哈拉哈塘油田节能降本增效益

王霞 巴特 杨晓东 徐文涛 王应全 杨国和（塔里木油田公司采油运行部）

哈拉哈塘油田节能降本增效益

王霞 巴特 杨晓东 徐文涛 王应全 杨国和（塔里木油田公司采油运行部）

目前，塔哈拉哈塘油田所有试采井均用单井发电机组供电。2012年1—9月试采发电费达6440.3万元，成本形势严峻。随着投产井数的持续增加，试采发电成本的不断上升，油田采取了两项举措：试采井用燃气替代燃油发电；核实单井实际负荷，调整发电机组功率。2012年 试 采 发 电 实 施 “ 燃 油 改 燃 气 ”、“ 大 小 马 力 组 合 ” 项 目 后 ， 截 至 2012年 9月 20日 ， 节 约 柴 油5226t(节能量为7960t标准煤)，节约发电费 3919万元，节能降本效果显著。

哈拉哈塘油田 试采井 燃气发电 节能降本

1 哈6临时处理站工艺流程简介

哈拉哈塘油田目前包括哈6、新垦、热普、齐满 4 个 区 块 ， 总 面 积 达 到 2000km2左 右 。 目 前 管 辖哈6临时处理站1座，哈6临时处理站是哈6区块产能 建 设 工 程 提 前 实 施 的 部 分 ， 于 2012年 7月 1日 开工 ，2012年 12月 26日 试 运 行 。 设 计 油 处 理 量 100× 104t/a。建筑面 积 585.9m2， 占地面积 34975m2， 日处 理 液 量 2300t左 右 ， 日 外 输 量 1800t左 右 ， 原 油含水控制在1%以下。

目前，哈拉哈塘油田油藏试采开发过程中，单井试采生产经气液分离，加注脱硫剂对液脱硫，再用 车 辆 将 所 有 液 体 拉 运 至 哈 6临 时 处 理 站 （图1），加注破乳剂脱水，用气提原理再次脱硫，井口产出天然气就地火炬放空。合格原油（含水小于0.5%）外输 ， 污 水 回 灌。

图1 哈6临时处理站试采流程

原油运输车辆在哈6临时处理站卸油台卸油后，原油加注破乳剂在 1#沉降罐初级沉降后，原油经真空加热炉加热至 60℃后进入气提脱硫塔，再进 入 2#沉 降 罐 沉 降 ， 1#、 2#沉 降 罐 污 水 进 入 3#污 水沉 降 缓 冲 罐 ， 合 格 原 油 （含 水 小 于 0.5%）外 输 ，污 水 全 部 回 灌 地 层 ， 天 然 气 用 CNG 装 置 回 收（图2）。

图2 哈6临时处理站工艺流程简图

2 存在的问题

2.1伴生天然气就地放空燃烧，造成资源极大浪费

截 至 2012年 10月 31日 ， 哈 拉 哈 塘 油 田 累 计 产油 101.89×104t，累计产气 1.23×104m3。 目 前 ， 所 有试采单井所产天然气均是就地放空燃烧，资源浪费严重。

2.2试采发电成本不断增加

截 至 2012 年 10 月 底 ， 哈 拉 哈 塘 油 田 已 经 有 试采 单 井 99 口 ， 至 2012 年 底 试 采 井 预 计 达 到 124口，投产井逐年增多，发电费用也呈上升趋势。2011 年 全 年 发 电 费 用 4976.23 万 元 ； 至 2012 年 1—9 月 发 电 费 就 已 高 达 6440.3 万 元 ， 全 年 预 计 将 达9150万元。

随着“新疆大庆”增储上产节奏加快，投入开发的新井还将持续增加，地面建设工程不断推进，试采发电成本也将不断攀升，成本形势严峻。

3 节 能 降 本 措 施 及 成 效[1-2]

2012年 3月塔北采油运行部组建成立后，以建设节约型、经济型油田为目标，重视并促进节能降本机制建设。认真分析总结了采油运行耗能和成本状况，积极开展耗能分析、成本经营分析、节能降本合理化建议征集等一系列活动，从而提出了节能降本的新举措：试采发电机大、小功率配合使用，降低整体能耗、成本；积极推广应用试采单井燃气发电，回收利用火炬放空气。

3.1节能降本措施

1）积极推广应用试采单井燃气发电。哈拉哈塘 试 采 井 2012 年 1—9 月 井 口 产 气 量 为 2812×104m3，但试采单井井口所产天然气均经火炬放空。为了回收利用试采井放空天然气，尽量采用燃气发电机，同时搭配 50kW柴油发电机，开井产气时用燃气发电机，关井或焖井时用燃油发电机。

2）试采发电机大、小功率配合使用。经过认真分析发现，哈拉哈塘区域采油方式特别，以注水替油为例，正常生产时用电负荷较大（包括抽油机或 电 泵 及 其 他 用 电 设 备）， 需 运 行 200kW 以 上 发 电机；但在注水、焖井、关井期间用电负荷较低（照明、电伴热等），50kW 柴油发电机即可以满足用电 需 求 ， 运 行 50kW 发 电 机 时 可 比 200kW 发 电 机每 天 可 节约柴油 0.453m3。

3.2效果评价

2012年试采发电实施“燃油改燃气”、“大小马力 组 合 ” 项 目 后 ， 截 至 9 月 20日 ， 节 约 柴 油 5226t（节 能 量 为 7960t标准 煤）， 节 约 发 电 费 用 3919 万 元（图3，表1， 表2）。

图3 三类发电机组月度发电费用对比

表1 2012年哈拉哈塘1—9月数据统计

表2 2012年哈拉哈塘1—9月节能降本累计数据统计

1）合理调整发电机组功率，降低发电费用。截 至 2012 年 9 月 20日 ， 根 据 部 分 注 水 井 和 机 采 井间歇生产，分析单井发电负荷变化情况，投入50kW发电机调整单井发电功率（大小马力搭配使用），节 约 柴 油 2739t， 节 约 发 电 费 2054 万 元 （节 能3991t标准煤）。

2）实 施 “ 燃 油 改 燃 气 ”， 节 约 燃 料 费 。 截 至2012 年 9月 20 日，井口硫化氢含量已低于 2000×10-6，气 量 平 稳 且 在 2500m3/d 以 上 的 一 批 单 井 开 始 实 施燃 气 发 电 的 举 措 。 哈 601-6井 、 哈 6生 活 区 等 22处井站燃 油 改 燃 气 发 电 回 收 利 用天然 气 298×104m3，节约 柴 油 2487t（节 能 量 为 3969t标 准 煤）， 节 约 燃料费 1865万元。

4 结论及建议

1）在生产规模不断扩大的严峻形势面前,哈拉哈塘油田依托节能降本两项举措：试采井用燃气替代燃油发电；核实单井实际负荷，调整发电机组功率，推进节能工作深入开展， 提高节能降本工作成效，收到了良好的节能降本效果。实施上述措施后 ， 截 至 2012年 9月 20日 ， 已 节 约 柴 油 5226t（节能 量 为 7960t标 准 煤)， 回 收 利 用 天 然 气 361× 104m3，节约发 电 费 用 3919 万 元 。

2）对 于井口 天 然 气硫化 氢 含量低 于 2000×10-6、气 量 平 稳 且 在 2500m3/d 以 上 的 试 采 井 ， 可 实 施 改燃油发电为燃气发电方式。

3）对于生 产 用电负 荷波动 较 大，用 孤 立发 电机组的生产现场（尤其在碳酸盐岩间歇开井生产，且单井孤立发电试采井），建议配备大小马力发电机组。

[1]付良壁,满立丽.注水开发油田节能降耗方法探讨[J].石油石化节能,2011,5(2):3-6.

[2]俞伯炎,吴照云,孙德刚,等.石油工业节能技术[M].北京:石油工业出版社,2009.

10.3969/j.issn.2095-1493.2013.006.018

2012-11-29）

王霞，工程师，2008年毕业于西南石油大学（油气田开发专业），主要从事油藏方面的工作，E-mail：292930790@qq.com，地址：新疆库尔勒市塔里木油田塔北项目经理部采油运行部，841000。