外围油田集输系统降耗增效措施及效果分析

王志勇 华丽威 王利民 熊巍

1大庆油田有限责任公司第八采油厂

2中石油煤层气有限责任公司临汾采气管理区

某外围油田采油厂集输系统耗能主要包括耗气、耗电两部分。“十三五”期间，集输系统耗能占全厂总能耗的52.68%。通过系统规划、优化运行、精细管控，大力实施技术和管理措施，为油田“有质量、有效益、可持续”的发展提供地面保障[1]。

1 集输系统建设现状

截至2020 年底，某厂共有油水井11 261 口，集输站场39座（联合站6座、转油站33座），集油阀组间288座，集油环1 442个，集输管道5 957 km，加热炉247台。站外集油工艺采用环状掺水和电热集油。

“十三五”期间，基建油水井2 876口，集输系统未建新站，少建阀组间33 座[2]。与2016 年相比，2021 年集输脱水、转油系统负荷率分别提高2.5 和13.4 个百分点，年降低运行成本200 余万元。同时，加大技术管理，重点解决了掺产比高、回油温度高、加热炉炉效低等问题。集输系统基本参数见表1。

表1 集输系统基本参数Tab.1 Basic parameters of gathering and transportation system

2 节能措施及效果

2.1 优化控制掺产比

掺产比为掺水量与产液量之比，直观反映集油环经济集输所需的掺水量，便于生产调控。以凝固点进站为降温集输标准，结合油井产量、管道规格、集输距离等参数，模拟建立掺水温度与掺水量关系曲线。根据泵的特性曲线，在高效运行区域内寻找合理的掺产比，指导优化运行。

分别绘制每座转油站参数曲线，确定合理掺产比范围。通过优化控制，2021 年掺产比控制到2.3，与2016 年5.3 相比下降了56.6%，年减少系统循环水3 300×104m3，年节电3 600×104kWh，年节气1 600×104m3。

2.2 优化集油管道运行

（1）根据环状集输流程特性，开展试验研究，摸索出环状掺水工艺温度控制界限（原油凝固点）[3]，指导生产调控。按照不同区块原油物性，编制“集输系统优化运行方案”，进行常规环极限控制、特殊环驻间调控，每月实施正反流程倒运。通过优化控制温度，阀组间平均进站温度达37.1 ℃（临近凝固点运行）[4]，方案符合率为93.6%。

（2）为保证集油系统的高效运行，“十三五”期间，对少于2 口井的站实施关、停、并、转方式。通过水力、热力计算，优化管道走向，单井单环转提捞停运26个，合并低效集油环158个，缩短管道81.3 km，改善了水力、热力条件。

（3）降温集输后，部分管道结蜡，有效管径变细，集油压力上升，由此对管道进行通球降压，站间管道、集油环增加临时收球装置。作业区根据压力变化自行组织通球，提高了通球效率。2018 年以来，累计通球1 117 km，平均压力下降25.5%。

（4）参照设计规范，编制了《厂管道防腐保温维护操作手册》，对集输油管道穿孔维修进行规范管理[5]。“十三五”期间，累计维修管道穿孔4 180处，共计1 520 km。

通过采取以上措施，回油温度控制较“十三五”前降低2.8 ℃以上，年节气840×104m3。

2.3 优化加热炉运行

某厂在用加热炉247台，围绕导热性能和燃烧效率两个指标，在少结垢、清积垢等方面精细做文章，优化运行提效率。“十三五”期间，炉效保持在83%以上[6]。

（1）为提高换热效率，在加热炉火管内壁涂刷红外线新型节能涂料，增强热能吸收率。累计77台加热炉用了该除料，其节气率平均为5.1%。为提高炉效，应用节能燃烧器239套，实现“高低温报警”“泄漏报警”“炉效检测”，优化控制空气系数、排烟温度，减少热损失，提高热效率，其节气率平均为8.3%。

（2）月度炉效测试，实时跟踪调控燃烧器，确保空气系数、排烟温度等指标满足节能监测指标要求。结合清淤除垢周期，二合一、四合一清淤41台次，水套炉、真空炉通球36 台次，确保加热炉始终在高效区运行。

（3）四合一加热段存在恒定油水界面，上部原油流速慢、停留时间长、温度高；出水口设置在加热段底部，按照水层温度变化规律，底层温度最低，加热不充分，造成掺水温度低。为改善四合一运行状态，利用设计院提供的方案，封堵了该厂36 台四合一放水口。该方案改变了底水的流向，改善了加热效果，炉效提高2%左右；降低了炉筒加热温差，油水界面高于火管顶部1.5 m，减小原油结焦，降低安全运行风险[7]。

通过采取以上措施，2021 年平均炉效达85.5%，较2016年提高1.5%，年节气125×104m3。

2.4 优化电热工艺运行

某厂电热井518 口，分布在18 个区块，共有43 个回路。电热工艺采用“井口升温、管道保温”运行方式，按照原油凝固点控制进站温度。结合回路油井生产情况，季节性优化电加热器，调整井口电加热器温度设定值，降低发热功率148 kW；停运电加热器49台，减少功率576 kW。

监测最远井井口回压，当压力超过1.0 MPa时[8]，及时热洗或通球，保证节能效果，年节电370×104kWh。

2.5 优化外输系统运行

（1）某联合站外输运行现状。2008 年建成X3增压站，其设计能力为400×104t/a，设计压力为6.3 MPa，管道全长39.1 km。根据预测，2020 年后外输量逐年降低，实际运行时能耗高。

（2）改造思路。在X1 联增加一级喂液泵，外输泵压由5.16 MPa 提升至6.0 MPa，充分利用已建管道和外输泵的能力，停运增压站，解决运行中泵管压差大、能耗高的问题[9]。

（3）根据实际运行参数确定边界条件。当外输压力达到6.0 MPa 时，越站时外输油量为505 m3/h，超过X1联阶段运行峰值483 m3/h，能够满足X1联的实际外输需求。2021年5月10日正式停运X3增压站，X1联泵管压差下降3.9 MPa，减少管理点1处，减少用工11人，年节省成本450万元。外输管道压降模拟计算结果见表2。

表2 外输管道压降模拟计算结果Tab.2 Pressure drop simulation calculation results of export pipeline

2.6 提高伴生气回收利用率

（1）每年组织采油矿相关人员，学习组合收气阀工作原理、操作规程、维修维护注意事项等内容，做好现场组合阀的维护保养工作。

（2）以采油队实际日回收伴生气量为风向标，加强对套管阀门的检查，对加药后不及时关阀的现象严格追责考核，实现套管封堵率100%。

（3）将压力严格控制在0.15 MPa以内，保证伴生气的产量。2021 年，气油比较2016 年提高30 个百分点，多回收伴生气1 190×104m3。

“十三五”以来，通过强化技术管理、新技术的推广和节能改造的力度加大，年产液量增加435×104t，年产油量增加20×104t。集输系统气、电的消耗得到有效控制，吨液耗气量由19.0 m3下降到11.8 m3，降幅为38.2%，累计节气2.63×108m3；吨液耗电量由13.18 kWh 下降到7.29 kWh，降幅为44.6%，累计节电1.97×108kWh。“十三五”期间能耗指标情况统计见表3。

表3 “十三五”期间能耗指标情况统计Tab.3 Statistics of energy consumption indicators during the 13th Five Year Plan Period

3 下步工作安排

“十四五”期间，致密油区块占开发主导地位，新建区块分布偏远、零散，依托条件差，集输半径长，优化简化难度增加；老系统工艺、设备老化日益突出，集输能耗控制难度大。下一步重点采取以下措施，做好降耗增效工作[10]。

3.1 工艺设计上要做到“两个适时”

（1）适时推广地面建产模式。以效益建产为目标，继续研究扶余油层布丛式井技术界限、应用橇装拉油、混输接力建设模式。在源头设计上，保证系统运行负荷经济合理，提高工艺适应性，为集输系统能耗控制、降低运行成本奠定基础[11]。

（2）适时开展老系统优化调整。集输系统是油气生产、处理及外输最重要环节，随着油田运行时间延长，局部工艺会出现一定不适应性，造成能耗、成本增加，管理难度大，需要加大方案论证，优化简化工艺，提高油田开发效益。

3.2 技术管理上要靠实“四个一”管理

（1）一站一策降掺产比。继续摸索各站掺水和产液最优匹配关系，日对标、月考核，强化过程控制、掺产比控制。

（2）一线一策降损耗。及时跟踪管道运行状况，对回压上升站站管道、站间管道、集油环实施通球，降低压力，提高输量。以原油凝固点进站为降温集输标准，强化回油温度控制。

（3）一炉一策提炉效。继续围绕导热性能和燃烧效率两个指标，及时清理火嘴并调整风量配比。跟踪压裂返排液接收站，制定加热炉清淤除垢合理周期。

（4）一队一策提气油比。以队为单元，井上严抓套管封堵，站上严控分离压力，进一步提高伴生气回收率。根据生产情况，季节性（5—10 月）停运部分站干气用量。

4 结论

集输系统是油气生产、处理及外输最重要环节。随着油田开发时间延长，局部工艺会出现一定的不适应性，造成能耗、成本增加，管理难度大，需要适时优化调整，提高油田开发效益。

站外集输管网是集输系统能耗损失的关键点，通过优化集输半径、通球降压以及开展管道完整性管理，能够有效改善水力、热力条件，降低生产损耗。通过紧盯掺产比、回油温度、加热炉炉效等关键参数，持续开展降温集输工作，提升生产运行精细化管理水平，实现向管理要效益，是油田节能降耗关键途径。