“一站两制”集输方式在转油站节能降耗中的应用

2015-08-07高丽丽大庆油田有限责任公司第五采油厂

石油石化节能 2015年6期

高丽丽（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

引言

采油厂天然气消耗分为集输耗气、放空及非生产耗气三个方面。根据数据统计，集输耗气占整个耗气量的79.8%～88.4%，放空为5%左右，非生产耗气占6%～15%。集输耗气从构成上可分为转油站集输耗气和联合站集输耗气，其中转油站集输耗气占总集输耗气80%左右，联合站占近20%，因此，转油站集输耗气占总耗气近70%。随着水驱扩边开发的不断深入，耗气呈上升趋势，节气形势较为严峻。

从整个耗气系统看，转油站集输耗气所占比例最高，是节气挖潜的主要对象。近些年，通过持续执行低温集输、常温集输等运行方式，高产液、高含水油井均实施了季节停掺水、全年停掺水，同时计量间取消采暖管线，节气效果显著。而目前新开发的扩边产能中新建的油井，由于集输半径长，产液量低，无法随转油站系统一起实施低温集输运行，为保证其正常生产，需要提升整个转油站掺水系统运行温度，导致转油站耗气上升。

转油站的耗气主要包括油井掺水（热洗）、采暖及工艺伴热等用气，其中油井掺水（热洗）是转油站的主要耗气部分，因此，如何优化掺水系统运行是节能挖潜的关键。

针对转油站掺水（热洗）系统节气形式紧张的问题，利用转油站内掺水、热洗分开运行的工艺，实行“一站两制”集输方式。“一站”即1 座具备掺水、热洗分开流程的转油站，“两制”是指高温掺水热洗、低温掺水两种运行制度。主要是利用热洗系统对产能扩边井涉及的计量间进行高温掺水，一般为65～70 ℃，原掺水系统对低温集输油井所在的计量间进行掺水，一般不超过50 ℃[1]，实施后系统平稳，回油温度保持稳定，耗气量下降，实现了节能降耗的目的。

1 “一站两制”集输方式的应用

1.1 转油站基本情况

某转油站辖有计量间14 座，各类油井200 余口，加热炉3 台，其中1#、3#加热炉功率为2.0 MW，2#加热炉为1.74 MW；掺水泵4 台，1#、2#掺水泵排量为60 m3/h，3#、4#掺水泵排量为80 m3/h。平时运行3 台加热炉（全部运行），2 台掺水泵（1#、3#），日平均掺水量2932 m3，日平均消耗天然气5321 m3。近期有50 余口扩边油井投产，均采用环状流程搭接至已建的4 座计量间。由于产液量低，集输半径长，生产运行表明：当低温或低掺水量运行时，油井出现了回压升高问题，最高回压可达1.8 MPa，需停井冲洗管道，影响正常生产。只有将转油站系统掺水温度整体升高，才能解决这一问题，这导致日均耗气升至6831 m3。

1.2 “一站两制”实施方案

1.2.1 根据计量间井况匹配掺水泵

根据各计量间辖井的类型，该转油站涉及扩边井的计量间有4 座，掺水量最高为1154 m3/d，只涉及老井的计量间10 座，掺水量最高为2032 m3/d。对现有的掺水泵进行匹配，4#泵为备用泵，运行1#泵为扩边井的4 座计量间掺水，运行2#、3#泵为老井10 座计量间掺水。

1.2.2 根据温度需要匹配掺水、热洗加热炉

该转油站管辖区域需要掺高温水的计量间有4座，即含有扩边井的计量间。根据最高掺水量1154 m3/d 可计算出所需加热炉负荷为1.55 MW，同样掺低温水的加热炉负荷需要3.2 MW。该站内加热炉在工艺上都具备掺水或热洗功能，对其进行匹配，选用3#加热炉为4 座扩边井计量间提供高温掺水，其余2 台加热炉为10 座老井计量间提供低温掺水（图1）。

考虑热洗时，该站采用集中热洗方式，一般是一次冲洗1 个或2 个计量间，3#加热炉在负责4 座扩边井计量间掺高温水的同时，可满足热洗负荷。