陳海榮

摘 要：油田經(jīng)過三十多年的開發(fā)，老區(qū)塊產(chǎn)量逐步遞減，集輸生產(chǎn)系統(tǒng)老化嚴重。針對油田站場外輸系統(tǒng)中外輸泵規(guī)格與實際外輸量差別大、耗電量高，本文提出了更換外輸泵、新增變頻器等措施；針對站場加熱系統(tǒng)中采用水套爐較多，傳熱不充分，燃燒不徹底的特點，采用真空加熱爐以達到節(jié)約燃料；針對伴生氣生產(chǎn)量大的特點，提出密閉集輸，集中回收的措施，達到減少伴生氣放空，節(jié)約資源的目的。

關鍵詞：油田；集輸系統(tǒng)；加熱爐；保溫及加藥；節(jié)能降耗

油田經(jīng)過三十多年的開發(fā)，老區(qū)塊產(chǎn)量逐步遞減，生產(chǎn)系統(tǒng)經(jīng)長期運行，部分油氣站場接收處理的液量逐漸減少，站場規(guī)模相對較大，出現(xiàn)了“大馬拉小車”現(xiàn)象；部分站場現(xiàn)有燃燒系統(tǒng)配置較老，燃料燃燒不充分，造成了資源的浪費；部分井場仍存在伴生氣利用率低隨意放空等現(xiàn)象。應采取措施，提高資源利用率，減少能源損耗。針對部分老區(qū)塊資源遞減和地面工程效率低下的現(xiàn)狀，從降低油氣集輸能源消耗、降低油氣損耗量、進行節(jié)能新技術試驗、降回壓裝置等多項節(jié)能降耗措施。

1 油田現(xiàn)狀及節(jié)能技術適應性評價

1.1 降低油氣集輸能耗

1.1.1 降低油氣集輸動力消耗

（1）結合油藏特點和油藏形態(tài)、地形地貌、工藝流程及建設現(xiàn)狀，適應油田滾動開發(fā)，合理確定項目規(guī)模，優(yōu)化系統(tǒng)布局，分期建設，形成集輸站場二級布站格局，簡化工藝流程，界定經(jīng)濟合理的集輸半徑，減少油氣增壓次數(shù)，提高系統(tǒng)運行效率。根據(jù)《油氣集輸設計規(guī)范》有關規(guī)定，低產(chǎn)油田的機械采油井采用管道集輸時，井口回壓可為1.0～2.5Mpa。不加熱集輸半徑基本控制在2.5km以內，在殘塬地貌的出油管線需考慮爬坡帶來的附加壓降。（2）根據(jù)原油產(chǎn)量、集油半徑以及油品性質（低產(chǎn)、低粘度、低凝點、低含水、高氣油比）等因素，集油工藝采用不加熱密閉集輸工藝，井組出油管線定期投球清蠟，降低井口回壓。該工藝充分利用原油的低溫流變性和含氣原油降凝降粘的特性，工藝簡單、能耗低、投資省。3）原油脫水采用增壓點加藥、管道破乳、油氣水三相分離脫水工藝。由于管道破乳把油包水型乳狀液轉化為水包油型，或者分出部分游離水潤濕管壁，可以降低管線壓降，達到節(jié)能目的。（4）增壓點外輸油氣管線安裝清管設施，定期清除管內結蠟，確保管道運行效率。增壓點原油加熱采用立式水套爐或真空加熱爐，采用爐體內的熱盤管對原油進行加熱，原油流經(jīng)管根據(jù)站場液體流量、加熱負荷、采暖負荷與油水加熱負荷比例進行設計，確保加熱效果好，壓降小。（5）在輸油泵的選擇上，增壓點選擇高效混輸泵，聯(lián)合站選擇無泄漏、效率大于70%的高效離心泵。輸油泵使用變頻技術。

1.1.2 降低油氣集輸?shù)臒崮芟?/p>

（1）井口采取保溫及加藥措施，充分利用井口回壓、原油的地層余熱，采用叢式井單管不加熱密閉集輸工藝，進行單井集油，節(jié)約井口加熱能耗。對于產(chǎn)液量大、超過集輸半徑的井組，可采用黃夾克保溫不加熱集輸，最大限度地利用原始地熱能。（2）根據(jù)油田土壤濕度及地下水位特點，管道均采用溝埋敷設方式，埋設深度在冰凍線以下200mm。對于熱油管道，采用聚乙烯泡沫塑料黃夾克保溫技術，減少管輸原油散熱損失。管道保溫運行能耗大大降低，一般1年左右即可收回保溫費用投資。（3）聯(lián)合站、增壓點的加熱及換熱設備、儲存設備以及輸送熱介質的原油管道、熱媒管道、熱水管道等均進行保溫絕熱，地上設備及管道外部采用鍍鋅鐵皮，埋地設備及管道采用聚乙烯粘膠帶進行保護。（4）確定加熱爐臺數(shù)和單臺負荷時，根據(jù)工藝計算的冬季高峰耗熱量配置加熱爐總負荷，夏季應停運加熱爐進行檢修，選用單臺加熱爐負荷，確保加熱爐的負荷率高于80%。

1.1.3 降低原油脫水能耗

原油集中于聯(lián)合站進行脫水，脫水采用油氣水三相分離器，利用增壓點來油余壓直接進入

三相分離器，不設專門的脫水泵。原油脫水采用增壓點加藥、管道破乳、油氣水三相分離脫水工藝。聯(lián)合站含水油升溫至脫水溫度后，進入三相分離器脫水，實現(xiàn)一段脫水達到凈化油標準。超低滲原油開發(fā)初期，含水率低，且原油脫水后馬上進行穩(wěn)定，脫水升溫的熱能得到有效利用。開發(fā)后期油田含水上升，需二段沉降脫水時，可根據(jù)需要將流程調整為二段三相分離脫水流程，或三相分離、溢流沉降二段脫水流程。

1.2 降低油氣損耗量

1.2.1 油氣密閉集輸

集輸流程采用全過程的密閉集輸工藝，主要采取以下5項措施確保流程密閉：（1）井場套管氣回收。主要采用定壓閥回收套管氣，即在井場采用密閉油井套管，安裝定壓放氣閥回收套管伴生氣，當套管氣壓力達到設定壓力后，定壓閥打開，套管內伴生氣進入集油管線回收系統(tǒng)，避免因放空造成資源浪費及環(huán)境污染。（2）增壓點密閉混輸技術。增壓點一般位于殘塬地貌油區(qū)，規(guī)模較小。主要針對油田復雜、破碎、多變的地形，對于偏遠、地勢較低和沿線高差起伏變化大的井組采用增壓點增壓輸送，以降低井口回壓，加大輸送距離。根據(jù)實踐，伴生氣遞減速度較快，為避免氣量遞減過快造成管線閑置，增壓點集輸工藝建議采用混輸流程。（3）油氣水三相分離工藝。聯(lián)合站選用的油氣水高效三相分離器，依靠油、氣、水之間的互不相容及各相間存在的密度差進行分離。該工藝與傳統(tǒng)大罐沉降工藝相比，脫水流程密閉，避免了油氣損耗，體積小，熱損失小，還可大大減少占地面積。（4）原油穩(wěn)定和輕烴回收工藝。經(jīng)過三相分離后的原油直接進入常壓油罐時，由于壓力降低，有大量氣體析出，呼吸損耗很大。因此三相分離器出口凈化油直接進行原油穩(wěn)定，穩(wěn)定后原油再進罐儲存，可有效減少油氣損耗。伴生氣與穩(wěn)定氣經(jīng)氣體處理裝置分離后，干氣作為燃料，液化氣、穩(wěn)定輕油外銷。（5）原油儲存。由于超低滲原油閃點低，原油經(jīng)過穩(wěn)定后選用浮頂儲進行儲存，同時在儲罐上安裝阻火器和呼吸閥。另外，浮頂罐的浮頂邊緣密封，在一次密封的基礎上增加二次密封結構，減少呼吸損耗。原油儲存溫度一般為30℃，比油品凝固點僅高出7℃，罐內設必要的保溫用加熱盤管，儲罐罐體設置保溫層，防止熱量散發(fā)。

1.2.2 原油穩(wěn)定

原油穩(wěn)定是一項節(jié)能項目，既回收了寶貴的輕烴組分，又降低了原油在儲運過程中的揮發(fā)損耗，還大大提高了儲運過程的安全性。原油穩(wěn)定裝置與原油脫水及外輸進行統(tǒng)籌，優(yōu)化了換熱流程，合理利用能量。

1.2.3 輕烴回收

根據(jù)原料氣壓力、組分，輕烴回收需加壓及制冷，目的是為了回收C3及更重的烴類。根據(jù)有關技術要求，以回收C3+為主的裝置，C3收率為60%～90%。通過工藝計算，輕烴回收工藝采用改進型冷油吸收工藝可滿足要求。輕烴回收裝置的干氣供聯(lián)合站加熱爐用氣外，剩余伴生氣可建CNG站，供鉆機及附近燃油站場用氣，也可作為商品氣外銷。

2 節(jié)能新技術試驗

油田普遍采用不加熱集輸工藝，由于地形環(huán)境的限制，長距離、高回壓井組難以避免，目前此類井組多采用簡易水煮爐加熱，富余伴生氣放空的方式，因此存在一定安全和環(huán)保問題。針對長距離、高回壓井組，開展節(jié)能技術方面的研究：（1）研究降回壓工藝，包括加熱、增壓、管材等方面；（2）研究高回壓井組伴生氣的就地利用工藝。回壓高油井和需要增壓的油井試驗采用數(shù)字化井場降回壓裝置，具有降低井口壓力，提高輸油壓力，達到油井增產(chǎn)的目的。同時還具備井口密閉量油、取樣、測氣、測壓、天然氣回收、計量顯示直讀等功能。裝置具有自動化程度高、測試精度高，搬運靈活、安裝方便、結構緊湊、安全可靠、操作簡便等優(yōu)點。

參考文獻：

[1] 油氣集輸系統(tǒng)節(jié)能降耗技術研究[J]. 陸裕. 化工管理. 2017（26）