油气集输系统节能降耗技术与应用探究

陈海荣

摘 要：油田经过三十多年的开发，老区块产量逐步递减，集输生产系统老化严重。针对油田站场外输系统中外输泵规格与实际外输量差别大、耗电量高，本文提出了更换外输泵、新增变频器等措施；针对站场加热系统中采用水套炉较多，传热不充分，燃烧不彻底的特点，采用真空加热炉以达到节约燃料；针对伴生气生产量大的特点，提出密闭集输，集中回收的措施，达到减少伴生气放空，节约资源的目的。

关键词：油田；集输系统；加热炉；保温及加药；节能降耗

油田经过三十多年的开发，老区块产量逐步递减，生产系统经长期运行，部分油气站场接收处理的液量逐渐减少，站场规模相对较大，出现了“大马拉小车”现象；部分站场现有燃烧系统配置较老，燃料燃烧不充分，造成了资源的浪费；部分井场仍存在伴生气利用率低随意放空等现象。应采取措施，提高资源利用率，减少能源损耗。针对部分老区块资源递减和地面工程效率低下的现状，从降低油气集输能源消耗、降低油气损耗量、进行节能新技术试验、降回压装置等多项节能降耗措施。

1 油田现状及节能技术适应性评价

1.1 降低油气集输能耗

1.1.1 降低油气集输动力消耗

（1）结合油藏特点和油藏形态、地形地貌、工艺流程及建设现状，适应油田滚动开发，合理确定项目规模，优化系统布局，分期建设，形成集输站场二级布站格局，简化工艺流程，界定经济合理的集输半径，减少油气增压次数，提高系统运行效率。根据《油气集输设计规范》有关规定，低产油田的机械采油井采用管道集输时，井口回压可为1.0～2.5Mpa。不加热集输半径基本控制在2.5km以内，在残塬地貌的出油管线需考虑爬坡带来的附加压降。（2）根据原油产量、集油半径以及油品性质（低产、低粘度、低凝点、低含水、高气油比）等因素，集油工艺采用不加热密闭集输工艺，井组出油管线定期投球清蜡，降低井口回压。该工艺充分利用原油的低温流变性和含气原油降凝降粘的特性，工艺简单、能耗低、投资省。3）原油脱水采用增压点加药、管道破乳、油气水三相分离脱水工艺。由于管道破乳把油包水型乳状液转化为水包油型，或者分出部分游离水润湿管壁，可以降低管线压降，达到节能目的。（4）增压点外输油气管线安装清管设施，定期清除管内结蜡，确保管道运行效率。增压点原油加热采用立式水套炉或真空加热炉，采用炉体内的热盘管对原油进行加热，原油流经管根据站场液体流量、加热负荷、采暖负荷与油水加热负荷比例进行设计，确保加热效果好，压降小。（5）在输油泵的选择上，增压点选择高效混输泵，联合站选择无泄漏、效率大于70%的高效离心泵。输油泵使用变频技术。

1.1.2 降低油气集输的热能消耗

（1）井口采取保温及加药措施，充分利用井口回压、原油的地层余热，采用丛式井单管不加热密闭集输工艺，进行单井集油，节约井口加热能耗。对于产液量大、超过集输半径的井组，可采用黄夹克保温不加热集输，最大限度地利用原始地热能。（2）根据油田土壤湿度及地下水位特点，管道均采用沟埋敷设方式，埋设深度在冰冻线以下200mm。对于热油管道，采用聚乙烯泡沫塑料黄夹克保温技术，减少管输原油散热损失。管道保温运行能耗大大降低，一般1年左右即可收回保温费用投资。（3）联合站、增压点的加热及换热设备、储存设备以及输送热介质的原油管道、热媒管道、热水管道等均进行保温绝热，地上设备及管道外部采用镀锌铁皮，埋地设备及管道采用聚乙烯粘胶带进行保护。（4）确定加热炉台数和单台负荷时，根据工艺计算的冬季高峰耗热量配置加热炉总负荷，夏季应停运加热炉进行检修，选用单台加热炉负荷，确保加热炉的负荷率高于80%。

1.1.3 降低原油脱水能耗

原油集中于联合站进行脫水，脱水采用油气水三相分离器，利用增压点来油余压直接进入

三相分离器，不设专门的脱水泵。原油脱水采用增压点加药、管道破乳、油气水三相分离脱水工艺。联合站含水油升温至脱水温度后，进入三相分离器脱水，实现一段脱水达到净化油标准。超低渗原油开发初期，含水率低，且原油脱水后马上进行稳定，脱水升温的热能得到有效利用。开发后期油田含水上升，需二段沉降脱水时，可根据需要将流程调整为二段三相分离脱水流程，或三相分离、溢流沉降二段脱水流程。

1.2 降低油气损耗量

1.2.1 油气密闭集输

集输流程采用全过程的密闭集输工艺，主要采取以下5项措施确保流程密闭：（1）井场套管气回收。主要采用定压阀回收套管气，即在井场采用密闭油井套管，安装定压放气阀回收套管伴生气，当套管气压力达到设定压力后，定压阀打开，套管内伴生气进入集油管线回收系统，避免因放空造成资源浪费及环境污染。（2）增压点密闭混输技术。增压点一般位于残塬地貌油区，规模较小。主要针对油田复杂、破碎、多变的地形，对于偏远、地势较低和沿线高差起伏变化大的井组采用增压点增压输送，以降低井口回压，加大输送距离。根据实践，伴生气递减速度较快，为避免气量递减过快造成管线闲置，增压点集输工艺建议采用混输流程。（3）油气水三相分离工艺。联合站选用的油气水高效三相分离器，依靠油、气、水之间的互不相容及各相间存在的密度差进行分离。该工艺与传统大罐沉降工艺相比，脱水流程密闭，避免了油气损耗，体积小，热损失小，还可大大减少占地面积。（4）原油稳定和轻烃回收工艺。经过三相分离后的原油直接进入常压油罐时，由于压力降低，有大量气体析出，呼吸损耗很大。因此三相分离器出口净化油直接进行原油稳定，稳定后原油再进罐储存，可有效减少油气损耗。伴生气与稳定气经气体处理装置分离后，干气作为燃料，液化气、稳定轻油外销。（5）原油储存。由于超低渗原油闪点低，原油经过稳定后选用浮顶储进行储存，同时在储罐上安装阻火器和呼吸阀。另外，浮顶罐的浮顶边缘密封，在一次密封的基础上增加二次密封结构，减少呼吸损耗。原油储存温度一般为30℃，比油品凝固点仅高出7℃，罐内设必要的保温用加热盘管，储罐罐体设置保温层，防止热量散发。

1.2.2 原油稳定

原油稳定是一项节能项目，既回收了宝贵的轻烃组分，又降低了原油在储运过程中的挥发损耗，还大大提高了储运过程的安全性。原油稳定装置与原油脱水及外输进行统筹，优化了换热流程，合理利用能量。

1.2.3 轻烃回收

根据原料气压力、组分，轻烃回收需加压及制冷，目的是为了回收C3及更重的烃类。根据有关技术要求，以回收C3+为主的装置，C3收率为60%～90%。通过工艺计算，轻烃回收工艺采用改进型冷油吸收工艺可满足要求。轻烃回收装置的干气供联合站加热炉用气外，剩余伴生气可建CNG站，供钻机及附近燃油站场用气，也可作为商品气外销。

2 节能新技术试验

油田普遍采用不加热集输工艺，由于地形环境的限制，长距离、高回压井组难以避免，目前此类井组多采用简易水煮炉加热，富余伴生气放空的方式，因此存在一定安全和环保问题。针对长距离、高回压井组，开展节能技术方面的研究：（1）研究降回压工艺，包括加热、增压、管材等方面；（2）研究高回压井组伴生气的就地利用工艺。回压高油井和需要增压的油井试验采用数字化井场降回压装置，具有降低井口压力，提高输油压力，达到油井增产的目的。同时还具备井口密闭量油、取样、测气、测压、天然气回收、计量显示直读等功能。装置具有自动化程度高、测试精度高，搬运灵活、安装方便、结构紧凑、安全可靠、操作简便等优点。

参考文献：

[1] 油气集输系统节能降耗技术研究[J]. 陆裕. 化工管理. 2017（26）