油田地面工程节能技术措施探讨

2013-04-08韩英君文莉

石油石化节能 2013年10期

关键词：集油产油量大庆油田

韩英君文莉

（1.大庆油田有限责任公司第十采油厂基建工程管理中心；2.大庆油田有限责任公司第二采油厂）

油田地面工程节能技术措施探讨

韩英君1文莉2

（1.大庆油田有限责任公司第十采油厂基建工程管理中心；2.大庆油田有限责任公司第二采油厂）

节能减排是近年来社会关注的重点，这不仅关乎国家社会经济的发展，更会对子孙后代的生活环境产生深远影响。油田的开发建设可以为社会的发展提供重要资源，但同时也应注意在开发过程中的节能降耗。随着油田开发时间延长，新问题的不断涌现进一步增加了节能的难度。本文针对目前较为可行的节能技术做了深入探讨，为油田地面工程的节能降耗指明了发展方向。

大庆油田地面工程节能技术措施

进入21世纪以来，能源问题得到越来越多的关注，它作为人类生产、生活的物质基础，是社会进步发展的根基。然而，世界的能源总量有限，如何合理开发利用能源，是全世界、全人类共同关心的问题。我国作为世界第一人口大国，但能源十分短缺，为了保证国民经济继续高速增长，在开发新能源的同时，必须注意提高能源的利用率，科学合理地节约能源。大庆油田在生产过程中，油气损耗率及耗电量都十分巨大。针对未来大庆油田面临油产量下降、油田综合含水量逐年提升的形势，节能降耗势在必行[1]。

1 油田地面工程建设

大庆油田经过多年的发展，近年来虽然油水井数仍在不断增长，但产油量却逐年递减，而且产液量和注水量大幅上升，对大庆油田的地面工程建设带来了不少的问题和挑战[2]。

截至2011年底，大庆油田共建成油水井95349口，地面系统建成各种大中型站 1609 座，管道72767km，线路 19554km，道路 16309km[3]。面对当前的形势，应在产油量达到需要的前提下，调整不合理的系统结构布局，降低能耗，提高生产效率。

2 油田生产能耗分析

通过上述分析，由于油田的产油量日趋下降，新油井的开发成为必然，由此也造成了油田地面工程的能耗问题逐渐显现。油产量的下降直接导致的结果是含水量上升，从而使得能耗进一步增大，不利于节能降耗的开展；与此同时，为了保证油田的产油量，新增油井导致地面生产设备增加，生产的能耗也必然随之增加。另外，在油田的外围，由于对油田开发力度不断加大，开采难度也不断提高，这也造成了能耗进一步攀升。大庆油田的地面工程设施经过多年的使用，不少地面设备已经老化，这对地面设备的使用效率产生重要影响，同时也会增加不必要的生产能耗。

2.1耗气分析

由于大庆油田主要采用的是掺水保温、单井计量的密闭集油流程，油田中的生产耗气以天然气为主，其消耗主要集中在油气集输系统的转油站和脱水站上。二者相比，转油站的耗气量较大，大约占80%。通过对地面工程的生产状况分析，造成耗气量增加主要有以下几方面原因：

1）由于长年开采，油田地面工程在老区几经加密，而外围油田的产油量较低，都造成了产油效率的下降；此类油井井口的出油温度偏低，为了对其进行保温，增加了集输吨油耗气。

2）随着产油量的减少，与产油量相关的地面设备长期处于低负荷运行状态。全油田电脱水设施、原油稳定设施、长输管道的负荷率都下降了20%以上，导致系统运行非常不合理，运行效率过低，能耗增高，亟待系统调整。

3）油田地面工程中老化和技术落后的设备较多，由于长年疏于维护且尚未更新，造成这些地面设备效率较低，耗气量偏大，导致能耗加剧。

从上述几点可以看出，对于油田地面工程系统的优化调整势在必行，对于老化落后的设备需及时更新，提高油井出油管道的保温能力，减少热量消耗，从而起到节气的目的。

2.2耗电分析

在油田地面工程中，电能的消耗不可避免。其中以采油过程中的耗电量最高，其次是油田注水耗电，再次是集输耗电，天然气耗电和线路损耗相对较低。对于注水系统，目前所采用的注水系统总压差远远超出压力损失所要求的合理范围，因此该系统存在很大的优化空间。注水泵的技术落后或即将到达使用寿命都导致其效率偏低，会严重影响电能的消耗。应尽可能选择具有较高单级扬程的多级离心泵，增大排水量，提高泵水效率。从原油的集输和处理系统上来看，耗电较大的环节主要是转油站和脱水站。由于油田的产液量不断上升，导致集输及处理吨油的耗电量也呈上升态势。而机泵与管路的特性不匹配导致泵管内压差增大，其内部流动的损失超出了设计指标；因此，也需要对系统进行综合调整，提高机泵运行效率。对于供电网线路的能耗，由于外围油田电网覆盖面积较大，电力线路相对距离较长，因而存在网路损耗偏高，运行功率较低的问题。同时，新增油井的增加也使得原有的电路系统日趋复杂化，存在很多的不合理因素。

3 节能技术措施

天然气的耗气及油田的生产耗电都是油田地面工程能耗的主要部分，若能有效对二者进行控制，则能起到较好的节能效果。目前较为常用的技术措施包括不加热集输处理技术、注水节能技术、综合节电技术等。

3.1不加热集输处理技术

目前，大庆油田处在高含水后期开发阶段，含水率高达 90%以上，导致原油黏度大幅下降，这也造成了输送管壁的结蜡量随之下降，这对于不加热输送是十分有利的。应大力推广不加热集输处理技术，有效降低供热的耗气量，提高企业整体经济效益。

3.1.1 单管深埋集油工艺

该工艺主要用于多井串联进入集油阀组间，管线埋入约2m深，从而确保在冻土层以下。依靠井口回压以及出油的温度，以自压的方式将原油压入集油站，为保证生产过程中集油系统的安全运行，需要配有专门的热洗车设备对管路进行清蜡及热洗作业。通过在转油站及集油阀组间建设采暖管道，在解决阀组间采暖的同时保证了集油干线的输运，降低了掺水所需的电能，使得能耗大幅降低。

3.1.2 “丛式井干管”集油工艺

以丛式井为主的区块单元，在井组至计量站之间可以采用单干管掺水热洗或单干管集油的工艺流程。在产量较高时或夏季可以采用双管出油或不加热集油。采用这种方法可以有效减少管线的用量，从而起到节能降耗的效果。

3.1.3 单管通球工艺

该工艺技术可以应对高寒地区大产液量、高含水率、大黏度、高含蜡量的油井不加热集输需求，从而可以大幅节省耗电量和耗气量，有效提高经济效益。其主要类型包括单井单管通球、单管多井树状通球和单管多井串接通球。

3.1.4 采出液处理技术

通过采用不加热的集油破乳剂、变强度反冲洗和气水反冲洗的污水处理技术和油管解堵技术，使得采出液的处理后温度下降到原油凝固点温度附近，适用于高寒地区的高凝原油采出液集输处理。

3.2注水节能技术

注水系统节能降耗的主要手段是提高注水机泵的效率以及注水管网的效率，主要采取以下技术：

3.2.1 变频技术

通过调整水泵的转速，可以改变水泵的工作特性，选择合理的工作点以适应不同工况下流量、扬程及功率的需求，从而降低泵管内的压差，减少由于节流所产生的电能损耗。

3.2.2 前置泵变频技术

其基本方式是将现有的多级离心水泵拆解，在其进口处新建1台与之流量相同、固定扬程的前置水泵，之后再与拆解后的多级离心泵连接。此时,仅需对前置水泵进行变频调整转速，即可达到在不同进口工况下其出口流动满足多级离心泵的工作需求，有效节约电能。

3.2.3 注水泵涂膜

由于离心泵的长期使用导致其内部壁面容易腐蚀或结垢，更有甚者可能会产生气蚀，从而严重影响水泵的正常工作。因此，需要对水泵的叶轮、壳体等表面涂抹耐腐蚀、耐老化、抗高温、摩擦系数小的保护膜，起到减小流动阻力，提高水泵使用寿命的目的。通过这种方法提高水泵的使用效率，从而有效节约电能。

3.2.4 系统仿真

在实际对水泵进行操作之前，应对整个注水系统进行数值仿真，依据水泵特性及实际工作环境，选取合适的工作点，确定实际工作中的转速，从而达到最佳的使用效果。

3.3综合节电技术

目前，油田地面工程所采用的节电技术主要包括电网的无功补偿和电网的结构优化调整。其中，无功补偿是根据实际电网中无负荷的情况选择合理的补偿方式，提高电网运行功率因数，减少无功的功率在电网中的流动损耗，起到节电的目的；对电网的结构优化调整是通过改变现有电网中的开关状态，改变网络结构及运行方式，从而可以根据需要选择合理的网络结构，降低电网的自身损耗。