稠油开采后期地面工程节能改造

摘要：油田集输节能的关键是设法降低集油能耗。牛心坨油田现运行的伴热输送三管流程，耗气量高、耗电量大，通过节能计算，将集输系统改为井口加热单管流程或井口掺液输送双管流程后，能有效地降低系统能耗，降低油田运行成本。

关键词：集输系统；能耗；节能分析

中图分类号：TE345文献标识码：A文章编号：1009-2374（2012）24-0095-03

目前，油田开发进入高含水开发期，节能降耗成为油田开发生产中至关重要的问题，油气集输流程更为突出地强调节能高效。节能高效就是要系统能耗低，具有较高的效率，同时工程量少，投资省，具有较高的生产经济效益。油气集输流程可分为集油、脱水、稳定和储运等四个工艺阶段，设法降低集油能耗是集输节能的关键。

1现有集输系统概括

牛心坨油田油层具有密度高、粘度大、凝固点高、析蜡点高、胶质沥青质含量高、气油比低的特点。未来十年预计原油集输能力为80×104t/a（液量）、16×104t/a（油量）。目前具有油井139口，采用三级布站，原油采出后从井口进平台（或直接进转油站）计量、在转油站油气初步分离后，经过转油站外输泵加压、外输计量、加热后输到联合站进行集中处理。目前牛心坨油田建有联合站1座、转油站8座、泵输计量平台3座、计量平台11座。

现有地面集输流程为伴热输送三管流程（见图1）。目前运行10台2300kW加热炉，年耗气为730×104m3，运行7台功率为110kW的油泵，年耗电为96.36×104kWh。该集输流程加热炉和循环泵负荷高，消耗大量的天然气及电量，集油能耗高，钢材消耗量大，资源浪费严重，因此有必要对其进行改进，简化工艺流程，提高系统能源利用率，降低系统能耗。

2节能改造方案

2.1集输流程节能改造

为满足生产要求，同时最大限度地节能资源，地面工程将伴热输送三管流程取消，改为井口加热集输流程，同时对于部分产液量低、冬季进站困难的单井，充分利用原有热水循环管线进行单井掺水工艺流程，即集输流程由原来的伴热输送三管流程改为井口加热单管流程，对产液量低、冬季进站困难的油井实施井口掺液输送双管流程。

井口加热单管流程为：井口来油→井口加热炉→计量点自动计量集成装置→转油站原油分离缓冲罐（已建）→转油站原油外输泵（已建）→转油站原油外输加热炉（已建）→外输至高二联（已建）。

图2井口加热单管流程工艺原理图

井口掺液输送双管流程：高二联来水→转油站内掺水缓冲罐（利旧）→转油站内掺水泵→转油站内掺水加热炉→掺水阀组（利旧）→单井掺水。

图3井口掺液输送双管流程工艺原理图

2.2节能效果

地面集输流程改变后，减少了耗能设备，降低了管材的损耗，缩减了集输能耗。节能改造前后的耗能设备见表1和表2，节能改造前后的综合能耗指标见表3和表4。

通过对集输系统进行改造，年节约天然气量513.49×104m3，年节约电量516.84×104kW·h。工程建成以后，能达到节能降耗的目的，减少安全隐患，不仅具有直接效益，还有间接效益。对于辽河油田确保生产、增加收入，也有着社会效益。

2.3节能分析

2.3.1原有集输系统的节能重点在于节能节气，选择合理的集油系统及与之相匹配的加热炉和机泵，能有效降低系统的能耗。

2.3.2现运行的三管伴热集输流程加热炉为2300kW，运行的油泵功率为110kW，存在“大马拉小车”现象，能耗大，浪费严重，节能改造后，加热后更换为90kW井口加热炉，掺水加热炉使用315kW，泵功率为15kW，大幅度降低了耗气、耗电量。

2.3.3泵安装变频调节，使机泵始终处于最佳工作状态，减少电机无用功损耗，达到节电目的。

2.3.4集输三管变成单管或双管，运行管线减少，降低了钢材消耗量，节约能源，降低运行

成本。

3结语

牛心坨油田开采进入到高含水期后，现有的三管伴热输送流程耗气高、耗电高，能耗大，运行成本高、经济效益差，要进行节能改造，将集输模式改为井口加热单管流程，部分产液量低、冬季进站困难的油井实施井口掺液输送双管流程后可大幅度降低集输能耗。充分利用现有的三管伴热输送流程，将集输系统改为井口掺液输送双管流程，能有效降低改造成本。井口加热单管流程适用于单井产液量较高（30t/d）、井口出油温度较高（一般40℃以上）、50℃粘度5000mPa·s，油井回压一般控制在1.0～1.2MPa的稠油，连续生产。进入高含水后期后，油水比增大，节能改造的方向将是逐步实现单管不加热集输流程，减少耗气量，降低能耗，减少油田运行成本。

作者简介：王文（1987-），女，江西人，中油辽河工程有限公司助理工程师，研究方向：稠油技术开发。

（责任编辑：周琼）