华北油田冀中油区燃油替代技术应用

李新彩 张光宇 王树义 刘松群 邵艳波 李贞

（1.中国石油华北油田分公司工程技术部；2.中国石油大学（北京）；3.CPECC华北分公司；4.中国石油华北油田分公司第一采油厂）

0 引言

华北油田自1976年投入开发至今已40余年，在冀中油区建有大型联合站23座，接转站44座，拉油站29座。截至2017年6月底，油区内有燃油加热炉118台，年燃油4.7×104t。随着京津冀一体化的推进，环保要求越来越高，大部分加热炉烟气尾气排放不符合GB 13271—2014《锅炉大气污染物排放标准》，严重污染大气环境。为消除环境污染隐患，华北油田采取了多项举措，从源头治理，因地实施。进行了低含水油输送、末端集中处理和集油工艺调整技术研究应用，降低系统的热能需求，减少燃油加热炉的使用；采用高温采出水和清洁能源替代燃油加热炉，满足油田生产需求。主要措施有整合区域功能，调整集油方式，利用高温采出液、采出水余热、热泵、CNG、LNG等作为热源或燃料，完全替代燃油加热炉和不达标燃气加热炉。

1 技术改造

1.1 整合联合站功能

冀中油区辖五个采油厂，共有联合站23座。原采油厂均采用分散处理模式，联合站原油采用两段升温脱水处理：一段热化学脱水和二段热化学或电化学脱水工艺。原油含水高，热能消耗多。部分设备存在大马拉小车等负荷不匹配情况，站内处理系统整体能耗较高。改造前两段脱水流程图见图1。

图1 改造前两段脱水处理工艺流程图

为解决原油集输及处理能耗高的问题，对冀中油区联合站进行优化配置。原油处理工艺由两段脱水处理改为一段脱水处理；变分散式原油处理为集中处理；低含水油输送，末端联合站集中处理成好油；联合站降级为脱水站或放水站，冀中油区23座联合站中有18座降级为放水站。改造后一段脱水流程图见图2。

图2 改造后一段脱水流程图

联合站打破了厂级原油交接管理模式，由厂级输送好油改为输送低含水油，末端集中处理。提高了站场设备的运行效率，降低了原油输送温度，减少了站场数量和用热需求，节约了原油处理能耗。通过区域功能整合、流程改造，站场负荷率由16%提高到80.2%。停运电脱水器、机泵等设备321台。年减少燃油15 110 t，减少碳排放46 841 t。

1.2 调整集油工艺

长期以来，冀中油区油井基本以三管伴热为主，双管、单管集油为辅的集油工艺。经过多年集油工艺优化，冀中油区开展了多项技术研究，变三管为双管和单管集油。大部分地面集油系统通过简、短、串工艺改造，改三管伴热集油为常温集油，最大限度降低了站内热负荷需求。具体措施为：

（1）单管常温集油：通过高产出液井带动沿途低产出液井，以T型串接或支状串接形式，实现了低产液井常温集油。连接形式见图3、图4、图5。

图3 高带低串联示意图

图4 “T”形串联示意图

图5 支状串接联示意图

（2）单管措施集油：通过在井口通球、热洗、加药、电加热或电伴热等措施实现单井常温集油或季节停伴热集油方式，减少燃油消耗。

（3）掺水集油：采用端点掺水环状集油方式或利旧三管伴热管线实现单井掺水集油或间断掺水集油，减少三管伴热流程，降低热能消耗。

（4）地面井筒一体化技术：应用复合隔热内衬油管技术，有效利用地层热能，将井口温度提高10～30 ℃，再按照对井组远端井升温串接低温井的原则，从而保障整个区块的常温集油。

到2018年7月，冀中油区三管伴热井由2017年底的845口降至204口，大大降低了热能消耗，年节约燃油2 690 t，减少碳排放8 339 t。

2018年7月油井集油方式占比见表1。

表1 油井集油方式占比

1.3 充分利用潜山余热资源

任丘西部油田和留北油田共有6口高温产出液井，每天可提供余热水量 2 710 m3。利用高温产出液余热热源为站内外生产生活提供热能，提高高温产出液资源的有效利用率，最大限度停用燃油加热炉或降低加热炉负荷。

高阳油田高17井、高19井、雁翎油田雁25井和南马庄油田马 23井高温采出液为任丘西部油田（高阳油田、西柳油田）高29站、西柳2站、西柳10站和留北油田留一联、路三站、路27站及路15站提供生产生活热源。结合站内外工艺系统优化简化，可停用燃油加热炉9台，年节约燃油6 287 t，减少碳排放19 490 t。

将雁翎油田雁25井105 ℃高温产出液800 m3/d输至同口油田，为同口油田生产供热。年可节约燃油2 276 t，年减少碳排放量7 056 t。

南马庄油田马 23井高温产出液液量最高可达300 m3/d，温度高达 88℃。通过流程改造，由高温产出液为站内生产生活提供热能，替代站内加热炉。年节约自用油1 000 t，年减少碳排放3 100 t。

1.4 利用清洁能源

1.4.1 以气代油

借助华北油田华港燃气公司在冀中地区推广气化农村工程建设的燃气管网，将燃气管道接入附近的站场，为站内加热炉提供清洁燃料；在远离燃气管网的站场附近建 LNG橇装站，满足站内燃料需求。截至2018年6月，冀中油区深大站、榆一站、赵60站、赵61站、赵76站等22座站场将39台燃油加热炉改烧天然气。年节约燃油10 463 t，减少碳排放10 685 t。

通过套管气回收和原油集输系统密闭处理，最大限度利用伴生气替代燃油供热。在井口安装自主研发的防冻堵收气装置，现场应用294口井，年增气680×104m3。3座站场停运7台燃油加热炉，年节约燃油6 634 t，减少碳排放6 774 t。同时为保证加热炉排放合格，每台燃气加热炉安装烟气除尘装置或更换超低氮燃烧器，实现烟气尾气排放达标。

1.4.2 热泵技术应用

积极推广新技术，将热泵技术应用到油田生产中。王四联和河一联率先将丰富的回注采出水余热资源加以利用。王四联回注采出水2 911 m3/d，河一联回注采出水1 683 m3/d，温度45～50 ℃左右，利用热泵技术将回注水热量通过低沸点工质吸收，转换成高温热能，取代燃油加热炉，为油田生产生活供热。其中，王四联安装1台1 525 kW水源吸收式热泵机组，河一联安装1台1 160 kW螺杆式热泵机组，年节约燃油2 190 t，减少碳排放6 789 t。

在采出水较少的转油站、拉油站安装空气源热泵，将空气热能转化成高温热能，满足站内伴热需求。在晋40站、庄一站、赵36站和单井拉油站安装了空气源热泵，根据站内用热需求确定空气源热泵热负荷，满足油罐维温需求，取代燃油加热炉，年节约燃油350 t，减少碳排放1 085 t。

2 应用效果

通过一系列技术研究和应用，截至2018年6月底，冀中油区118台燃油炉全部停止运行，彻底告别40多年的“燃油时代”。年节约燃油4.7×104t，减少二氧化碳排放11×104t。停用燃油炉、各类机泵设备 131台，减少了 2 421×104元的年设备维修及更新费用，经济效益和社会效益显著，实现了环保达标，为京津冀大气污染治理做出了贡献。多项举措实施效果见表2。

表2 燃油替代实施效果统计表

3 结束语

华北油田通过采取各种有效措施，完成了冀中油区燃油替代，实现了节能降耗，杜绝了污染发生，净化了空气，取得了显著效果。下一步将根据二连高寒地区油田生产和环境特点，选择性的推广使用冀中油区燃油替代取得的经验，完善二连油田的燃油替代工作。