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华北油田采油三厂推进集输系统节能降耗激活效益增长点

2018-01-05 13:01:07    来源:中新网河北   评论:0
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       2017年,面对新常态、应对低油价双重压力,华北油田采油三厂集输系统技术人员立足生产实际,牢固树立节能降耗、提质增效管理理念,全要素、全方位、全过程精准致力于集输热力、集油、原油处理、输油等系统专业基础管理,在持续加强单管、掺水集油、低温输油等集输专业基础管理的同时,拓展思路、多方探索、积极创新,对集输系统工艺流程进行“革命性”改进,推广实施站场分系统单独供热、联合站掺水系统二次换热改一次升温等技术。集输系统基础创新管理提升了企业的生产力,激活了企业效益增长点。

      精准优化集油参数

      目前,采油三厂油井开井1022口,其中饶阳、武强、留69采用环状掺水集油工艺。为提高环状掺水集油工艺管理水平,实现提质增效,节能降耗,集输技术人员协同工区技术人员全面开展了掺水集油工艺参数优化调整工作。从全过程调研掺水集油各个环节运行参数,到参数系统整合、分析,再到提出优化调整建议,最后结合现场情况科学合理执行优化调整建议,集输技术人员始终坚持“依托现场、科学合理、以点带面”的优化调整原则。

      通过技术人员的精准优化,截至目前,饶阳、武强、留69三个区域掺水集油系统运行良好,参数匹配,安全平稳。掺水温度保持在65℃以下,掺水比控制在1:1以下,进站合液温度稳定在45℃左右,井口回压基本都低于1.5MPa。由于掺水集油液量大、含水高,混合液每降低1℃,节约降耗效果显著,潜力巨大。后续集输技术人员还将持续细化掺水集油参数优化调整环节、完善掺水集油技术管理办法,并推广应用到单管、季节性单管常温集油工艺,实现集油系统基础管理精细化、科学化、全面化,促进集油系统管理改革。

      科学改进热力系统

      近年来,随着地面系统简化优化及新技术的应用,油田集输热力系统运行能耗有所下降,但联合站热力系统依然庞大,运行复杂,造成燃油量、加热炉负荷增大,能耗增加。为了切实降低站场热力系统能耗,集输专业技术人员积极对站场热力系统进行创新性优化改进,多措并举实现站场热力系统节能高效。

      2017年楚一联掺水工艺投产后,站外掺水采用换热器升温工艺,即通过加热炉加热后的热水给掺水泵提供的污水进行热交换升温,再供站外进行掺水生产。为减少换热造成的热损失,降低生产能耗,将掺水热力系统工艺进行优化改进:楚一联站内伴热和站外掺水分开运行,采用真空炉直接对掺水进行加热,停用掺水换热器;管式炉对清水进行加热进行站内伴热采暖循环,实施后日节约天然气600方。2017年12月原油稳定站启用外输炉,取消外输换热器,实现外输热力系统与站场伴热维温系统分开,大幅提高热力系统效率,节能效果显著。通过调研、总结、分析研究、论证,计划将站场分系统单独供热、联合站掺水系统二次换热改一次升温等工艺技术推广应用到全厂其他站场,目前集输技术人员正进行全方位调研及论证工作。

      细化管理输油方式

      楚任长输线作为公司南部油田输油生命线,由于管道里程长、沿线社会环境恶劣,为保证管道低耗、安全运行,集输技术人员始终把安全平稳运行、严控管道末点温度、降低输油能耗作为出发点,科学制定运行制度,优化管理,提升输油效能。

      结合地温季节性变化规律,适时调整管道输油参数,总结摸索出长输线“543”运行制度。按照地温变化,将全年分为夏季(5、6、7、8、9月)、冬季(11、12、1、2月)和春秋季(3、4、10月),编制了相应的管道运行工作制度。运行一年来,输油管道末点温度由初期的48℃,降低到目前的43-45℃,平均降温3-5℃。此外,分管线段制定管道安全保障措施,避免因局部管道段问题导致整个系统能耗的提高。针对结蜡倾向较严重的河任管道段,在每年的秋冬交替季(10月中下旬)进行一次全面提温清蜡,有效保证了管道安全平稳运行。

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