高含水油田集輸系統節能措施應用分析

張顏如（大慶油田有限責任公司第四采油廠）

1 能耗規模控制

杏北油田集輸系統共有各類站庫57 座，加熱爐368 臺，機泵122 臺，為油田采出液原油集輸和處理提供生產場所和動力來源。

按照系統優化調整[1]以及原址改造更新為主、專項技術維護為輔的思路，以區域優化、站場優化及管網優化相結合的方式，結合站庫實際情況，通過采取“核減、合并、降級”的措施，實現優化站場布局、縮減站庫密度、均衡區域負荷、提高系統運行效率的目的，確保原油集輸系統安全、高效、平穩運行。

1）針對新增產能方面，堅持“三優一簡”做法[2]。即采取地上地下一體優化、站庫布局優化、優化能力利用、應用簡化工藝的方式，充分利用已建系統剩余能力，降低新增產能規模，在源頭上降低投資、控制產能規模。“十四五”以來，通過利用已建19 座站庫剩余能力，減少新增計量間23座，已建站庫負荷率上升17.8%，耗電量下降0.1 kWh/t，耗氣量下降0.05 m3/t。

2）針對已建系統方面，按照“關、停、并、轉”的優化思路[3]，結合區域負荷變化進行低負荷站庫優化。“十三五”以來，累計優化合并低負荷站場2 座。針對部分脫水站外輸油管道低輸高耗和影響穩定輸送的問題進行優化調整，核減杏三原穩處理站，調整杏二聯原油輸送方向至杏九聯；調整杏三聯原油外輸方向，經杏十一聯至杏九聯。措施后外輸溫降平均從22 ℃下降至8 ℃，日外輸耗氣從3 100 m3下降至2 087 m3。

2 系統能耗控制

2.1 低常溫集輸制度

隨著油田進入高含水率開發階段，摻水需求隨之下降[4]，為控制能耗規模，創建低常溫集輸管理模式。確定了4 月16 日至10 月15 日為常溫集輸階段，轉油站全面停爐運行；3 月10 日至4 月15 日、10 月16 日至12 月20 日為低溫集輸階段，非過渡帶地區轉油站摻水溫度控制在50 ℃以下，過渡帶地區轉油站摻水溫度控制在55 ℃以下；其他時間為冬季生產階段，摻水溫度控制在60 ℃以下。措施后全年累計節氣量為2 000×104m3。

2.2 精細摻水運行

自2017 年以來，杏北油田先后對37 座水驅轉油站6 825 口采油井推廣應用精細摻水優化技術，在保障末端脫水站30 ℃進站的需求基礎上，通過開發優化軟件、仿真建模的方式，精細定量單井摻水需求，實現“精細定參，精準節能”的管理模式，指導基層班組“一井一參數、一站一方案”[5]，措施后年平均節電量為237×104kWh，節氣量為850×104m3。

2.3 季節性不加熱集輸

隨著采出液含水率不斷升高[6]，凝固點和黏度隨之下降，油氣水混合物的特性及流動狀態發生改變，部分區域摻水需求相對較低。2021 年，選取25 口井開展基于臨界黏壁溫度的單井集油試驗，驗證了回油溫度在凝固點以下10 ℃可正常生產。2022 年，擴大試驗規模，在夏季期間組織10 座高含水率站庫停摻冷輸，平均回油壓力為0.5 MPa，全年累計節電量為226×104kWh，節氣量為297×104m3。季節性不加熱集輸示范區見表1。

表1 季節性不加熱集輸示范區Tab.1 Demonstration zone of seasonal unheated gathering and transportation

2.4 全年不加熱集輸

2009 年產能建設中，對西部過渡帶西一、西四、西二3 座轉油站的122 口油井實施單管深埋冷輸工藝。管道埋深2.0 m，井口采用電伴熱帶保溫。

經過長期跟蹤，冷輸井平均回油壓力為0.45 MPa，略高于同區域摻水井回油壓力，冷輸井產液量為20 t/d，與同區塊摻水井產液量相當。結合前期跟蹤認識，對于高含水率油井，單管深埋冷輸工藝可以規模應用，在節約管道改造資金的基礎上，能大幅降低集輸能耗，平均單井年可節電量為0.6×104kWh，節氣量為1.3×104m3，為油田進一步降低集輸能耗提供指導依據[7]。西部過渡帶區域油井整體運行情況見圖1。

圖1 西部過渡帶區域油井整體運行情況Fig.1 Overall operation of oil wells in the western transitional zone region

2.5 執行指標分解管理模式

根據公司下達的能耗指標，定制廠年度噸液耗電、噸液耗氣等技術指標，分析集輸系統面臨問題，逐站開展潛力分析，制定專項治理對策，總結提煉指標完成出色的單位管理單耗指標的經驗做法[8]，制定各種耗氣設備的精細管理辦法。

3 提高加熱爐運行效率

加熱爐擔負著轉油站摻水、熱洗加熱任務，是油田的主要耗能設備[9]。為保障加熱爐高效平穩運行，并提升加熱爐的精細化及信息化管理水平，杏北油田先后推廣應用了爐況優化技術、加熱爐完整性管理技術、煙氣余熱回收技術。

3.1 應用爐況優化技術

針對加熱爐排煙溫度高、運行爐效低的問題，引進爐況優化技術。該技術是通過中心處理控制器實時監測加熱爐排煙溫度、煙氣氧含量等參數，通過調控裝置精確調整煙道擋板及合風開度來調節排煙溫度和控制煙氣氧含量，達到提高加熱爐運行熱效率的目的。加熱爐爐況優化運行原理圖見圖2。

圖2 加熱爐爐況優化運行原理圖Fig.2 Principle of the operation of furnace optimization for heating furnace

杏北油田先后在10 座站庫的33 臺加熱爐推廣應用了爐況優化技術，跟蹤設備運行情況，排煙溫度降低53 ℃，空氣系數降低0.9，平均爐效提升14%。加熱爐爐況優化裝置實施前后測試數據見表2。開展爐況優化裝置試驗后，排煙溫度及空氣系數均達到相關的標準規范。

表2 加熱爐爐況優化裝置實施前后測試數據Tab.2 Test data before and after the implementation of furnace optimization device for heating furnace

3.2 應用完整性管理技術

針對加熱爐信息化管理水平相對較低的問題，引進加熱爐完整性管理技術[10]。該技術主要由爐況優化系統、室內分控系統、加熱爐完整性管理集控系統三部分組成，具有爐效優化管理、漏液檢測保護、自動點火熄火、高溫預警、敏感區域視頻監控等功能，可實現加熱爐運行過程中全自動狀態檢測、監測、智能診斷、數據采集與數據自動分析處理，保證加熱爐安全、平穩、高效運行。

依托于產能建設項目，在4 座站庫的37 臺加熱爐推廣應用了加熱爐完整性管理技術，跟蹤設備運行情況，排煙溫度降低16 ℃，空氣系數降低0.01，平均爐效提升8.65%。加熱爐完整性管理平臺實施前后測試數據見表3。

表3 加熱爐完整性管理平臺實施前后測試數據Tab.3 Test data before and after the implementation of integrity management platform for heating furnace

3.3 應用煙氣余熱回收技術

為進一步降低排煙溫度，引進煙氣余熱回收技術。該技術工作原理為利用加熱爐排放煙氣余熱，通過外循環流程，將高溫余熱煙氣引入加煙氣余熱回收裝置后，實現被加熱介質提前預熱。

依托于產能建設項目在三元-9 轉油放水站加裝3 臺加熱爐，推廣應用了煙氣余熱回收技術，跟蹤設備運行情況，加熱爐進液溫度平均提高6 ℃。將2.5 MW 節能提效加熱緩沖裝置和2.5 MW 普通加熱緩沖裝置進行對比，排煙溫度下降61.5 ℃，空氣系數降低0.14，加熱爐運行效率提高5.38%。煙氣余熱回收技術實施前后測試數據見表4。

表4 煙氣余熱回收技術實施前后測試數據Tab.4 Test data before and after the implementation of flue gas waste heat recovery

4 結論

“十四五”以來，杏北油田多措并舉，形成了一套適用于高含水期油田優化運行集輸模式：通過源頭上優化簡化，站庫核減控規模；過程中運行優化，推廣能量優化技術，挖掘不加熱集輸潛力；節點上研發提效技術，提高設備運行效率，降低設備能耗。采用該模式，在油田生產規模不斷擴大，產液量不斷上升的形勢下，集輸系統生產綜合能耗持續下降。措施推廣以來，能源消耗量由19.3×104tce下降到18.5×104tce，累計節約生產運行成本2 000萬元，為杏北油田低成本開發運行做出貢獻。