油田节能降耗探索与实践

刘德生 李广月

（1.中国石化石油勘探开发研究院；2.中国石化股份有限公司）

1 基本情况

2 技术措施

目前，中国石化所属油田企业共有油井5万余口，开井近4万口，日产液100×104t，日产油10万余吨，综合含水达90%以上，东部油田部分区块含水高达95%以上，已进入特高含水开发后期。目前，国际原油价格持续低位，距盈亏平衡油价仍有差距，形势依然严峻，油田老区生产运行存在集输站库负荷不平衡、节能降耗技术未实现规模化集成化应用、三次采油产出液处理难度和费用增加等问题，如何采用低成本地面集输处理技术，以提高质量和效益为中心，以服务油气生产为目标，实现地面系统优化、节能降耗、提质增效，是油田老区效益开发、可持续发展面临的难题。

2.1 攻关推广预分水技术

为解决水循环量逐年增大、加热负荷大、输送能耗高等问题，攻关推广预分水技年节能降耗近10亿元。

一是联合站应用“先分水后加热”工艺，针对稠油攻关形成了高频聚结分水技术，降低加热能耗80%。以某油田为例：在62座联合站应用“先分水后加热”工艺，针对稠油攻关形成了高频聚结分水技术，减少加温液量70%，降低加热能耗80%，年节约燃料油36.5×104t。

二是接转站应用“就地分水、就地处理、就地回注”处理工艺。胜利油田在48座接转站应用此处理工艺，接转液量17.3×104m3/d，分水量达11.2×104m3/d，年节能降耗2 775万元（图1）。

图1 接转站的处理工艺

研发了一体化预分水撬装装置（图2），不加药情况下，含油小于或等于50 mg/L，悬浮物小于或等于50 mg/L。已在西北、江苏油田工业化应用，投资和占地仅为常规技术的50%和30%。2017年某计转站投产，满足“含油小于或等于15 mg/L、含ss小于或等于10 mg/L”的设计要求，年节省运行费用518万元，见表1。

图2 预分水短流程装置

表1 年节省运行费用明细

2.2 推广应用高效注水技术

紧紧围绕集团公司绿色低碳战略，优化设备资源配置，包括大排量高效泵、阶梯泵组合、分压注水等技术，年降本上亿元。

1）大排量高效泵技术：大排量离心泵较常规离心泵效率高5～7个百分点，胜利油田已应用46台。中原油田选用大排量柱塞泵，效率提高15个百分点。

2）泵组合优化技术：河南油田对注水泵优化运行，累计节电2 248×104kWh（图3）。

图3 阶梯泵组合

3）分质分压注水技术：江汉油田王一站的改造后，年节电310×104kWh。

2.3 推广应用余热综合利用技术

针对集输站库运行过程中存在中高温热能浪费的问题，在保证联合站原油外输温度的条件下，在16座联合站、17座污水站利用“高温热泵+高效换热”污水余热综合利用技术，年代油5 328 t、代气3 234×104m3、节电461×104kWh，节约用工88人，年降本4 362万元，实现高低温介质换热。某油田以天然气发电为主，开展烟气余热利用技术研究及规模应用，天然气利用率由31%提高至72%，累计供热5.69×108MJ，节约天然气2 045×104m3，减少二氧化碳排放3.7×104t。

2.4 持续开展地面系统优化简化

对原油处理系统能力“大马拉小车”现象，按照“简约、实用、有效、低耗”原则，采取关、停、并、转、改等措施，已撤销合并计量站100余座、单拉井1 000余口。以某油田为例：几座联合站设计液量总处理规模2 350×104t/a，原油处理总规模850×104t/a，2017年实际处理液量1 562.6×104t/a，油量106.4×104t/a。拆除各联合站分散建设的原油稳定装置，将原油集中后稳定处理，项目实施后预计单位能耗4.73 kg/t（标煤）降至1.46 kg/t（标煤）降低69%。劳动用工41人减少为6人，优化用工35人。轻烃收率由1.14%增加为1.65%，增加轻烃产量5 800 t/a。年节约电费、燃气费、轻烃拉运费等合计540万元。

针对油田集输系统能耗大，缺乏能耗评价统一标准，综合考虑油品性质、处理工艺、处理量等条件，建立了能耗评价指标，为集输系统能耗指标的评价考核和优化调整提供技术规范和依据（图4）。已在4座联合站推广应用，通过分析能耗不合理环节，优化脱水温度及药剂浓度等运行参数后，折合年可节约燃气量30×104m3，节能效果显著。

2.5 推行节能降碳措施

一是注重实质减排。2017年回收天然气2.2×108m3，相当于减少温室气体排放约330×104t二氧化碳当量。同时，在3个油田开展二氧化碳驱油矿场试验，2017年注入二氧化碳约19×104t。

二是开展源头减排。优化生产运行，改进工艺流程，减少温室气体排放。2017年实施“能效倍增”项目29项，实现节能量4.3×104t（标煤），约等于减排温室气体20×104t二氧化碳当量。

2.6 加强信息化建设

结合智能化管线管理系统、EPBP建设，已完成生产信息化建设的管理区有144个，涉及2.4万口井，在提升工作效率、优化劳动人员、优化生产组织等方面效果显著。

图4 集输系统能耗评价系统

图5 无人值守现场

某油田针对稠油集输工艺流程复杂、站场高硫化氢环境，人员强度大、风险高问题。以自动化为手段，推进新建站场无人值守，推广应用自动选井阀组计量技术、外输泵自动启停技术、机泵变频控制技术、事故状态自动切换流程技术、高低压高低液位自动+安全保护技术、视频监控+远程喊话+周界防护技术等，已建站场实施关、停、并、转改造，实现了系统优化、简化、智能化，减少人员作业环节、简化工艺流程，在100%的计量站、35%的计转站实现无人值守（图5）。

3 结论

节能降耗是国家可持续健康发展的战略决策，是企业降低经营成本，打造核心竞争力的必由之路，是企业转变增长方式、增强核心竞争力的根本要求。应树立全周期节能降耗最优化的理念，持续紧盯油、水、热、能耗等关键项，坚持地面系统优化简化和提高整体开发效益相结合，建立以企业为主体的节能技术创新体系，积极推广应用节能新技术、新工艺、新设备和新材料。同时，加强企业日常管理，优化各生产系统运行，向管理要节能。合理组织生产，协调供能与用能环节，减少设备大马拉小车、低负荷生产等能源浪费现象。合理分配并用好各种不同品种、质量的能源。持续开展节能监测和项目节能评估，完善节能监测制度和重点耗能设备及系统能效对标体系。