转油站系统“低温集+高温输”运行方式探讨

冯成宝（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

转油站系统“低温集+高温输”运行方式探讨

冯成宝（大庆油田有限责任公司第五采油厂）

低温集油技术经过多年的研究与应用，在集输系统中取得了明显的节能降耗效果。但持续低温运行给污水处理带来了不利影响。为了保证污水处理效果，满足“高温”来液的需求，优化转油站系统运行模式，提出并实施“低温集输+高温外输”的新模式，节气率达到13%以上，在满足生产运行“温度”要求的前提下，达到节气降耗、降本增效的目的。

转油站；低温集；高温输

某厂天然气产出主要为伴生气。油田伴生气主要用于油井采出液正常集输、生产场所工艺伴热及采暖等，剩余天然气外输。为了降低天然气消耗，从“九五”期间即开始不加热温集油技术的研究与应用，2002年开始在某开发区开始推广不加药低温或常温集输技术，从2005年开始，在全厂范围内推广并深化低温集输技术，实施区块由某开发区逐渐向其它2个区块推广，实施井数最多达1690口，停炉转油站也逐年增加到21座；冬季降温集输井数最高1880口，最多达到2831口。夏季未实施常温集油的转油站全部实施掺低温水运行。与原设计参数对比，年减少耗气量均在1000×104m3以上。随着低温集输技术的深入开展，集输油温度持续降低（最低至31℃），注入水质要求日益严格，集输节气与水质达标存在矛盾，需要新的技术及管理创新，保证油田安全、低耗运行。

1　转油站运行现状

2015年，全厂计划19座转油站实施常温集油，其他转油站实施低温集油（掺水温度夏季不超过45℃，冬季不超过55℃）。由于联合站污水处理难度大，要求转油站提高来液温度（38℃以上），2015年全厂转油站普遍采用掺高温水运行，掺水温度在65℃左右。

2015年全厂全年停掺水井实施188口，季节性停掺水井实施1058口。2015年全厂转油站耗气5926×104m3，占全厂耗气的67.5%。集输系统节气主要环节在转油站系统，掺水（热洗）供热、采暖及工艺伴热是转油站耗气的主要方式。

2　“低温集+高温输”管理

油气集输指在油气田内，将油气井采出的原油和天然气汇集、处理和输送的全过程。根据原油集输系统工艺特点，将原油集输系统分成集油、输油（或输液）2个单元。其中集油单元主要由油井、计量间及单井、计量间集输油管道组成，输油单元主要由外输泵及管道组成。2个单元在转油站通过掺水、供热系统相互联系。在集油单元采取全年停掺水、季节停掺水、控掺水、非生产井季节停掺水、计量间采暖控制等措施，减少单井掺水量、采暖供热水量，尽可能降低回油温度，即“低温集”；在输油单元，通过转油站“掺水直接加热外输液”工艺改造或利用原有外输加热设施提高外输温度，以满足联合站来液温度要求，即“高温输”。

1）“低温集”。采取全年停掺水、季节停掺水、控掺水、非生产井季节停掺水等措施，减少单井掺水量，在保证油井安全生产的前提下，尽可能降低回油温度，达到节气目的。

2）“高温输”。为了保证污水处理效果，需要提高污水处理温度，联合站来液温度一般保持在38℃以上。转油站外输温度一般在39～40℃。2015年5月选取某厂4座转油站，实施“高温输”。根据各站的工艺流程特点，采取5种方式升高转油站外输温度进行对比［1］（表1）：

1）提高掺水温度。不改变目前掺水运行状态，提高掺水温度及掺水量，提高各站、间的回油温度，从而升高外输温度。

2）站内油水联通加热。采取分开运行的方式，站内启运低温炉1台，保证油井的正常生产，另启1台高温炉，导通油水连通，高温水直接进三合一，升高来液温度后外输。

3）启运外输加热炉，使外输温度达到需要值。目前某作业区4座转油站具备外输加热流程。

4）计量间油水联通加热。利用计量间油水联通，使个别计量间来液温度增加，使外输液温度升高。

5）掺水直接加热外输液。不具备油水联通工艺，通过改造，使站内掺水可直接对外输液进行加热。

表1　各升温方式优缺点对比

在转油站采用站内油水联通加热，向外输液中掺高温水的方式，提高外输液温度。

3　管理实施效果

3.1实施效果预测

对不同掺水温度下，掺水集油管线的温度损失情况进行模拟计算，计算结果详见表2。模拟结果表明，采用“低温集+高温输”方式较“高温集输”方式节气效果约11%。

表2　沿程温降模拟计算及耗气预测统计

从某厂选取的4座转油站，开展“低温集+高温输”试验（表3）。试验表明，平均掺水总量下降409 m3/d（4.6%），耗气量下降3561 m3/d（13.6%），耗电量下降786 kWh/d（8.2%）。

3.2实施效果

1）形成一套新的运行管理模式。在天然气消耗管理中，创立并完善了“低温集+高温输”运行模式，改变了传统的“低温集输”、“高温集输”运行方式，最大程度上发挥的低温集油的节气作用，解决了因低温集输造成的污水“低温处理”不利影响，提高了水质达标率。

2）低温集油规模增加。在满足“高温外输”要求的情况下，低温集油井实施规模增加，与2014年对比，季节停掺水井数增加879口，低温或常温集油井数增加213口，低温或常温站增加5座。回油温度降低2～3℃，外输温度（或联合站来液温度）超过38℃。

表3　试验主要运行数据统计

3）运行费用得到控制。2015年全年预计天然气消耗10 664×104m3，通过深入推广“低温集+高温输”运行模式，与“高温集输”对比，年节约天然气2164×104m3，其中当年减少700×104m3，节约生产运行费用443.8万元。

4）节能减排效益突出。年减少天然气消耗700×104m3，折合9310 t标煤，相当于减少22 931 t CO2排放量，环境效益明显。

4　结论

1）掺水热洗合一转油站运行调整有一定局限性。xx4转油站采用方式二运行时，掺水压力下降幅度较大，需运行大排量机泵，造成掺水耗电量增加；同时，由于转油站内加热流程限制，加热炉温度无法分开运行，出口温度维持72℃，温升增加7℃，导致转油站耗气量增加。

2）“低温集+高温输”降低了回油温度，通过末端升温，达到了节能降耗的效果。但油井回压上升快，致使机采电量上升，需进一步摸索如何控制掺水量与温度的关系，并作出经济效益评价。

3）“低温集+高温输”运行模式的根本是“集油”与“输油”分开考虑，要求油井采取停掺水、控掺水、掺低温水等措施，才能充分挖掘系统节能潜力。

4）加快“低温集+高温输”配套工艺的改造进度，扩大实施规模。目前全厂仍有17座站需进行配套工艺改造，工艺改造后可以进一步扩大“低温集+高温输”规模，届时可以对“低温集+高温输”运行模式进行全面评价。

［1］孙晓红.关于低温集油实施过程中存在问题及思考［J］.石油石化节能，2013（11）:53-54.

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.07.001

2016-01-20

（编辑沙力妮）

冯成宝，2004年毕业于大庆石油学院，从事基建工程管理工作，E-mail：fchengbao@petrochina.com.cn，地址：黑龙江省大庆市第五采油厂基建工程管理中心，163000。