油气田生产系统节能低碳技术.docx
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1、油气田生产系统节能低碳技术实现双碳目标,优先节能降碳,需将节能贯穿于油气田生产系统全过程。本部分主要分析了油田生产的机采系统、集输处理系统和气田生产的集输处理系统等生产系统内关键设备和工艺流程的节能低碳技术方向。1 .油田机采系统关键在提效在稀油油田,机采系统能耗占生产能耗的20.9%。目前常规游梁式抽油机平均系统效率约为22也低于油田生产系统节能监测规范要求的节能评价值嫣左右。节能提效可以从两方面着手:一是优化生产运行制度。合理配置机杆泵与地层产能、不断优化生产参数,使抽油系统与油层产能处于供、排协调状态。二是采用高效节能设备。使用节能抽油机(塔架式、无杆采油)、节能电机、智能控制设备等,从
2、设备性能方面减小各环节的能量损失。2 .油气集输处理系统关健在降热耗集输处理系统能耗占稀油生产能耗的66斩其中热耗占88%、电耗占12泉分析集输处理系统能耗重点环节可知,集输管网能耗约占90%。主要是20万公里管道的防凝、散热,需加热或掺水。因为是全液量加热(其中90%是水),能耗大,加热负荷集中在转油站。原油脱水处理能耗约占10%,主要是为了满足油水分离的温度要求,将低含水油加热至55。C左右,加热液量是集输环节的1/10,集中在联合站(脱水站)。具体办法为:一是推广不加热集输,降低集输管网热耗。不加热集输技术的开发揭示了高含水含蜡原油凝点以下集输粘壁的机理,研发了不加热集输温度界限测算方法
3、及软件,集输温度从现行规范的凝点以上3C5。C降低到凝点以下510。同时,低温采出液站内预处理设备的研发,也实现了对低温采出液进站一段不加热预脱水和采出水处理。:是减少集输管道长度,减少管道散热损失。从源头做起,采用简化计量、串接流程、丛式布井等措施,减少集输环节和管道长度。三是研发不加热脱水技术,降低站内原油脱水热耗。研发高频电场、磁场及超声等高效破乳工艺,实现常温脱水,缩短流程、降低能耗,提高电气化率。四是推广加热炉提效技术,提高用能效率。3 .注水系统关键是降低压差注水系统能耗约占稀油生产能耗的11%高效泵组、变频调节、分压注水和局部增压等节能技术已得到广泛应用,近年来油田注水系统效率稳
4、定在较高水平且持续提升。目前地面常规注水技术提效潜力有限,应进一步开展地上地下统筹优化:一是综合考虑水质、能耗、注水泵维修、注水压力变化等,优化水质指标和措施周期,实现综合成本最低。二是建立地上地下协同优化机制,模型互通、实时优化,动态调整注水方案。低压干线78Ift(rs注水雄喂水泉低压泵i注水站吆j招干线.高压泵4 .气田集输处理系统关键在利用好地层能1:气田集输处理系统集输部分井口加热、天然气增压和损耗,能耗占比为75%,天然气处理部分能耗占比为25%。具体节能措施主要有以下几个方面:一是充分利用地层能量降低重点上产气藏能耗物耗。对于致密气,利用底层热量;对于页岩气,利用地层压力。二是兼
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