控制集输系统耗气新模式的应用.pdf

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1、控制集输系统耗气新模式的应用董广平王智玮(大庆油田有限责任公司第五采油厂，黑龙江大庆163513)摘要：“十五”以来，随着能耗井点逐年增加，地面．Y-程建设规模逐年增大，集输耗气呈逐年增加的趋势，通过对集输系统各能耗节点、能耗特点进行分析，总结多年经验，创新提出“42231”过程管理新模式，针对集输系统各节点，采取针对性措施，为全面控制耗气上升幅度提供了保障：关键词：集输系统；过程管理；效果集输系统包括转油站、脱水站两大系统。某厂转油站外输液量为3064．7x104m3，掺水量为1845．3x104m3，占总集输液量的37．58％。由于外输液量、外输油量

2、及污水外输量是不可调整量，要降低集输总液量，只能控制掺水量，降低转油站系统循环量。1能耗构成分析转油站集输液主要由外输液量、掺水量两大部分构成；联合站集输液主要眭tJ'b输净化油量、沉降岗外输至污水处理站水量两大部分组成。对集输系统能耗构成进行分析，总能耗方面转油站占88．14％，其中耗气占94．2％。转油站、联合站耗气分别占本各自综合能耗的94．64％、90．66％。2具体内容及主要工作根据集输系统能耗构成分析，根据集输系统工艺特点，节能以节气为重点，主要环节在转油站系统，紧紧围绕“降低掺水加热、采暖供热负荷，提高加热炉负荷率及热效率”的工作重点⋯，创

3、新提出“4223l”过程管理模式，指导节气工作的开展”1。2．1确定“四个”界限确定停掺水界限。双管流程井：产液量，>15t／d，含水率≥75％；环状流程井：端点井产液量≥20ffd，全环含水率／>75％。确定井站回油温度。计量间≤330c，转油站≤32℃。确定单井掺水量。双管流程井：掺水量5—12ITl3／d；环状流程井：单井、

4、化掺水泵运行。根据各站设备情况，通过核算，进一步优化掺水泵运行匹配。掺水泵运行原则：负荷率80-100％，优先启运安装变频调速装置的掺水泵，当泵管压差大于0．2MPa时，调整泵的运行。2．3控制“两个”水量一是探索“拐点法”管理模式，降低单井掺水量在一定的掺水温度下，通过减少掺水量的办法使回油温度降低，井口回压升高，当回压升高并稳定在设计回压附近时，将此时的掺水量定为“拐点掺水量”，将该掺水温度下对应的掺水量、回油温度统计列表，作为该井或集油环当前掺水温度下该井掺水量控制的依据。在某站进行前期试验，并逐渐推广，有665口井的掺水得到了有效控制，34口井达

5、到停掺水，掺水量由7555m3／d降至5398m3／d，平均单井掺水量由10．8m3／d降至7．7m3／d，累计节气15．4x104m3。二是计量问采暖工艺改造，降低采暖水量针对计量(阀组)间存在的采暖水量不可测、控制难度大、供回水压差大、节流损失大等问题，对计量间采暖工艺进行改造。改造后每座计量间日减少采暖水50％以上(20—30m3)，一个采暖期将减少采暖用水lOOxl04m3,年节气190x104m3。三是调整油井热洗方式，减少高温运行天数通过整合、优化，热洗方式由“分散”转为“集中”，转油站平均高温热洗时间不超过5天，减少转油站高温天数5-10天

6、，年节气约240×104m3。2．4分解“三项”指标分矿总耗气指标，分站总耗气指标，分月总耗气指标。依据转油站所辖油井站、所处区块、辅助加热等情况，根据确定的“四个”界限，依据时间变化，将年生产耗气分解到转油站、脱水站及矿，并制定相应的考核细则，根据各单位完成情况进行相应考核。2．5确保“一个”目标终点指标考核，确保总耗气任务完成。将每月生产耗气或吨液耗气完成情况与运行计划对比，对未按计划执行的矿或站，及时查找问题，寻求解决对策，减少累积效应，保证全年节气任务li[页,ll完成。3实施效果在“42231”过程管理模式指导下，深度挖掘系统潜力，制定各项节气

7、措施，加强过程监督，保证实施效果，节气效果显著。一是停掺水界限不断深化。由2005年的产液量大于40ffd、含水率大于80％，降低到2014年的产液量大于15t／d、含水大于75％。二是实施规模逐年增加。夏季停掺水井数量由737口增加到1690口；冬季降温集输井数由1119口增加到2831口。三是总耗气量增长得到有效控制。与设计参数对比，年减少耗气量均在1000x10％3以上，总耗气量由7780x10％3降到最低的5178x104m3。4结语通过创新“4223l”过程管理模式，系统指导全厂节气工作的开展，使集输系统能耗的上升幅度得到控制，为以后的节能降耗

8、工作提供了借鉴。一是集输系统节能关键在转油站系统，节能重点是控制耗气量的上升，采