗電總體上呈夏季下降冬季上升的趨勢，冬夏耗氣最大相差60%。夏季較冬季耗電低20%～30%左右。

對于冬季運行外輸爐的轉油站，以葡北地區葡北14#轉油站為例，冬季運行摻水外輸爐2臺，摻水爐1臺，采暖爐1臺；夏季只運行1臺摻水外輸爐，且外輸部分不進行加熱，日均摻水量減少468m3（39.49%），由于葡北14#轉油站下轄閥組間11座，數量較多，大部分為環狀井，且部分集油環距轉油站距離較遠，夏季也需要較高的摻水溫度，摻水溫度冬、夏季變化不大。由轉油站外輸溫升（外輸溫度—回油溫度）、外輸量及天然氣熱值可計算外輸耗氣量；由轉油站摻水溫升（摻水溫度—回油溫度）、摻水量及天然氣熱值可計算摻水系統耗氣量[1]（表1）。葡北14#轉油站冬季日均耗氣中摻水、外輸及其他部分各為4388.4m3、604.2m3及433.4m3，各占自耗氣總量的80.88%、11.14%及7.98%。夏季摻水系統日均耗氣2951.2m3，為冬季摻水系統耗氣的67.25%，占夏季轉油站日均耗氣量的92.49%。

表1 葡北14#轉油站冬、夏季摻水、外輸系統耗氣量

葡北14#轉油站冬季耗電中摻水、外輸各為974、271kWh，其他系統耗電合計1456kWh，各占轉油站集輸系統耗電總量的36.06%、10.03%及53.91%。夏季耗電中摻水、外輸各為802、279kWh，其他系統耗電合計876kWh，各占轉油站集輸系統耗電總量的41.01%、14.21%及44.78%。

1.2 耗氣量波動

1.2.1 全年耗氣波動

通過對2016年度全廠轉油站單月耗氣量與月平均氣溫對比可見，全年耗氣波動與氣溫走勢相同，特別在進入夏季后，6—9月份平均氣溫相近，相應的耗氣量幾乎保持相同，波動不超過3.5%。而冬季生產時，耗氣量增加的波動幅度卻高于氣溫降低的幅度，主要原因在于為保證冬季集輸系統安全平穩生產，沒有進行集輸參數管理，加熱爐均滿負荷運行，摻水溫度保持高位運行（部分轉油站始終保持70℃以上），也未依照氣溫變化作出及時有效的調整，所以轉油站冬季耗氣未產生與氣溫相應的波動。2017年1—3月，3個月的耗氣量均超過700×104m3，保持高位運行，但二、三月份氣溫與一月相比已有明顯回升，三月平均高溫已在零度以上，且有部分天數最高氣溫在10℃以上，存在一定的節能降耗潛力（表2）。

表2 2017年度上半年全廠轉油站耗氣量與氣溫對比

1.2.2 短期耗氣波動

截至目前，全廠共有31座轉油站，其中太南4#轉油站、太南2#轉油站、敖106轉油站和臺12轉油站不滿足濕氣外輸條件，對其余27座轉油站進行集輸節點溫度檢查。轉油站中，達到站內閥組間來液匯管溫度規定的有15座，未達到規定的有11座，其中葡北1#站無準確溫度取值。溫度合格的15座站按檢查日期后的8d（24—31日）取值計算并修正耗氣量波動范圍值，其余轉油站依照工藝流程、耗氣量和閥組間數相似情況修正波動范圍值，最大波動范圍值暫定±10%，各站波動范圍值會在以后的日常管理中按現場實際進一步修正。規劃所將依照修正的耗氣量波動范圍值對各轉油站耗氣量進行監測。當某站耗氣量波動異常時，則對其集輸節點溫度進行檢查。檢查發現，轉油站耗氣量短期波動偏大時主要存在氣溫驟降、沖環、罐車加水等特殊情況。

2 優化運行

推進“兩控兩優”運行模式，細化修訂集輸參數標準，消除節能優化工藝瓶頸，挖掘集輸能耗降低潛力。通過調控各閥組間進站溫度和轉油站外輸溫度、優化轉油站加熱爐和摻水泵運行臺數、細化修訂集輸參數標準和實施梯度加熱工藝改造等多措并舉，進一步降低轉油站集輸系統能耗，實現油田高效、低耗運行[2-3]。

2.1 編制集輸系統“個性化”運行方案

按照因地制宜、因季制宜的原則，規劃所對各轉油站采取全年實施集輸參數優化，降低系統能耗，定制摻水泵、加熱爐運行臺數標準，指導實施轉油站集輸系統“個性化”參數控制。目前執行夏季標準，優化摻水泵、加熱爐運行臺數，并采取降溫集輸、常溫集輸模式。截至2017年6月，累計關停摻水泵55臺、加熱爐53臺、降溫集輸井1056口、常溫集輸井199口；累計節氣415×104m3，節電150×104kWh。2018年將在冬、夏季標準的基礎上摸索規律，并編制《摻水泵、加熱爐優化運行方案》，力爭在2019年實施以月度為單位的摻水泵、加熱爐“個性化”優化運行標準[4]。

2.2 執行全年集輸參數優化控制

2016年以前，采油七廠以夏季開展降溫集輸工作和控制單環回油溫度為技術管理手段，存在一定的局限性。2017年采油七廠開展全年集輸參數優化控制，控制轉油站來液匯管和外輸進聯合站溫度兩個節點。針對全年精細調控，挖掘節能降耗潛力，又結合近年來采油七廠冬、夏季集輸系統運行實際，暫定轉油站集輸節點溫度界限（表3）。

表3 轉油站生產運行集輸節點溫度界限

2.3 細化修訂集輸參數標準

隨著油田逐年開發，采出液成分和物性必然發生一定變化。針對影響集輸溫度的重要參數原油凝固點，2016年開展了《采油七廠采出液原油物性分析檢測》技術研究，對31座轉油站采出液原油物性進行檢測分析，重新標定各轉油站采出液原油凝固點。目前全廠31座轉油站已全部標定完成，經對比轉油站新標定的原油凝固點普遍高于目前在用凝固點標準，且部分高出5℃以上。由于集輸節點溫度界限一般為高于凝固點3～5℃，集輸系統的末端溫度在實際運行中已在凝固點以下正常運行。因此，根據生產實際情況，細化修訂原油進站參數標準，挖掘集輸系統能耗降低潛力，2018年將根據各站實際情況，更新集輸參數控制標準[5]。

2.4 實施四合一梯度加熱工藝改造

全廠有9座轉油站噸液耗氣量偏高，除葡南1#轉油站為三合一（緩沖沉降分離裝置）+真空爐工藝外，其余均為四合一工藝，其中敖256轉油站、敖4轉油站為真空爐+四合一工藝，葡五聯、葡南2#、敖106、臺12、臺肇聯1#和葡361轉油站為純四合一工藝，且均無梯度加熱。敖106轉油站伴生氣壓力過低，不滿足集輸要求；臺12轉油站外輸距離長達12km，需保證高溫集輸；葡南1#轉油站出液含沙高，需保證高溫集輸；其余轉油站單井集輸半徑較大，真空爐無法滿足摻水溫升要求或站內無獨立摻水爐，此類轉油站四合一摻水出口溫度高，同時外輸出口溫度偏高，造成耗氣浪費。目前全廠轉油站中葡北9#轉油站和敖九轉油站為梯度加熱工藝，葡南7#轉油站已有改造計劃，建議將上述四合一流程的轉油站也改造為梯度加熱。其中，臺肇聯1#、敖256、敖4轉油站為3臺四合一，可效仿葡北9#轉油站，將第1臺四合一作為不加熱分離設備，第3臺四合一作為摻水爐，既降低了外輸出口溫度，又能取得良好的分離效果。

3 結束語

為降低地面系統能耗，推進集輸參數優化，規劃所將深入生產一線，密切跟蹤生產動態，掌握第一手的參數數據，修訂完善優化措施細節，組織各采油礦按需調整“站—間—井”摻水量和摻水溫度。例如：葡北地區油井產液量大、含水率高，適宜采取高摻水溫度、小摻水量的方式運行摻水系統；臺肇及敖包塔地區油井產液量小、含水率高，適宜采取低摻水溫度、大摻水量的方式運行摻水系統。建議按照“因站制宜”、“因間制宜”的調控思路，根據各地區原油物性參數、工藝流程，調整各站的集輸參數，使轉油站集輸節點溫度控制在合理范圍內[6-7]。按照“摸現狀、找問題、定措施、挖潛力”工作思路，開源節流，采取多種舉措，實現地面系統優化降耗，預計全年可節氣800×104m3，節電 310×104kWh。

[1]鄧海平.降低油氣集輸系統自耗氣的認識[J].石油石化節能，2011，1（10）：41-43．

[2]徐紅衛.集輸系統控制天然氣消耗的措施應用[J].石油石化節能，2016，6（5）：25-26．

[3]吳長慶.降低轉油站能耗淺析[J].石油石化節能，2014，4（1）：37-38．

[4]李想.降溫集輸節能降耗效果分析[J].石油科技論壇，2009（4）：43-44．

[5]董廣平.控制集輸系統耗氣新模式的應用[J].化工管理，2015（8）：27-28．

[6]魏勝.低產油田低能耗摻水集輸技術探討[J].石油石化節能，2013，3（1）：10-12．

[7]苗承武，江士昂，程祖亮，等.油田油氣集輸設計技術手冊[M].北京：石油工業出版社，1994：28-35．