A油田地面系统能效优化潜力及对策研究

2022-07-02张胜之大庆油田有限责任公司第四采油厂

石油石化节能 2022年6期

张胜之（大庆油田有限责任公司第四采油厂）

多年来，A油田地面工程系统作为油田能耗大户，一直把节能降耗作为技术管理工作中的重要一环，先后研发了系统运行优化技术，引进应用高效设备和提效措施，并取得了理想的节能效果，但在形成规模化效益方面仍有一定差距，特别是“十三五”时期，受开发规模扩大、成熟性技术覆盖率低等问题影响，地面生产系统能耗总体仍呈现升高趋势，油田转型升级与绿色发展形势十分紧迫。

1 地面生产系统能效现状

1.1 开发规模扩大能耗刚性增长

随着油田开发的不断推进，井站规模逐年扩大。2016—2020年A油田集输系统能耗变化统计见表1，与“十三五”初对比，A油田新增油水井2 103口，年产液增加329×104t，年注水增加333×104m3，总能耗增加4 744 tce[1]。受油田开发规模不断扩大影响，生产能耗刚性增长，节能管控压力较大。

表1 2016—2020年A油田集输系统能耗变化统计Tab.1 Statistics of energy consumption change of gathering and transportation in A oilfield from 2016 to 2020

1.2 成熟技术覆盖率低

地面系统共建有各类输油、掺水、热洗、注水机泵469台，主要耗能设备运行效率与全公司对比见表2，A油田主要耗能设备运行效率仍低于全公司指标先进值，能耗设备效率提升空间仍然较大[2]。

表2 主要耗能设备运行效率与全公司对比情况Tab.2 Operation efficiency of main energy consuming equipment compared with the whole company %

1.3 技改回报率逐年下降

随着油田开发规模增大，开采对象逐渐过渡到薄差层，油田多井低产等情况使得新开发区块能耗增大。此外，随着节能技术的不断推广应用，节能技改挖潜空间越来越小，投资节能量由“十一五”的3.37 tce/万元降低到“十三五”的1.50 tce/万元，下降56%，常规节能技术投资回报率整体呈现下降趋势[3]。

结合上述因素，地面系统节能挖潜工作应侧重于构建不投资、少投资的优化运行体系，结合油田数字化和智能化建设，重点攻关集输和注水两大生产系统精准控制、精细运行配套技术；探索研究低品位含油污水余热综合利用技术和低能耗建设模式，为油田提质增效、转型升级和绿色发展提供技术支撑。

2 能效优化技术体系发展对策

2.1 技术研究

“十四五”期间，在油田数字化建设中，地面系统通过生产数据自动采集、监测和分析预警，实现数据实时推送；为了降低油田生产能耗，需要在数字化油田建设基础上，依托仿真技术，重点在集输和注水两大生产系统方面开展技术攻关，攻克精准控制技术研究及应用技术。

2.1.1 集输系统精准控制技术

一是开展集输参数与数字化油田融合技术研究。建立系统的参数优化目标函数，结合系统特点确定目标函数的约束条件及约束模型，通过流程模拟及最优化求解，研究系统用能优化目标函数及求解技术，建立适用于集输系统的优化方法体系[4]。

二是开展单井掺水精细控制方式优化研究。目前井口掺水阀的开度调控存在粗放调节，掺水量控制不精确等问题。“十四五”期间应开展单井掺水精细控制方式优化研究，优选掺水控制参数及自动控制方式，应用定量掺水阀等技术[5]，采用自动控制系统替代员工现场手动调节，实现计量间单井掺水的实时、精准、高效控制，降低系统能耗[6]。

三是开发在线精准调控平台。以转油站为单位对所辖井间开展掺水自动控制应用，研发在线精准调控平台，依托数字化技术实现在线制定运行参数、时时调整集输方案，确保原油集输系统运行能耗最低。

2.1.2 注水系统精准控制技术

1）开展GIS注入系统仿真优化技术深度研究[7]。建立实现管网系统的快捷导入、管网结构和属性信息批量处理、扩建或新建管网编辑等功能，建立注入泵、注入站工作特性模型，通过与注入管网仿真计算模型耦合，形成注入系统管-站耦合仿真计算模型，通过仿真，分析诊断系统存在的薄弱环节，为管网系统调整改造提供合理依据。

2）研究不同井网运行优化方法。利用仿真优化软件，开展注水系统优化运行方法技术研究，通过给定注水站供水量、注水泵最大、最小排量、注水井压力等约束条件，应用研究确定的优化方法，在满足不同管网水量及压力需求基础上实现注水泵启停布局优化，找出满足系统压力要求和单耗最小的最优开泵方案，最大幅度减少注水泵运行数量，实现示范区节能降耗。

2.2 开展综合提效技术研究

2.2.1 优化正压精准配风本体结构

经调研，正压燃烧方式具有热交换效果好、加热炉运行效率高等优点，但同时带来高背压、高换热量等问题，经计算，通过优化烟管尺寸、根数以及排列方式，可以有效提升烟管换热量、提升烟管部分烟风阻力，以适应正压燃烧方式带来的若干问题。同时在优化结构的过程中，还要考虑烟管与火管、与烟箱的连接方式，避免出现热疲劳现象，造成焊缝开裂等问题[8]。不同类型加热炉燃烧方式热效率对比情况见表3，用火筒式加热炉改造后，设计热效率和运行热效率得到双提升，根据各生产单位改造需要实现示范应用。

表3 不同类型加热炉燃烧方式热效率对比情况Tab.3 Comparison of combustion modes and thermal efficiency of different types of heating furnaces

2.2.2 节能技术措施效果评价

“十三五”期间根据在用机泵及加热炉节能技术调查结果，选择典型节能技术，从技术原理、应用效果以及智能化运维程度等方面入手，结合油田掺水加热炉、热洗加热炉、脱水炉、外输炉以及掺水泵、热洗泵、输油泵、注水泵等生产用能环节在用节能技术开展评价，明确各单项节能技术的节能效果和适用范围等。

2.3 低品位含油污水余热综合利用

热泵技术从应用形式可分为空气源热泵、地源热泵、水源热泵三种[9]，常见的水源热泵最高能提取10℃的余热，而油田回注水温为30℃左右，具有很大节能潜力。常见的水源热泵有电动压缩式热泵和燃气吸收式热泵，A油田已建油田回注水余热利用热泵站情况见表4。结合降本提效形势需求，需要对低温热泵技术进行深入研究，调研寻求工业领域技术和经济上尽量更优化余热利用技术。

表4 A油田已建油田回注水余热利用热泵站情况Tab.4 The utilization of waste heat pump station for water injection in A oilfield

2.3.1 油田含油污水余热利用

A油田含油污水余热量估算统计见表5，日产含油污水量32.20×104m3/d，平均温度在30～35℃，有很大的余热利用潜力，取温10℃的热量折算16.74×104tce/a，相当于2019年油田生产能耗的40%，潜力巨大。为此重点调查统计各区块、采油矿含油污水的分布、水量、温度及水质。但由于含油污水余热品位较低，需要进一步开展应用场所、工艺和运行参数优化，降低工程投资和运行成本，实现低品位含油污水余热的有效利用。

表5 A油田含油污水余热量估算统计Tab.5 Estimation and statistics of residual heat of oily sewage in A oilfield

“十四五”期间，结合A油田场站的用热情况，制定余热利用规划，结合各场站的供热热源规模、运行状况、供热介质、供热参数，选择具有代表性的油田站场，利用余热回收技术，替代加热炉为油田生产或采暖、供热的示范应用。遵循先实施建筑供暖，后替代加热炉供热的原则，制定实施计划。示范区建成后，跟踪评价含油污水余热利用技术节能效果、运行稳定性等，为后续推广提供技术支持。

2.3.2 供热模式及参数精细优化

由于泵房、操作间等生产场所内设置大量工艺管线、机泵等具备一定散热量的设施，其室内采暖完全可以利用此部分余热。结合“十四五”期间集中监控、无人值守站场推广，节能潜力更大，因此，需要界定考虑。形成兼顾生产设施散热量条件下的采暖设计技术，针对不同生产场所、操作人员因素等情况，细分不同采暖模式与采暖参数，跟踪监测评价实施效果，总结并制定推广应用方案，降低生产场所采暖需热量。

2.4 新能源有效利用模式研究

鉴于高凝点、高黏度、高含蜡“三高”油田特性，油气集输过程需要加热以维持流动性，导致运行成本较高，尤其是近几年扶余油层开采，近40℃的高凝固点原油造成集输与处理难度显著增加。比如：大港油田利用太阳能直接给边远拉油井储罐维温；长庆油田利用太阳能在井口对原油进行辅助加热；塔里木油田建设太阳能分布式光伏发电。实现了自发自用、多余并网[10]，综合认为，A油田需要围绕如何合理有效利用清洁能源开展探索研究。

2.4.1 利用规划及能效评价

调研国内其它油田风力发电、光伏发电、多能互补、太阳能供热等新能源应用模式，结合A油田开发及生产用能现状，分析新能源利用有利和不利条件，编制新能源利用规划部署，研究建设方案、建设典型工程，起到引领示范作用。研究完善新能源利用模式，客观评价实施效果，形成适用于A油田的评价技术，支撑新能源应用评价，促进新能源应用技术完善推广。

2.4.2 规模利用配套温室气体减排

跟踪油田新能源和工业余热等利用规划制定与实施情况，筛选适宜的系列方法学，对具备碳减排核查规模的工程及时在生态环境部门等机构注册备案，定期开展减排量核查工作，实现油田生产节能降碳。