科技革新节能技术油田生产实现“双赢”

作者:摩纳哥城赌场 发布时间:2020-01-02 10:11

  在采用全流程节点分析方法对稀油集输系统各关键点存在问题进行梳理后,科研人员总结出了阻碍集输系统节能技术研发的关键难题——集输系统能耗的评价分析方法不系统,不能同时兼具全流程和全生命周期;集输系统工艺流程能耗节点多,无法做到优化、简化和标准化;设备选型和运行不够精细,做不到控制系统最优、换热模式最佳和加热方式最好;在节能方面无法做到既将设备保温到位,又将余热资源合理利用。

  2017年,科研人员首创了一种基于工艺流程的能量节点分析方法,以集输系统工艺流程为主线,生产设备为节点,基于物料平衡及能量平衡两个方面,对各用能环节的能源收入量、有效利用能和损失量之间的平衡关系进行综合分析和评价,同时,在稠油集输节能技术的发展基础上,科研人员尝试将稠油开发中的纳米绝热保温油管“跨界”应用在了稀油生产中。

  除了在传统技术的创新突破上下功夫,科研人员还集思广益,创造性地利用太阳能、空气能等新能源来降低稀油集输系统的能耗。

  一系列创新技术先后在采油二厂白25井区、准东采油厂彩南作业区和油气储运公司2个稀油区块、6座站场进行了推广应用,累计回压自控技术改造电加热器191套,井筒纳米隔热保温应用单井3口,新能源集输加热装置应用8套,加热炉烟气余热改造13台,储油罐罐顶保温改造15座,实现年节约天然气955万方,节电506万千瓦时,减少节约能源消耗成本1501万元。

  稀油是新疆油田最主要的原油产品,其产量占原油生产总量的60%以上。伴随着玛湖、吉木萨尔等10亿吨级区块的持续开发,“十四五”末,稀油产量将达到原油生产总量的70%以上,是保障国家能源安全、增储上产的绝对主力。然而,稀油产量不断攀升,稀油集输系统耗能必将逐年增长,制约油田高效低成本开发的问题也日益凸显。

  为此,新疆油田公司质量设备节能处牵头,在油田公司范围内全面推进稀油集输系统节能提效工作,攻关节能技术研究。其中,作为新疆油田节能评价指标体系、管理制度制定及技术研究的主要智囊,工程技术研究院地面工程研究所的研发人员积极探索、不断创新,以先进的科技成果助推油田生产实现了降本增效、绿色发展的“双赢”。

  集输系统是指把分散的油井所生产的石油、伴生天然气及其它产品集中起来,经过必要的处理、初加工后,将合格油和天然气分别外输至炼油厂和天然气用户的工艺过程。新疆油田开发已逾60年,随着油田开发持续推进,油田生产面临着采出原油含水率持续升高等问题。集输系统作为稀油生产的重要环节,系统适应性逐年变差,“大马拉小车”现象越发严重,能源消耗已占到了稀油生产总能耗的65%以上,成为第一大耗能单元。

  针对这一问题,工程技术研究院的科研人员深入现场细致调研,从系统、工艺、设备和生态文明建设四个方面综合考虑,致力于集输系统加热炉等主要耗能设备,梳理出烟气余热资源化利用率低、井筒散热损失大、储罐散热损失及挥发大等众多关键问题。

  其中,在采用全流程节点分析方法对稀油集输系统各关键点存在问题进行梳理后,科研人员总结出了阻碍集输系统节能技术研发的关键难题——集输系统能耗的评价分析方法不系统,不能同时兼具全流程和全生命周期;集输系统工艺流程能耗节点多,无法做到优化、简化和标准化;设备选型和运行不够精细,做不到控制系统最优、换热模式最佳和加热方式最好;在节能方面无法做到既将设备保温到位,又将余热资源合理利用。

  面临诸多掣肘稀油集输系统节能的难题,科研人员在集输系统的工艺流程、设备选型和余热利用等方面,展开了长期的技术攻关和创新。

  2017年,他们首创了一种基于工艺流程的能量节点分析方法,以集输系统工艺流程为主线,生产设备为节点,基于物料平衡及能量平衡两个方面,对各用能环节的能源收入量、有效利用能和损失量之间的平衡关系进行综合分析和评价,从数百节点、上千条数据中确定出耗能关键节点6个,查找系统问题9项,为系统提效工作找到了突破口。

  同时,在稠油集输节能技术的发展基础上,科研人员尝试将稠油开发中的纳米绝热保温油管“跨界”应用在了稀油生产中,不仅简化了地面工艺,还有效利用采出液的油藏热量,实现了地面常温集输,节能效果显著。期间,由于纳米绝热油管造价昂贵,是普通油管价格的六倍以上,如何优化油管下入深度的疑问一度困扰着大家。为此,科研人员几经试验,终于研究出了以地面水热力计算确定井口出油温度,通过地下温度场数值仿真模拟反算油管下入深度的方法,经过多种油管组合方式优化,充分利用地层热能,减少地面加热设备投资和运行维护成本,提出地下地上一体化、投资效益最大化的解决方案。

  井筒纳米绝热保温技术“跨界”应用的成功,是稀油油藏—井筒—地面立体节能的首次实践,是稀油地面工艺优化、简化的典型,为高含蜡油田的开发和输送提供了技术借鉴。

  除了在传统技术的创新突破上下功夫,科研人员还集思广益,创造性地利用太阳能、空气能等新能源来降低稀油集输系统的能耗。

  2018年,科研人员在白25井区单井和计量站上开展了空气源热泵、太阳能与空气能组合加热的攻关研究试验。考虑到应用场地的沙漠性气候,科研人员联合高校和本地知名企业对板房进行了特殊化设计,有效减少了风沙对空气热源泵等电器的侵蚀,大大延长了电器寿命。

  单井空气热源泵、计量站太阳能与空气能组合加热技术的应用,改变了传统加热方式,实现了空气源热泵在西北区域严寒、沙漠气候条件的首次应用,当前设备已平稳运行两年,平稳运行最低温度零下34.54℃,单井空气源热泵加热采出液技术综合节能率达到40%以上,计量站综合节能率达60%以上。

  此外,作为油田锅炉烟气余热利用技术的发源地,科研人员又在注汽锅炉烟气冷凝技术成功应用的基础上,结合油田在用加热炉运行实际,对加热炉烟气余热资源化利用技术进行了升级。一是突破了余热资源用于自身系统加热提效的固有模式,结合设备所在站场实际,将加热炉烟气余热资源用于站内原油或站区采暖供热,通过多冷源梯级利用,实现余热资源利用率最大化;二是突出了技术应用的经济性,基于“一拖二密封阀门”的技术突破,实现了传统“一拖一”模式(1台余热回收装置回收1台设备烟气余热)向“一托多”余热回收模式的转变,同时回收多台设备烟气余热,减少了投资,提升了余热回收设备利用率,经济效益显著提升。

  在不断创新和突破的过程中,井筒纳米绝热保温、井口电加热回压自控、加热炉烟气余热利用、计量站空气源热泵新能源等一系列集输系统节能技术体系逐渐形成,为申请股份专项投资提供了技术支撑。同时,一系列创新技术先后在采油二厂白25井区、准东采油厂彩南作业区和油气储运公司2个稀油区块、6座站场进行了推广应用,累计回压自控技术改造电加热器191套,井筒纳米隔热保温应用单井3口,新能源集输加热装置应用8套,加热炉烟气余热改造13台,储油罐罐顶保温改造15座,实现年节约天然气955万方,节电506万千瓦时,减少节约能源消耗成本1501万元,降低了稀油集输系统单耗,推动了油田绿色可持续发展。

  此外,该技术成果已授权发明专利1项,实用型专利1项,发表核心期刊论文4篇,其中,烟气余热综合利用技术和井口电加热回压自控技术两项关键技术在国内油田首次成功应用,并作为典型案例,被列为《中国石油天然气股份有限公司集输系统重点节能技术》25项重点节能技术之一,为各油气田企业、对外合作经理部优先推荐应用。


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