實施“少煙工程”、助力降本增效

邊孝琦 任春梅 劉永斌 馬緒軍

中石油作為國內最大油氣生產商和供應商，同時也是高耗能企業，能源消耗量約占全國能源消費總量的3%。為實現國家節能減排的約束性目標，2017年計劃實現節能量72×104t（標煤），任務十分艱巨。

與國內其它油田相比，大慶油田地處高寒地帶，環境溫度低，極端最低氣溫-36.2℃，冰凍時間長，平均積雪天數192天，并且原油物性差，原油具有“三高”特點，即含蠟量高（20%～35%）、凝固點高（30～40℃）、黏度高（21～59 mPa·s）。由于上述不利條件的存在，導致集輸系統能耗高，建設投資和運行成本高等問題，客觀上制約了油田的低成本、高效益開發建設。

1 總結科研成果、夯實技術基礎

大慶油田能量消耗主要集中在集輸系統，因此，油田地面科研人員，多年來堅持不懈地創新新技術、探索新模式，努力為實現油田高效開發提供技術支持。

油田地面工程技術發展的總體目標在不同時期有不同的側重。目前，油氣集輸主體工藝的總體要求是以“三全、兩配套、一化”為目標。“三全”即油、氣、水系統全密閉，油、氣、水產物全處理，油、氣、水質量全合格；“兩配套”即配套高效低耗工藝、高效節能設備；“一化”即生產管理自動化。其中，以高效低耗工藝、高效節能設備配套的高效工藝系統是近期科技工作的重點[1]。

近些年，通過低耗節能集輸技術攻關，率先在我國石油系統試驗研究成功可大面積推廣應用的高寒地區高凝原油采出液低溫集輸處理工藝技術，形成了低溫集油、低溫脫水、單管環狀摻水等低能耗運行模式，突破了現行技術界限，使其能耗和效率指標都達到了高效集輸與處理系統要求的指標，取得了顯著的經濟效益。

1.1 低溫集油

低溫集油是油田進入高含水開發后期降低能耗的重要手段之一，可以實現節氣、節電的雙重效果。

“十二五”期間，大慶油田承擔了中石油股份公司低碳重大科技專項首席課題“高含水油田節能節水關鍵技術研究”，認真分析高含水原油集輸特性，以管輸特性研究為手段，大力開展低溫集油科技攻關。針對油田高含水期特點，積極實踐與探索，通過室內模擬計算與現場透明管試驗確定了不加熱集輸和處理的技術界限和實現方式。根據油井的產液量、含水率和井口回壓來確定采用低溫集油的類型，形成了停摻水集油、摻常溫水集油、降溫摻水集油三種工藝類型。并研制出了定量摻水閥與油井定量摻水新工藝，形成了保障摻常溫水不加熱集油系統長期穩定運行的關鍵技術[1]。

“十二五”期間，大慶油田的單井摻水量較“十一五”初期平均降低40%～50%。截止到2016年底，大慶油田實施各類不加熱集輸油井4.94萬口，季節性停運加熱爐757臺，停運摻水泵366臺，可節約能耗40%以上，其中2016年集輸噸液耗氣1.33 m3，噸液耗電1.37 kWh，分別比上一年降低0.01 m3，0.02 kWh。

1.2 低溫脫水

進入高含水開發后期，大慶長垣油田一段游離水脫除溫度38～40℃。通過室內藥劑篩選和現場試驗，研發了低溫破乳劑，在來液含水90%左右、聚合物含量在100～260 mg/L情況下，使游離水脫除溫度降低到30～32℃。上述條件下所有游離水脫除器運行正常，處理后各項指標滿足生產需要。研發的低溫破乳劑在采出液低溫狀態下具有良好的破乳性能，具有取代常規破乳劑、廣泛應用的前景。

通過對大慶油田低溫游離水脫除技術研究，突破了現行的采出液集輸處理技術界限，形成了采出液集輸處理的低能耗運行模式，集輸噸油耗氣降低了40%。

1.3 單管環狀摻水

為了簡化地面工藝技術，降低建設投資和運行成本，地面原油集輸工藝一直在不斷的探索與創新，經過多年來的摸索，外圍油田集油工藝已由90年代初期的雙管摻水集油工藝逐步發展成為今天單管環狀減量摻水工藝，與雙管摻水流程相比，集油工藝由三級布站改為二級半布站，雙管改為單管多井串接，計量站改為集油閥組間，固定熱洗改為活動熱洗，集油、摻水管道及站內設施大幅度減少，耗電、耗氣量明顯下降。截止到2016年底，大慶油田共有19 692口油井采用該工藝，取得了降低投資和節約能耗30%以上的效果。

2 設計“少煙工程”

結合科技創新和技術突破，大慶油田在規劃設計中深入貫徹“少煙工程”的理念，積極推廣應用優化的工藝參數和簡化的建設模式，達到降本增效的目的。

2.1 大慶油田原油集輸特性

1）全面推廣不加熱集油不具備條件。大慶油田環境溫度低，并且原油具有“三高”特點，需要采取摻水伴熱等方式確保正常集輸；同時老區通過三次采油，有含水下降歷經轉向點的情況，外圍油井含水一般由低到高，也有途經轉向點的過程，上述條件決定了必須通過摻水等方式來緩解轉向點集輸困難的問題，所以目前全面推廣不加熱集油尚不具備條件。

2）全面推廣單管集油不具備條件。長垣老區產液量高的高凝油井，熱洗周期短，需要建設固定熱洗流程，同時為了滿足單井計量精度的需要，老區仍需采用雙管摻水熱洗流程，所以目前大慶油田全面推廣單管集油尚不具備條件。

鑒于上述原因，如何摻好水，即能起到節能作用，又能保證生產是大慶油田首要解決的問題，實踐證明降低集輸溫度，降低摻水量是目前大慶油田節能降耗的最佳方式。

2.2 低溫集輸參數優化及效果

1）工藝及參數優化。為了降低集輸能耗，合理利用資源，油田設計人員總結已有科研成果，經認真分析和反復研討，突破傳統技術瓶頸，總結出一套適合高寒地區的低溫集輸處理工藝參數。

優化后油井采出液進站溫度相對優化前降低了3～5℃，降低到目前的凝固點進站；平均單井摻水量老區降低30%左右，外圍降低40%左右。通過低溫破乳劑的使用，將大慶長垣油田一段游離水脫除溫度降低到30～32℃，降低8℃左右。

通過集輸工藝優化，將外圍低產井的集油工藝由雙管摻水簡化為單管環狀摻水，優化后摻水量降低30%以上。

2）優化效果。優化后的工藝參數使得集輸能耗下降，地面建設投資降低，經濟效益和節能效果顯著。另外新的技術參數推廣應用后，不僅新井應用新的技術參數進行設計，同時已建油井也按新技術參數運行，即增大了已建站場設施的利用潛力，又減少了新增建設規模。

對于2017年新建的水驅油井，按照新的工藝參數，在產能中采用PIPEPHASE軟件進行模擬計算，通過不斷調整計算模型中單井摻水量、集輸管徑等16項輸入參數（單井產油量、產液量、含水率、油氣比，擬選管道外徑、內徑，管道長度、K值，原油密度、凝固點、黏度，天然氣密度，井口出油溫度，平均地溫，擬定單井摻水量、摻水溫度），經多次反復試算，在滿足單井回壓低于1MPa，產液進轉油站溫度達到凝固點的條件下，最終確定上述新井摻水量相對參數調整之前降低30%～40%，2017年可減少摻水量440×104m3，可少建1.5 MW摻水爐16臺、40 m3/h摻水泵15臺、?4×16的三合一2臺，減少泵房面積240m2、占地面積2400 m2，該項可節約建設投資2450萬元。

對于2017年采用單管環狀摻水集油工藝的外圍新井，集油管道數量與雙管摻水工藝相比節省40%以上，同時站內新建規模縮減30%以上，整體建設投資降低30%以上，2017年采用單管環狀摻水工藝的新井預計可節約投資3100萬元；可減少摻水量250×104m3。

摻水量降低后還使外圍單管環狀摻水工藝油井的集輸半徑增大20%以上，集輸管徑縮減一級以上（如DN65可降為DN50），通過縮減集輸管徑，預計2017年可節約建設投資2800萬元。

對于2017年大慶長垣老區的新井，相對參數調整之前，2017年可減少一段脫水加熱負荷6MW，少建1.5 MW摻水爐4臺、可節約建設投資480萬元；預計可減少年運行費用690萬元。

即通過集輸參數優化和工藝簡化，預計2017年可節約建設投資共計8830萬元；可減少集輸耗氣3300×104m3，減少集輸耗電680×104kWh，可減少年運行費用4360萬元。

2.3 采暖系統優化及效果

1）優化方式。站場設置供熱系統需滿足工藝伴熱和廠房采暖兩種需要，采暖負荷僅占總供熱負荷的20%～35%。在高寒的生產環境下，既要滿足生產管理，又要節能降耗，設計人員采取了多項有效措施：

一是站場內閥組間、大罐閥室不采暖；二是遠離集中熱源的計量站采用井口摻熱水作為熱源；三是采暖熱水進戶設可調節閥門，用于室內溫度調節；四是用室內工藝管道及機泵散熱補償部分采暖用熱。

同時，為了使節能降耗的思想貫徹到每一個設計人員，2016年編制了《油田站場建筑物采暖通風及室內工藝管道保溫要求技術規定》（ZJ-S000-0001），該規定在依據規范的基礎上降低了工業廠房的采暖溫度，取消了廠房內部分管線的保溫設計，統一了廠房通風要求，并要求在采暖設計中充分考慮管道及附屬設施、機泵等散熱，減少采暖設施。

優化采暖建設方式后可節約能耗20%以上，既能滿足生產管理操作需求，又能實現節能降耗的目標。

2）優化效果。在2017年新建及擴建工藝廠房均按照《油田站場建筑物采暖通風及室內工藝管道保溫要求技術規定》要求執行，并充分考慮了室內管閥件散熱量，減少了室內暖氣片的數量。

設計人員通過對室內管線散熱、設備散熱、廠房墻體、門窗等附屬設備的散熱進行精心核算并現場驗證，努力用好每一份熱量。僅以2017年已設計完成的2座轉油放水站為例，設計中充分考慮管線、閥體散熱和機泵等設備散熱，經過核算，取消工藝廠房采暖設施，降低采暖爐熱負荷0.7 MW，節省建設投資41萬元，每年節約燃料氣19.5×104m3，節約成本23萬元（表1）。

表1 2017年設計完成的2座油氣站場采暖系統優化效果分析

3 結論及認識

1）大慶油田環境溫度低，并且原油具有“三高”特點，同時老區及外圍油井在生產過程中均有歷經轉向點的情況，上述條件決定了必須通過摻水伴熱等方式來確保正常集輸，所以目前全面推廣不加熱集油尚不具備條件。

2）對于長垣老區的高液高凝油井，為了滿足固定熱洗及單井計量精度的需要，老區多數油井仍需采用雙管摻水熱洗流程，所以目前大慶油田全面推廣單管集油尚不具備條件。

3）對于在運老井，通過探索最優摻水溫度及摻水量，針對不同情況分別采取停摻水集油、摻常溫水集油、降溫摻水集油等低溫集輸模式，平均單井摻水量較“十一五”初期平均降低40%～50%，可節約能耗40%以上。

4）對于產能新井，采用新的設計參數進行設計，摻水進站溫度相對原參數降低3～5℃，摻水量降低30%～40%，可節約能耗30%以上。

5）對于長垣老區采出液的一段脫水，通過使用低溫破乳劑，降低脫水溫度8℃左右，噸油耗氣可降低40%[2]。

6）對于外圍低產井，采用單管環狀摻水集輸工藝，與雙管摻水相比，建設投資和摻水量均降低30%以上，可節約能耗30%以上。

7）采暖系統進一步完善設計細節，通過降低工業廠房采暖溫度，用工藝管道散熱代替采暖設施，取消部分管線保溫設計等多項措施，可節約能耗20%以上。

8）大慶油田通過對低溫集輸處理技術的深入研究和采暖系統的進一步優化，形成了采出液集輸處理的低能耗運行模式和先進的采暖建設方式，并在規劃設計中大力推廣應用，節省建設成本的同時大幅度降低了生產運行能耗，達到降本增效的目的。

[1]石蕾.加強油田地面建設工程的施工質量管理策略[J].化工管理，2014（20）：205.

[2]付林笙.薩北油田特高含水期原油低溫集輸及處理工藝研究[D].大慶：東北石油大學，2010.