杏北油田集輸系統能耗現狀分析及節能優化方法

姜懷（大慶油田有限責任公司第四采油廠）

杏北油田集輸系統能耗現狀分析及節能優化方法

姜懷（大慶油田有限責任公司第四采油廠）

隨著油田開發規模的不斷擴大，地面能耗設備總數隨之增加，集輸單耗顯著升高。針對集輸系統能耗大，節能難的問題，開展了杏北油田地面工程能量系統優化示范工程，項目開發了地面工程仿真運行軟件，研制了集輸系統用能優化模型，建立了節能優化示范區，項目推行以來，示范區產液綜合單耗下降0.332 kg/t（標煤），取得了可觀的節能降耗效果。對其他油田集輸系統節能降耗工作也具有一定的借鑒和參考意義。

杏北油田；集輸系統；節能降耗

1 杏北油田集輸系統能耗形勢

杏北油田共建成轉油（放水站）站51座、脫水站7座、負責8082口油井集輸與處理工作，隨著油田開發規模的不斷擴大，集輸能耗持續上升，與2011年相比耗電量增加11%，耗氣量增加137%。

1.1 能耗上升主要因素

隨著產能規模的不斷擴大，采出井數逐年增加。與2011年對比，2016年采出井總數由6402口上升至8082口，年均摻水量由2715×104m3升高至3972×104m3（表1）。由于新增產能主要集中在三采區塊，工藝復雜程度高，設備能耗數量大，加之下游污水處理難，使得能耗規模逐年加大，集輸單耗快速升高。耗能單元基數大，油氣集輸單耗高，是集輸系統能耗上升的主要因素[1]。

表1 2011—2016年杏北油田集輸系統能耗規模變化情況

1.2 集輸系統節能降耗挖潛方向

根據杏北油田2016年集輸系統耗電情況可知，摻水耗電占系統能耗總數的51%，外輸油（水）耗電占總數的36%，熱洗及生活用電占總數的13%，因此摻水量優化是集輸系統節電挖潛的主要方向。

統計2016年集輸系統耗電情況可知，78%的氣量消耗在摻水加熱方面，脫水及生活用氣共占總數的22%，因此摻水溫度優化是集輸系統節氣挖潛的主要方向。

2 優化調整具體措施

技術實現主要分為以下5個步驟：確定采出井井口產液溫度公式；構建集輸系統運行模型；根據井口溫度以及集輸模型預測井口采出液進計量間溫度；確定不加熱集輸邊界條件，高于邊界條件的井實施不加熱單管集輸，低于邊界條件的井摻水集輸；綜合優化摻水量與摻水溫度，在滿足集輸需求以及污水處理需求基礎上，合理匹配摻水量及摻水溫度組合，實現綜合能耗最低。

2.1 制定“一井一參數”個性化集輸方案

2.1.1 確定井口采出液計算溫度公式

井口采出液溫度[2]是后續溫降計算首要關鍵參數，前期通過“萬里測溫工程”通過多組物性參數已經推導出井口出油溫度經驗公式，為驗證該經驗公式準確性，在杏北401中轉站選取60口不同產液井現場取樣對比，試驗前關閉井口的摻水閥門，3—5 min后取樣對比實測溫度與計算溫度差值。

式中：T——井口出油溫度，℃；

G——油井日產液量，t/d；

W——綜合含水，%。

從表2中可以看出，對于日產液大于20 m3的井，公式吻合度為97.4%，對于日產液小于20 m3的井，公式吻合度為86.8%，公式準確性較高，滿足現場使用要求。

表2 井口采出液溫度校核情況

2.1.2 構建集油系統工藝模型

工藝模型采用中國石油大學（華東）的“油氣集輸系統工藝模擬及用能優化軟件”[3]進行搭建，選取杏北401中轉站作為試驗載體，根據管道靜態信息構建集輸系統井站布局模型，通過井口采出液溫度、當量管徑、集輸半徑、校核后的水力及熱力系數，得到所轄采出井停摻后進間溫度，最終布局模型如圖1所示。

圖1 杏北401中轉站集油系統工藝模型界面示意

2.1.3 確定單管集輸邊界條件

油井采出液沿程輸送至溫度下降到某一點時，油水懸浮液中的油滴會發生絮凝，絮凝液滴會黏附到管線內壁上，不能被油流沖刷掉，最終導致管線內壁流通截面積減小，回壓上升，無法正常輸送，此時的溫度即高含水原油單管集輸邊界條件[2]。為探索杏北油田不加熱集輸邊界條件，在杏北401中轉站選取78口試驗井按照進間溫度不同，劃分為I～III類開展試驗。

試驗效果：I類井平均回壓0.459 MPa，壓力波動較為平緩，基層管理難度小；II類井平均回壓0.452 MPa，壓力波動與I類井相似，回壓變化較為穩定；III類井平均回壓0.520 MPa，壓力波動較為劇烈，平均每3—4天需要開摻水沖洗一次，基層管理難度較大。根據試驗跟蹤數據可知，I、II類井單管集油效果較好，綜合管理難度較低，因此，25℃可作為杏北油田單管集輸邊界條件，其對應的邊界井況為產液量大于20 t/d，含水高于85%。

2.1.4 制定“一井一參數”水量優化方案

按照已得到的邊界條件，對試驗站推廣應用，將進間溫度25℃以上井全部實施單管集輸，其他井根據產液及管道情況逐井給定摻水量，水量給定方法由運行優化軟件根據多相流計算[4]結果給定，確保上述井摻水后滿足25℃進間。具體優化方案見表3。

優化后總體運行情況：試驗期間對單井回壓、產液量、摻水溫度、摻水量、回油溫度、異常井次等6項參數進行跟蹤，優化后單井回壓沒有上升趨勢，產液量保持長期平穩，異常井出現頻次較低，通過臨時恢復摻水沖洗及常規熱洗均可有效解決，未出現長期回壓異常問題。2017年與2016年同期對比，優化后耗氣量、耗電量均有不同程度的下降趨勢，日均節電270 kWh，節摻水220 m3，節能效果明顯（圖2）。

2.2 實施“一站一方案”個性化管理模式

通過對比不同工況下摻水溫度及摻水量方案，選取費用最低的組合作為中轉站最佳運行方案，以杏北401轉油站為例，摻水溫度為38℃、日摻水量1500 m3時，站庫運行能耗最低，方案6即當月最佳摻水溫度及摻水量匹配組合（表4）。

2.3 杏北油田集輸系統能量優化方案推行效果

1）建立能量優化示范區。為驗證優化效果，在第四采油廠第一油礦8座水驅轉油站建立集輸系統能量優化示范區，示范區轄采出井1218口，根據優化方案共劃分不加熱單管集輸298口，摻水集輸572口，對288口臨關井停井期間停止摻水。

圖2 2017年與2016年同期對比耗電量與摻水量變化情況

2）示范區集輸能耗優化概況。按照上述優化模式，5月初分別對示范區8座中轉站制定優化方案，統計5—8月能耗效果，與2016年同期對比，在總外輸液量升高13.8×104t條件下，累計摻水量下降11%，耗能設備減少1336臺，耗電量下降31.78×104kWh，耗氣量下降32.64×104m3，產液綜合單耗下降0.332 kg/t（標煤），運行能耗顯著下降（表5）。

表3 試驗站部分單井摻水量優化數據

表4 杏北401轉油站優化參數統計

表5 2016、2017年示范區集輸能耗同期對比

3 結論及認識

1）地面工程經歷了從低效到高效不斷完善的建設歷程，形成了龐大的集輸處理系統，現階段單點節能挖潛難度大，需從系統角度尋求技術突破[5]。

2）為控制單耗上漲的趨勢，一是精細化單井用水需求，控制摻水總量，保障系統低耗高效運行；二是合理匹配水量與溫度組合，源頭上降低干氣消耗；三是控制機泵與加熱爐啟運臺數，提高設備處理負荷，系統上增加運行效率。

3）通過推行“一井一參數，一站一方案”的集輸系統能量優化辦法，增加了基層站精細化管理水平，提升了員工降本增效的管理意識。該方法不改變現有工藝及設備，不增加額外工作量，優化方法更科學，推行方法更簡便，更易于大面積推廣應用，節能效果較為明顯，對其他油田集輸系統節能降耗工作也具有一定的借鑒和參考意義。

[1]李江.杏北油田集輸系統節電潛力分析[J].石油石化節能，2013，3（8）：8-10.

[2]亓福香，汪壽琴，吳瑾.井口出液溫度計算方法與應用分析[J].油氣田地面工程，2015，34（8）：34-36.

[3]朱冬銀，吳海浩，李楷.油田集輸系統仿真模型教學軟件開發及應用[J].實驗室研究與探索，2015，34（1）：92-96.

[4]劉曉燕.特高含水期油氣水管道安全混輸界限確定及水力熱力計算方法研究[D].大慶石油學院，2005.

[5]呂莉莉，解紅軍，魏江東.油氣田能效對標方法淺議[J].石油規劃設計，2014，25（4）：31-32.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.11.001

姜懷，工程師，2012年畢業于東北石油大學（油氣儲運工程專業），從事規劃與技術管理室工作，E-mail：dqjianghuai@petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶市紅崗區第四采油廠規劃設計研究所，163511。

2017-09-08

（編輯 王古月）

中國石油新聞中心近日獲悉，大連石化綜合優化加熱爐運行，今年前9個月，40余臺加熱爐平均熱效率達90.87%，比去年同期提高0.66%。

大連石化現有大小加熱爐47臺，每年燒掉的燃料約占公司總能耗近35%，是公司的耗能大戶。今年上半年裝置停檢時，大連石化將多套裝置加熱爐預熱器由蒸汽加熱空氣改為水熱媒加熱，減少了露點腐蝕的限制，加熱爐排煙溫度比從前降低了30℃，加熱爐熱效率提高，每年可節約蒸汽1800 t。

220×104t/a重整裝置是大連石化生產高品質汽油，實現創效的重要單位，但裝置的“四合一”加熱爐外壁溫度過高卻使一些熱能白白損耗。公司與車間技術人員深入現場觀察和研究，找出了爐壁襯里存在的缺陷，先后更換了4200 m2襯里，使熱爐外壁襯里溫度比以前下降30℃左右，達到了工藝爐檢測標準。二蒸餾裝置及時更換加熱爐預熱器中的結垢換熱管束，提高換熱效果，加熱爐熱效率提高1%，一年可節省燃料800 t。

大慶煉化球罐