董广平 王智玮 （大庆油田有限责任公司第五采油厂，黑龙江 大庆 163513）

集输系统包括转油站、脱水站两大系统。某厂转油站外输液量为3064.7×104m3，掺水量为1845.3×104m3，占总集输液量的37.58%。由于外输液量、外输油量及污水外输量是不可调整量，要降低集输总液量，只能控制掺水量，降低转油站系统循环量。

1 能耗构成分析

转油站集输液主要由外输液量、掺水量两大部分构成；联合站集输液主要由外输净化油量、沉降岗外输至污水处理站水量两大部分组成。对集输系统能耗构成进行分析，总能耗方面转油站占88.14%，其中耗气占94.2%。转油站、联合站耗气分别占本各自综合能耗的94.64%、90.66%。

2 具体内容及主要工作

根据集输系统能耗构成分析，根据集输系统工艺特点，节能以节气为重点，主要环节在转油站系统，紧紧围绕“降低掺水加热、采暖供热负荷，提高加热炉负荷率及热效率”的工作重点［1］，创新提出“42231”过程管理模式，指导节气工作的开展［2］。

2.1 确定“四个”界限

确定停掺水界限。双管流程井：产液量≥15t/d，含水率≥75%；环状流程井：端点井产液量≥20t/d，全环含水率≥75%。

确定井站回油温度。计量间≤33℃，转油站≤32℃。

确定单井掺水量。双管流程井：掺水量5-12 m3/d；环状流程井：单井≤10m3/d，全环掺水量≤40 m3/d。

确定出站掺水温度。夏季≤45℃，冬季≤55℃。

2.2 优化“两个”运行

优化加热炉运行。根据转油站的掺水量、温升、加热炉负荷等情况，确定加热炉运行台数，保证加热炉运行负荷率达到80%左右。

优化掺水泵运行。根据各站设备情况，通过核算，进一步优化掺水泵运行匹配。掺水泵运行原则：负荷率80-100%，优先启运安装变频调速装置的掺水泵，当泵管压差大于0.2MPa时，调整泵的运行。

2.3 控制“两个”水量

一是探索“拐点法”管理模式，降低单井掺水量

在一定的掺水温度下，通过减少掺水量的办法使回油温度降低，井口回压升高，当回压升高并稳定在设计回压附近时，将此时的掺水量定为“拐点掺水量”，将该掺水温度下对应的掺水量、回油温度统计列表，作为该井或集油环当前掺水温度下该井掺水量控制的依据。在某站进行前期试验，并逐渐推广，有665口井的掺水得到了有效控制，34口井达到停掺水，掺水量由7555 m3/d降至5398m3/d，平均单井掺水量由10.8 m3/d降至7.7 m3/d，累计节气15.4×104m3。

二是计量间采暖工艺改造，降低采暖水量

针对计量（阀组）间存在的采暖水量不可测、控制难度大、供回水压差大、节流损失大等问题，对计量间采暖工艺进行改造。改造后每座计量间日减少采暖水50%以上（20-30m3），一个采暖期将减少采暖用水100×104m3,年节气190×104m3。

三是调整油井热洗方式，减少高温运行天数

通过整合、优化，热洗方式由“分散”转为“集中”，转油站平均高温热洗时间不超过5天，减少转油站高温天数5-10天，年节气约240×104m3。

2.4 分解“三项”指标

分矿总耗气指标，分站总耗气指标，分月总耗气指标。依据转油站所辖油井站、所处区块、辅助加热等情况，根据确定的“四个”界限，依据时间变化，将年生产耗气分解到转油站、脱水站及矿，并制定相应的考核细则，根据各单位完成情况进行相应考核。

2.5 确保“一个”目标

终点指标考核，确保总耗气任务完成。将每月生产耗气或吨液耗气完成情况与运行计划对比，对未按计划执行的矿或站，及时查找问题，寻求解决对策，减少累积效应，保证全年节气任务顺利完成。

3 实施效果

在“42231”过程管理模式指导下，深度挖掘系统潜力，制定各项节气措施，加强过程监督，保证实施效果，节气效果显著。一是停掺水界限不断深化。由2005年的产液量大于40t/d、含水率大于80%，降低到2014年的产液量大于15t/d、含水大于75%。二是实施规模逐年增加。夏季停掺水井数量由737口增加到1690口；冬季降温集输井数由1119口增加到2831口。三是总耗气量增长得到有效控制。与设计参数对比，年减少耗气量均在1000×104m3以上，总耗气量由7780×104m3降到最低的5178×104m3。

4 结语

通过创新“42231”过程管理模式，系统指导全厂节气工作的开展，使集输系统能耗的上升幅度得到控制，为以后的节能降耗工作提供了借鉴。

一是集输系统节能关键在转油站系统，节能重点是控制耗气量的上升，采取的主要措施是控制各环节总量，降低加热负荷。

二是随着技术的发展，工艺的变化，为适应新的形势，“42231”过程管理内容需不断充实。总结经验，探索新方式，充分发挥“42231”过程管理潜力。