“我们根据站外来液量大小、温度变化情况，及时调整伴热流程和掺水运行参数，既保证系统正常运行，又不造成蒸汽浪费。”2月18日，河南油田采油二厂集输三队王集一号集油站站长张俊伟说道。

油气集输系统是将油井采出液汇集、处理和输送，这个过程需要消耗一定的热能和电能，将油田产出液处理成合格的原油。

采油二厂稠油粘度大、流动性差的性质，决定了集输系统耗能相对较大。该厂集输系统围绕“热”字做文章，优化输油配热，减少无效加热，充分利用余热，千方百计提高热能利用率。

去年，该厂集输系统节约加热费用384万元，吨液处理热耗由2017年的4.1千克标煤，降低到3.96千克标煤。

优化输油配热

“把两个区块的来液统一进入2号换热器，掺水伴热温度全部达标。”2月13日，该厂集输大队集输一队11号集油站站长宁春燕介绍。

进入冬季生产，油井掺水伴热温度需调高到55摄氏度——60摄氏度。可他们站负责的楼八区84口油井的掺水伴热温度不到50摄氏度。

他们增大蒸汽量，但是效果并不理想。通过逐一排查分析，发现负责楼八区加热的1号换热器能效较低，掺水温度最高只能达到50摄氏度；而负责另一个区块加热的2号换热器，掺水温度最高能达到60摄氏度。

他们改造站内流程，关掉1号换热器，全部由2号换热器掺水伴热，同时将近80摄氏度的蒸汽回水管线并入大罐伴热系统，使两个区块的掺水伴热温度均达到生产运行需求。

该厂稠油集输工艺主要采用“单井→计量站→集输站→联合站”三级布站方式。从单井到联合站的输送过程中，需要掺水、加热“保驾护航”。

为减少输送过程的加热费用，该厂实施掺水降温度、降水量“双降”管理，根据生产实际，分冬夏两季，优化掺水温度、水量，持续降低掺水热耗。去年掺水吨液热耗0.84千克标煤，与2017年同期相比减少0.12千克标煤，节约加热费用48.3万元。

该厂对稠油热采区块，由集油站分散加热，改为联合站集中加热，实施稠油不加热外输。去年集油站吨液外输热耗0.44千克标煤，与2017年同期相比减少0.29千克标煤，节约加热费用110.8万元。

减少无效加热

2月15日，该厂稠油联合站员工王东奎关掉四相分离器最下面一层加热盘管的阀门，减少对污水的无效加热。

由于生产运行需要，该厂稠油联合站部分系统需要加热加温。如何精准加热，减少无效加热，降低系统热耗，是技术人员攻关的重点。

稠油联合站5台四相分离器有4层加热盘管，呈上下平行排列，当分离器内油水界面升高时，对污水加热浪费热能。他们开展四相分离器盘管精准加热优化实验，在每层盘管的进口处加装阀门，根据油水界面高低，实现分层或组合加热，降低加热污水的用热量。

目前已对所有四相分离器盘管进行改造，每天节约蒸汽26.4吨，去年减少加热费用60多万元。

为减少无效加热，该厂还在稠油联合站掺稀油上下功夫。进入稠油联合站的油水混合液首先进入分离器，在分离器内加热、加药、沉降、脱水，这个过程需要加入稀油帮助脱水。经过分离器一段脱水后，含水达到30%左右的油水混合液进入换热器，然后进入二段脱水动态沉降罐。

技术人员经过分析论证，调整原油脱水掺稀油工艺，将原来的稀油掺入分离器，改为直接进入换热器，减少对稀油携带污水产生的无效加热，实施后去年节约加热费用59.1万元。

充分利用余热

该厂稠油联合站系统运行中会产生高达90摄氏度的蒸汽回水、动态沉降罐内70摄氏度的高温出水，之前，这些水都是直接引进污水池，造成热能浪费。

“如果能把这些热能充分利用起来，那将会节省不少的费用。”该站提出了余热利用具体实施方案，从完善脱水配热工艺流程、调整运行方式方面入手，提高热能利用率，减少热损失。

实施中，技术人员统筹兼顾，科学调整运行方式，既充分利用热能，又保证设备安全平稳运行。一方面，他们开展“三个优化”，即优化一段脱水分离器油水界面，降低污水用热量；优化二段动态沉降罐加热升温，降低整体用热量；优化原油储罐维温，停止额外用热。另一方面，他们调整运行方式，将蒸汽回水、动态沉降罐高温出水回掺至脱水分离器前端，与管理区来液掺混后进入分离器，实现余热利用。

目前，掺混后来液温度由46摄氏度上升至56摄氏度，每天节约蒸汽25吨，去年节约费用90多万元。（单朝玉）