夏明海 乔孟焕 凌新海 李甘 邓艳
天津市大港油田公司第二采油厂
摘要：环境问题是制约经济发展的重要因素之一。经济发展应兼顾坚持“绿色”、节能的理念，发挥资源的最大化价值。在油田建设方面，油田中后期开发其含水量持续上升，产油量下降，管网受腐蚀情况严重，后期维护成本突出，吨油处理难度大，影响联合站稳定运行，也不符合国家“绿色经济”发展理念。文章通过对联合站能耗分析，提出选择合理节能泵，落实节能改造，以高性能加热炉联合降耗集输工艺，达到最理想的节能效果，为油田长久开采奠定基础。
关键词：联合站；节能降耗；集输工艺
引言
联合站是有油气开采工程地面核心，对维持油田运行有重要的作用。联合站构成油、气、水总处理系统，对各转油站来液处理、规范工艺流程具有关键性作用，同时优化原油、天然气质量，使其达到商品使用需求。解决油田联合站技术问题，如何实现低能耗、低成本的高效运行，是国家“绿色经济”倡导下联合站亟待解决的问题。油田原油脱水、污水处理等包含电能、天然气及多种药剂消耗，故节能降耗和集输工艺密不可分，需优化集输工艺实现对电能、气量、药剂量的有效控制。
1 联合站节能降耗处理
1.1 运行设备的节能降耗处理
泵为联合站的主要能耗设备，应合理选择泵的工作效率、流量，控制参数，保证其型号满足联合站要求，处理能力突出。泵设备的选择上应考虑到油气处理量及联合站其他工作要求，单纯从油气处理入手无法实现理想化节能降耗。联合站中流量处于不断变化状态，无法保持恒定的生产能力，需设计人员全面分析联合站运行规律，确定所需泵的型号。设计人员应结合最大出液量和平均出液量，考虑日常生产稳定的基础，尽可能降低泵的功率。但联合站出液量、成分处于不断变化状态，导致原本泵设备不能适应各个时期生产要求，应针对开采实情对泵进行节能改造。若联合站运作参数高于泵本身参数，需将叶轮更换为小离心泵叶轮，或进行部分切割，以提高泵运行效率，同时降低能耗。变频调速技术可以结合联合站工作状况优化泵运行数据，将其应用到联合站中，可确保泵高效运转。即使联合站原油出液量持续变化，也可确保泵稳定运行，实现自动化设备管理。
1.2 油气集输中流程的节能降耗处理
油气集输是联合站核心工作，但集输过程中电能、热能消耗最大，故应做好油气集输节能降耗。第一，改造加热设备。定期对加热设备维护、管理，保证设备性能，尽可能提高设备对热能的利用率。第二，油气运输中也需要加热处理。运输导致天然气出现不同程度损失，可通过提高加热效率，减少天然气损失。选择高性能加热炉配合真空相变加热炉换热（传统水套加热方式效率较低），将加热工作效率提高至90%以上。且内部配置自动控制系统，可自动加热。第三，应用保温防护。不具备防腐性的保温层集输管道传输中会流失大量热能，导致原油传输需弥补更多热能，采取减缓原油降温速度，可实现节能降耗。要求工作人员重视管道防腐保温工作，落实全面的管道防腐保温，并推广热泵节能技术，避免热能流失浪费，提高资源利用率。
2 联合站节能降耗集输工艺
阐述集输工艺后，以实现节能降耗效益的具体案例论证其工艺的合理性。
2.1 油气密闭处理及电脉冲脱水工艺
传统油气处理为开式流程。对油气脱水设备改造，应用电脉冲脱水工艺，构成密闭性流程，可降低设备使用量，缩短油气传输流程，提高油气开采自动化水平，也有助于提高作业管理效率及质量，降低工作人员负担。采取密闭处理及电脉冲脱水工艺，可最先控制油气资源挥发量，节省燃气，降低托水泵运作的电能消耗量。
2.2 气提工艺
以干气气提方式代替原本的负压闪蒸工艺，可提高原油气提稳定性。提高压缩机进料口温度，以此提高原油的实际分离效果，实现联合站原油增产。应确保轻烃产量不降低，将原油原本的温度从80℃降低到65℃，再配合冷却水换热系统，优化压缩机，简化具体工艺流程。油田联合站原本采用负压闪蒸工艺，原油先由三相分离器分出、脱水器脱水、加热炉加热后进入稳定塔蒸，闪蒸气以负压螺杆压缩机支持抽出，经水冷却器冷却后再进入压缩机增压，经分离器气液分离，液体储罐外销，不凝气进入天然气外输系统。稳定原油由塔底流出，外输泵增压后传输。但是应用中发现原油稳定温度较高，原油进塔温度在81～90℃，压缩机进口温度也在60℃以上，原油分离效果较差，C2～C5拔出率仅为50%，且原油产量持续降低，蒸发量低于压缩机额定负荷，采用调频器调节压缩机转速，导致投资及电耗上涨，造成管理困难。
为解决上述问题，提出以气提工艺作业，将C2+含量较低的干气通入塔底，控制C2～C5轻烃分压，促进C2～C5轻组分气化、分离，气提气在塔自上而下运动馆，起到对分离轻组的有效携带，提高收率。将稳定塔进料温度控制在60～64℃，去除压缩机进口冷却器，对工艺流程简化。对稳定塔气提量控制，确保压缩机处于额定状态运行，后续无需变频调速。采用该工艺运行后，油田联合站稳定效果理想，C2～C5拔出率达到80.06%，C2～C5相对原油拔出率也为1.73%，轻油回收率1.73%，轻烃产量不变原油稳定温度降低到64℃后，满足外输需求，每年节省58.0×104m3天然气。
2.3 其他节能技术
采用外输泵（离心泵）电机调频技术可控制电能使用量，实现节能降耗。将外加电流阴极保护技术和三相分离器结合，以剪辑保护技术保护三相分离器，也可延长分离器使用年限，减少后期不必要的维护投入，控制联合站运营成本。三相出水进入到一次沉降罐，之后分析发现水质的指标有所上涨，一方面通过落实多项节能措施，大大降低生产运行中絮凝剂、混凝剂、杀菌剂的使用量；另一方面，水质指标持续上升，对过滤罐的滤料更换时间有所延长，可降低产冲洗泵所耗费的时间，避免出现污水二次污染，大大降低污水处理成本。三相出水直接掺入到水罐中，可减少掺水的运行环节，水温的降低幅度得到有效控制，减少过程中产生的热量损耗。掺水进入加热炉升温，可减少加热炉的天然气耗费，真正实现节能降耗。
3 油田生产开发整体经济效益分析
在案例工程中使用多种节能技术，如油气密闭处理及电脉冲脱水工艺、气提工艺等，针对油田原本的污水处理情况采取有针对性地优 化措施，优化之后油田的集输及处理工艺大大优化，运行正常。通过应用新的节能降耗工艺、新技术推广后实现密闭集输，整流流程短，且使用的设备较少，自动化程度突出。经后运行分析，采用新工艺该案例联合站年节电达到88.5×104kW，年节气223.0×104m3，年节水75.0×104m3。节约后期对设备的维修费用约为96万元，减少轻烃挥发损耗1800t，大幅降低了生产成本，减少了生产过程中污染产生。通过对工艺优化，节能降耗效果显著，也便于油田生产人员有针对性地落实生产管理制度，减少各岗位工作人员劳动强度，提高污水处理系统整体运行效率。在不影响油田实际产量的前提下，做好联合站节能降耗，提高了油田经济效益，有助于油田生产的可持续发展。
4 结语
综上所述，联合站是油田地面工程的核心之一，但近年来一些油田开采进入中后期，其开采处理条件逐渐恶化，导致联合站电能及热能消耗增加，油田开采处理成本增加。要降低石油工程中的整体能耗，需全面落实节能降耗工作，分析联合站中的能耗状况，及时做好技术优化与更新，最大限度地控制能源消耗，为国家发展、社会进步提供源源不断的能源支持。
参考文献：
[1]赵国刚.油田集输联合站能耗分析及控制对策探讨[J].中国石油和化工标准与质量,2020,40(24):29-31.
[2]魏丽坤.DQ油田采油二厂N2联合站油气集输管理问题研究[D].大庆：东北石油大学,2019.