萨南油田集输系统节能技术

2017-08-23何昭军孙艳大庆油田有限责任公司第二采油厂

石油石化节能 2017年8期

何昭军孙艳（大庆油田有限责任公司第二采油厂）

萨南油田集输系统节能技术

何昭军1孙艳2（大庆油田有限责任公司第二采油厂）

介绍了萨南油田近几年所采用的地面工程集输系统节能技术措施，阐明了各种节能技术措施的原理、应用情况及效果，有效降低了地面系统成本，同时，指导“十三五”期间地面集输系统节能工作的开展。近几年，萨南油田通过开展站库低温集输技术、加热炉提效、安装变频调速装置等节能管理措施和技改措施，实现年节气1143×104m3，年节电305×104kWh，有效降低地面系统耗能成本。

萨南油田；集输系统；节能；地面工程

1 低温集输

随着油田进入高含水期，原有的集油方式已经不能满足油田节能降耗的要求[1]，低温集输是几种集油方式的总称，目前萨南油田主要有七种集油方式：正常掺水：掺水温度大于50℃（指掺水出站温度）；单管集油：油井常年停止掺水，利用集油管线向计量间输油；双管集油：油井常年停止掺水，利用集油和掺水管线同时向计量间输油；掺常温水：转油站来液经过分离后，沉降分离的游离水不经过加热直接进行回掺，特点是不运行掺水炉，掺水温度与生产运行情况表中来液温度相近；掺低温水：掺水温度小于或等于50℃（指掺水出站温度）；加流改剂：转油站系统添加流动改进剂；季节性停掺：夏季不掺水，但冬季需要掺水，冬季不存在季节性停掺井。在这七种集油方式里，除了正常掺水外其余都可以称为低温集输[2]。

目前，萨南油田进入特高含水期，近年来综合含水达90%以上，集输介质的管输特性发生了较大变化，低温集输虽然在一定程度上可以节能降耗，但也受一些因素的制约。

2015年，萨南油田有19座站夏季全面实施停掺停炉，在夏季气温最高时，最多停运加热炉51台，低温集输井数达3889口，其中常年不加热集输井数1033口，降温集输井数2145口，季节性停掺井数711口，年节气820×104m3，年节电120× 104kWh。

2 加热炉提效

2.1 脉动炉改造

为缓解加热炉烟火管鼓包给生产带来的压力及提高加热炉的运行热效率，采用脉动燃烧方式改造二合一加热缓冲装置，脉动燃烧换热技术从原理、结构、工艺上分析，可用于二合一加热缓冲装置。

2.1.1 脉动燃烧技术原理

脉动燃烧室内的压力、流动速度、燃烧放热效率、温度等参数是随时间呈快速周期性变化，燃烧室内存在一个高强度的驻波声场，在声学条件控制下，燃烧过程呈周期性脉动。周期性的燃烧放热自动激发产生燃烧室内的声脉动，强烈的声波脉动又反过来调节、控制周期性的燃烧放热。高强度声波脉动的结果，强化了混合，传热，传质过程[3]。

2.1.2 改造方式

将老加热炉燃烧器一侧的碟型封头切下，将炉内烟、火管整体拆出，根据原有二合一加热缓冲装置的实际情况，现场预制脉动燃烧系统安装老加热炉壳体中，将原有的封头改为碟型封头，再配套安装引风机、控制屏等自控设备，经调试后即可投入使用，其安装方式见图1。

2.1.3 达到指标

二合一加热缓冲装置通过改造后，提高了加热炉的燃烧效率、燃烧强度，运行热效率最高可达90%左右，更换掉老式的烟火管，达到减少换热面积，降低钢材耗量的效果。由于其独特的燃烧方式所产生的脉动效果，对预防换热设备结垢、泥沙沉积有显著的效果。萨南油田在原有加热炉基础上改造了16台脉动燃烧加热炉。节能监测中心于2015年抽测的加热炉检测报告显示，8台脉动燃烧加热炉平均热效率达到86.35%，节能效果明显。

图1 脉动燃烧方式改造二合一加热缓冲装置安装图

2.2 加热炉清防垢技术

为了缓解加热炉结垢严重给生产带来的压力及提高加热炉的运行热效率，将在加热炉进口安装量子管通环，量子管通环清防垢技术从原理、结构、工艺上分析，适用于各种结构形式的加热炉，对水驱加热炉效果尤为明显[4]。

2.2.1 量子管通环清防垢技术原理

利用最新的量子力学原理和激光技术，将开发的能量波存储于以硅铝为主体的记忆合金材料里。当合金材料从周围环境得到能量时，材料的分子产生超精微振动波，透过管壁传递到水中，超精微振动波使离子间的相互结合力减弱，不容易产生晶体而析出。以碳酸钙的结晶为例，碳酸钙产生结晶，但在超精微振动波的作用下，碳酸钙分子的特性被改变，从而不会形成大块的板结垢，只能在水中形成絮状的碳酸钙颗粒，在水流的作用下被带走。

2.2.2 达到指标

安装量子管通环后，可以缓解加热炉结垢问题，提高加热炉的运行热效率至少2个百分点以上。

上述加热炉提效工作的开展，实现措施节气量323×104m3。

3 安装变频调速装置

萨南油田已经进入特高含水开发后期，原油采出成本越来越高，安装变频器是机泵的一种有效的节能技术。集输系统主要在外输系统及掺水系统安装变频调速装置。

3.1 外输系统

由于开发过程中的单井产液量自然递减、注采关系调整、生产井高关、套变关井的影响，转油站、脱水站基本在运行十年后，外输量与投产初期相差较大，而受资金等因素的制约，外输能力调整相对滞后，导致部分集输系统外输能力与液量匹配不合理，外输泵存在载荷过低的问题[5]。

3.2 掺水系统

随着油田开发的深入，部分转油站掺水系统能力与需求不匹配，具体表现在三个方面：随着开发时间的延长，转油站所辖油井单井产液量、总井数、开关井数已经发生变化，导致掺水需求发生变化；随着技术的进步，油气集输系统的技术界限有所下调，单井进站温度有所降低，单井掺水量减少，导致转油站已建掺水系统负荷率降低；随着节能减排力度的加大、油田含水的升高，低温、常温集输的范围逐年加大，部分井实施全年或季节性停掺集输，导致转油站掺水量需求季节性差异较大。

截至2015年底，萨南油田地面工程集输系统建成各类站库92座，外输泵289台，掺水泵229台，变频调速装置176台，其中用于原油外输变频器72台，用于掺水变频器41台，其余63台变频器主要用于脱水、补水、反冲洗等。采用变频调速装置平均每年节电185×104kWh。