胜利油田集输系统节能降耗措施探讨

山东胜利职业学院 山东 东营 257097

具有50多年开发历史的胜利油田已累计生产原油12亿吨，为保障国家能源安全作出巨大贡献；自2014年原油价格“断崖式”下跌以来，国际油价一路走低，2016年初暴跌至27美元/桶，油田连年亏损，经营十分困难，尤为严重的是低油价在一段时期内还会持续存在，面对新形势，油田不得不压减产油指标(由2700万吨/年压减到2340万吨/年)，暂时关停小营、义和庄等小油田；同时开展节能降耗分析研究，降低原油生产各环节的成本，是应对低油价挑战、保障油田全面可持续高质量发展的一项重要举措。

1 胜利油田集输系统主要任务

胜利油田集输系统点多、面广(据不完全统计，油田现有大型联合站65座，污水处理站67座，原油转接站35座，他们分布在山东的东营、滨州、德州、济南及新疆维吾尔自治区等地)，管理难度大，而且工艺复杂，图1是胜利油田集输系统典型工艺示意图。

图1 胜利油田集输系统典型工艺示意图。

从图1可以看出，集输系统工艺节点多、设备多，其能耗主要集中在加热炉的燃料消耗和外输泵的电能消耗。因而做好集输系统节能降耗工作，对拉低油田生产经营成本，应对低油价寒冬，保障油田可持续发展具有深远意义。

2 胜利油田集输系统现状及问题分析

2.1 采取液综合含水升高增加了集输系统能源消耗 胜利油田每年都有原油生产任务指标(近几年一直为2340万吨/年)，在采取液含水逐年跃升的前提下，要完成这一任务指标，油田就要加大采液量，目前胜利油田集输系统年处理液量30000×104吨以上，这必然增加了集输系统的燃料消耗和电能消耗。

2.2 采取液综合含水升高影响到集输生产的平稳运行 突出问题一是采取液液量增加、波动性大，影响油水分离器平稳运行，造成来液停留时间降低，影响分水效果；二是采取液液量增加造成来液在脱水罐沉降时间下降，影响脱水效果，使出油含水明显上升(由上世纪90年代不足20%上升至现在的25%)；三是出水含油升高，给后续污水处理增加难度，加大处理成本，增加能耗。

2.3 稠油持续开发增加了原集输工艺处理难度 一是稠油密度大，与水的密度相差无几，造成油水分离困难，外输原油含水高，不能达标；二是稠油采出水具有油水密度差小、含聚合物高等显著特点，造成现有的采出水处理装置难以完成任务，拉高了处理成本，也使外输采出水不达标；三是设备设施腐蚀加剧，稠油污水矿化度高，氯离子含量为总离子量的的50%-60%，同时还含有H2S、CO2、O2等气体，腐蚀性强。而且运行年限长，大多超过20年，存在较大事故风险。

3 集输系统节能降耗措施探讨

3.1 推广新设备，降低集输系统能耗

3.1.1 推广应用高效分水器，提高来液分水效果 采用高效分水器，一方面可提高了分水效果，比如胜利油田现河采油厂现河首站、郝现联合站等采用了高效分水器后，可使分水器出油含水降到5%(原分水器一般在50%左右)以下，大大减少了进入集输系统的水量，可有效降低处理成本。另一方面，从图1可以看出，原油脱水多是依靠加热沉降的方法实现的，通过提高分水器分水量，大大减少了进入加热系统的水量，可有效降到加热炉的热负荷，减少原油处理的燃料量，降成本可观。

3.1.2 推广应用高效加热炉 水套加热炉是油田采用加热原油的主要设备，该加热炉由于进气量过大，影响运行效率，一般在70%左右，效率明显偏低，造成大量的燃料热的无功消耗。为此，可推广运行效率高的超导加热炉、相变加热炉等；同时也可对原加热炉进行改造，更换效率高的高效节能燃烧器，提高加热炉的热效率。

3.2 应用新工艺，降低原油处理成本 加大集输系统原油处理工艺、油田采出水处理工艺改造升级，针对原油特性、油田采出水特性推广应用新工艺、新设备，降低原油处理成本；同时优化集输工艺及设备参数，使集输系统处于最优运行状态。

3.3 应用信息化技术，提升集输系统运行效率 2012年开始，胜利油田加大信息化建设的投入，目前集输系统信息化水平明显提高，许多场站实现了集“视频监控、数据采集远传与分析、参数调控”于一体的管理，大大优化了运行程序，为此可以借用信息化平台，监测设备运行数据，并进行分析研究调整，提升集输系统综合运行效率。

3.4 开展余热利用技术研究，提高油田采出水余热利用率 胜利油田油田采出水温度偏高(大都在45℃～70℃)，而且原油处理过程中还要加热，具有较大的余热利用价值。另外国家及集团公司政策是倡导“安全环保、绿色低碳、节能降耗”的理念，这给油田采出水余热利用带来了广阔的前景。