李亢（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

1 能耗分析

2016年，采油七厂集输系统共耗气7344×104m3，其中：脱水联合站耗气1200×104m3，转油站耗气6067×104m3（29座转油站，未含葡三联转、敖联转），卸油站耗气64×104m3，其他耗气13×104m3；集输系统共耗电3951×104kWh，其中：脱水联合站耗电673×104kWh，转油站耗电3039×104kWh，其他耗电239×104kWh。转油站系统耗气、耗电均占整个集输系统的80%左右，而掺水系统又是转油站系统的耗能大户。采油七厂所辖油田属于高寒地区低产低渗透油田，集输系统通常采用环状掺水流程，由于受气温低、凝固点高、产量低等一系列因素的影响，掺水系统耗能居高不下，成为制约节能降耗的瓶颈；所以，优化集输系统运行、控制掺水系统耗能也就成为了该油田节能降耗工作的重心。

1.1 冬夏两季能耗趋势

由于大庆油田处于高寒地区，冬夏两季室外气温最大温差在60℃以上，在冬季生产时，为了满足集输温度条件，各转油站掺水出站温度远高于夏季运行温度，部分甚至在70℃以上，掺水量也远高于夏季生产，同时各站的采暖与伴热系统也将消耗大量能源；夏季生产时，气温上升，大部分转油站掺水温度和掺水量均明显下降，采暖与伴热系统停运，加热炉耗气与机泵耗电均明显降低。在针对2016年全年的统计分析中，转油站系统耗气、耗电总体上呈夏季下降冬季上升的趋势，冬夏耗气最大相差60%。夏季较冬季耗电低20%～30%左右。

对于冬季运行外输炉的转油站，以葡北地区葡北14#转油站为例，冬季运行掺水外输炉2台，掺水炉1台，采暖炉1台；夏季只运行1台掺水外输炉，且外输部分不进行加热，日均掺水量减少468m3（39.49%），由于葡北14#转油站下辖阀组间11座，数量较多，大部分为环状井，且部分集油环距转油站距离较远，夏季也需要较高的掺水温度，掺水温度冬、夏季变化不大。由转油站外输温升（外输温度—回油温度）、外输量及天然气热值可计算外输耗气量；由转油站掺水温升（掺水温度—回油温度）、掺水量及天然气热值可计算掺水系统耗气量[1]（表1）。葡北14#转油站冬季日均耗气中掺水、外输及其他部分各为4388.4m3、604.2m3及433.4m3，各占自耗气总量的80.88%、11.14%及7.98%。夏季掺水系统日均耗气2951.2m3，为冬季掺水系统耗气的67.25%，占夏季转油站日均耗气量的92.49%。

表1 葡北14#转油站冬、夏季掺水、外输系统耗气量

葡北14#转油站冬季耗电中掺水、外输各为974、271kWh，其他系统耗电合计1456kWh，各占转油站集输系统耗电总量的36.06%、10.03%及53.91%。夏季耗电中掺水、外输各为802、279kWh，其他系统耗电合计876kWh，各占转油站集输系统耗电总量的41.01%、14.21%及44.78%。

1.2 耗气量波动

1.2.1 全年耗气波动

通过对2016年度全厂转油站单月耗气量与月平均气温对比可见，全年耗气波动与气温走势相同，特别在进入夏季后，6—9月份平均气温相近，相应的耗气量几乎保持相同，波动不超过3.5%。而冬季生产时，耗气量增加的波动幅度却高于气温降低的幅度，主要原因在于为保证冬季集输系统安全平稳生产，没有进行集输参数管理，加热炉均满负荷运行，掺水温度保持高位运行（部分转油站始终保持70℃以上），也未依照气温变化作出及时有效的调整，所以转油站冬季耗气未产生与气温相应的波动。2017年1—3月，3个月的耗气量均超过700×104m3，保持高位运行，但二、三月份气温与一月相比已有明显回升，三月平均高温已在零度以上，且有部分天数最高气温在10℃以上，存在一定的节能降耗潜力（表2）。

表2 2017年度上半年全厂转油站耗气量与气温对比

1.2.2 短期耗气波动

截至目前，全厂共有31座转油站，其中太南4#转油站、太南2#转油站、敖106转油站和台12转油站不满足湿气外输条件，对其余27座转油站进行集输节点温度检查。转油站中，达到站内阀组间来液汇管温度规定的有15座，未达到规定的有11座，其中葡北1#站无准确温度取值。温度合格的15座站按检查日期后的8d（24—31日）取值计算并修正耗气量波动范围值，其余转油站依照工艺流程、耗气量和阀组间数相似情况修正波动范围值，最大波动范围值暂定±10%，各站波动范围值会在以后的日常管理中按现场实际进一步修正。规划所将依照修正的耗气量波动范围值对各转油站耗气量进行监测。当某站耗气量波动异常时，则对其集输节点温度进行检查。检查发现，转油站耗气量短期波动偏大时主要存在气温骤降、冲环、罐车加水等特殊情况。

2 优化运行

推进“两控两优”运行模式，细化修订集输参数标准，消除节能优化工艺瓶颈，挖掘集输能耗降低潜力。通过调控各阀组间进站温度和转油站外输温度、优化转油站加热炉和掺水泵运行台数、细化修订集输参数标准和实施梯度加热工艺改造等多措并举，进一步降低转油站集输系统能耗，实现油田高效、低耗运行[2-3]。

2.1 编制集输系统“个性化”运行方案

按照因地制宜、因季制宜的原则，规划所对各转油站采取全年实施集输参数优化，降低系统能耗，定制掺水泵、加热炉运行台数标准，指导实施转油站集输系统“个性化”参数控制。目前执行夏季标准，优化掺水泵、加热炉运行台数，并采取降温集输、常温集输模式。截至2017年6月，累计关停掺水泵55台、加热炉53台、降温集输井1056口、常温集输井199口；累计节气415×104m3，节电150×104kWh。2018年将在冬、夏季标准的基础上摸索规律，并编制《掺水泵、加热炉优化运行方案》，力争在2019年实施以月度为单位的掺水泵、加热炉“个性化”优化运行标准[4]。

2.2 执行全年集输参数优化控制

2016年以前，采油七厂以夏季开展降温集输工作和控制单环回油温度为技术管理手段，存在一定的局限性。2017年采油七厂开展全年集输参数优化控制，控制转油站来液汇管和外输进联合站温度两个节点。针对全年精细调控，挖掘节能降耗潜力，又结合近年来采油七厂冬、夏季集输系统运行实际，暂定转油站集输节点温度界限（表3）。

表3 转油站生产运行集输节点温度界限

2.3 细化修订集输参数标准

随着油田逐年开发，采出液成分和物性必然发生一定变化。针对影响集输温度的重要参数原油凝固点，2016年开展了《采油七厂采出液原油物性分析检测》技术研究，对31座转油站采出液原油物性进行检测分析，重新标定各转油站采出液原油凝固点。目前全厂31座转油站已全部标定完成，经对比转油站新标定的原油凝固点普遍高于目前在用凝固点标准，且部分高出5℃以上。由于集输节点温度界限一般为高于凝固点3～5℃，集输系统的末端温度在实际运行中已在凝固点以下正常运行。因此，根据生产实际情况，细化修订原油进站参数标准，挖掘集输系统能耗降低潜力，2018年将根据各站实际情况，更新集输参数控制标准[5]。

2.4 实施四合一梯度加热工艺改造

全厂有9座转油站吨液耗气量偏高，除葡南1#转油站为三合一（缓冲沉降分离装置）+真空炉工艺外，其余均为四合一工艺，其中敖256转油站、敖4转油站为真空炉+四合一工艺，葡五联、葡南2#、敖106、台12、台肇联1#和葡361转油站为纯四合一工艺，且均无梯度加热。敖106转油站伴生气压力过低，不满足集输要求；台12转油站外输距离长达12km，需保证高温集输；葡南1#转油站出液含沙高，需保证高温集输；其余转油站单井集输半径较大，真空炉无法满足掺水温升要求或站内无独立掺水炉，此类转油站四合一掺水出口温度高，同时外输出口温度偏高，造成耗气浪费。目前全厂转油站中葡北9#转油站和敖九转油站为梯度加热工艺，葡南7#转油站已有改造计划，建议将上述四合一流程的转油站也改造为梯度加热。其中，台肇联1#、敖256、敖4转油站为3台四合一，可效仿葡北9#转油站，将第1台四合一作为不加热分离设备，第3台四合一作为掺水炉，既降低了外输出口温度，又能取得良好的分离效果。

3 结束语

为降低地面系统能耗，推进集输参数优化，规划所将深入生产一线，密切跟踪生产动态，掌握第一手的参数数据，修订完善优化措施细节，组织各采油矿按需调整“站—间—井”掺水量和掺水温度。例如：葡北地区油井产液量大、含水率高，适宜采取高掺水温度、小掺水量的方式运行掺水系统；台肇及敖包塔地区油井产液量小、含水率高，适宜采取低掺水温度、大掺水量的方式运行掺水系统。建议按照“因站制宜”、“因间制宜”的调控思路，根据各地区原油物性参数、工艺流程，调整各站的集输参数，使转油站集输节点温度控制在合理范围内[6-7]。按照“摸现状、找问题、定措施、挖潜力”工作思路，开源节流，采取多种举措，实现地面系统优化降耗，预计全年可节气800×104m3，节电 310×104kWh。

[1]邓海平.降低油气集输系统自耗气的认识[J].石油石化节能，2011，1（10）：41-43．

[2]徐红卫.集输系统控制天然气消耗的措施应用[J].石油石化节能，2016，6（5）：25-26．

[3]吴长庆.降低转油站能耗浅析[J].石油石化节能，2014，4（1）：37-38．

[4]李想.降温集输节能降耗效果分析[J].石油科技论坛，2009（4）：43-44．

[5]董广平.控制集输系统耗气新模式的应用[J].化工管理，2015（8）：27-28．

[6]魏胜.低产油田低能耗掺水集输技术探讨[J].石油石化节能，2013，3（1）：10-12．

[7]苗承武，江士昂，程祖亮，等.油田油气集输设计技术手册[M].北京：石油工业出版社，1994：28-35．