集輸系統用能分析及節能措施

喬添梁（大慶油田有限責任公司第六采油廠規劃設計研究所）

集輸系統用能分析及節能措施

喬添梁（大慶油田有限責任公司第六采油廠規劃設計研究所）

面對油田產能開發建設和能耗上升的矛盾，針對不加熱集輸后集輸系統的能源消耗現狀，對集輸系統用能進行了系統分析。開展了簡化工藝流程、機泵涂膜、變頻調速及更換低效泵等節能工作，總結出系統上實行簡化工藝、節點上實行設備節能改造、管理上實行能效對標管理的節能措施，提出加大工藝簡化、加快高耗能設備更新和加強設備能效對標管理的建議。

集輸系統 用能分析 節能潛力 節能措施

油田進入特高含水期后，圍繞原油穩產的中心目標陸續開展了三元復合驅、高濃度聚合物驅、泡沫復合驅、氣聚兩相驅等多元的產能開發工作。隨著產量的上升，能耗也隨之上升，新增用能負荷與節能減排的矛盾越來越突出，節能的難度也越來越大。為此，對集輸系統進行用能分析，挖掘節能潛力，對節能措施進行效果分析，總結集輸系統節能技術和管理方法。

1 能耗分析

集輸系統能耗集中表現在熱耗和電耗兩方面。熱耗主要分布在轉油站摻水加熱、洗井加熱及聯合站原油脫水處理加熱、在產能和老油田調整改造工程中，集油工藝的簡化可以節約集輸系統熱耗[1]。在擴大不加熱集輸應用規模的同時，根據轉油站單井生產方式、產液量、含水率、回油溫度、采出液物性等參數，針對冬季和夏季生產特點編制了常溫集輸方案，常溫集輸站實施停爐停泵，降溫集輸站摻水溫度控制在50～60℃[2]。實施常溫集輸后，夏季有30座轉油站停運加熱爐，冬季有14座轉油站停運加熱爐，其他站采用摻常溫水和降溫摻水的方式使用加熱爐。

電耗主要分布在轉油站外輸泵、摻水泵、熱洗泵及聯合站脫水、外輸等環節。隨著油田的開發，地面系統生產設施經歷多年的運行，機泵存在額定排量與生產流量不匹配、泵管壓差大和低效的現象[3]。

2 節能措施及效果分析

對轉油站和脫水站運行情況進行了現場調查，分析了重點耗能部位，將影響各站能耗的主要原因進行分類，按集油系統和輸油系統進行分析。

2.1 集油系統

2.1.1 集油工藝的節能措施

在三次加密和高濃度聚驅產能開發中，根據采出液的特點，若采用“雙管摻水熱洗分開流程”，與水驅或常規注聚油井相比運行成本高。在已建產能建設和老油田調整改造工程中，采用了環狀、兩就近、單管樹狀和單管通球集油工藝，取代了雙管摻水集油工藝，降低了單井集油能耗。

在三次加密產能中，根據三次加密井產液量低的特點，應用環狀集油流程。通過計算，確定環長＜3 km，2～5口井為一個集油環。將43口新井與5口老井組成21個集油環，直接進入已建計量間。與常規雙管摻水集油工藝相比，節約管道11.3 km，節約投資149×104元，年節電36.4×104kWh，年節氣32×104m3。

在聚合物驅產能和聚驅后縮小井距高濃度聚合物驅產能中，對2口或2口以上的叢式井組應用單管通球不加熱集油工藝，共有71口油井繼續應用單管通球不摻水集油工藝。另外，對52口新建油井采用“兩就近”集油工藝，即新井“就近掛接已建集油管道”、“就近掛接已建計量間”的集油工藝。單管通球不加熱集油工藝和“兩就近”集油工藝并用，與雙管摻水集油工藝相比，可節省建設投資約460×104元，年均節省運行費用114×104元。

在2010年老油田調整改造工程中，取消1座已運行28年的轉油站，采用單管樹狀集油工藝，應用固定式軟件量油計量、活動熱洗和局部單管深埋保溫等措施，將原轉油站管轄的46口油井接入其他轉油放水站，實現兩級布站。通過計算，共設集油干線4條，支干線18條，每條支干線掛接1～4口油井。與常規雙管摻水集油工藝相比，可以節省管道63%，節約投資367×104元，單井節氣5500 m3/a，節電4524 kWh/a。

2.1.2 摻水、熱洗的節能措施

公司要求老油田調整改造“對于加熱集油流程，摻水出站溫度不能高于70℃，采用環狀集油流程的摻水量不能高于0.4 m3/（h·井），雙管摻水集油流程的摻水量不能高于0.7 m3/（h·井）”，然而在規模化推廣不加熱集輸后，常溫集輸站實施停爐停泵，降溫集輸站摻水溫度控制在50～60℃，摻水溫度降低，達到節能效果。為深挖節氣潛力，在過渡帶的三座降溫集輸轉油站，應用了摻水泵變頻技術，合理匹配單井摻水量，措施后單井平均摻水量由1.32 m3/（h·井）降為0.79 m3/（h·井），年節電115×104kWh。

大面積實施不加熱集輸后，對加熱爐爐效進行普查，共測試加熱爐137臺，平均爐效75.5%。爐效不符合節能要求的加熱爐共39臺，占總數的28.5%。造成爐效偏低的主要原因是加熱爐負荷偏離正常運行負荷，其中超負荷運行15臺，平均負荷率為106.4%；低負荷運行加熱爐24臺，平均負荷率38.7%。針對該問題，通過安裝煙道擋板調節裝置、氧含量分析儀，以及對加熱爐流程進行改造，來提高加熱爐的效率。

在加熱爐煙道安裝氧含量分析儀，實時監測煙氣中的氧含量，并將檢測值遠傳至控制執行機構，修正氧含量（4%～4.5%），調整燃燒器合風開度，使空燃比更合理、燃料燃燒更充分，達到控制空氣系數的目的。在3臺加熱爐上安裝了氧含量分析儀，并配套擋板調節機構，實施后平均爐效提高7.6%，年節氣27.3×104m3。

對超負荷運行加熱爐進行流程改造。常溫集輸后，系統摻水溫度降低。為滿足熱洗溫度要求，4座轉油站的熱洗爐（1.16 MW）提溫幅度達到42.7℃（＞40℃），處于超負荷運行狀態。為此，將4座站的摻水熱洗合一的加熱流程改造為摻水熱洗分開加熱工藝，使熱洗爐負荷由106%降低到90%，爐效提高10%，年節氣21.2×104m3。

2.2 輸油系統

通過分析轉油站工藝流程，發現“1”字號轉油站的外輸工藝造成了壓力損失，取消外輸加熱爐、緩沖罐前調節閥及配套工藝，形成外輸油不加熱、不調節，直接計量、外輸的新工藝。應用外輸泵變頻調速技術，通過變頻調控裝置來調節外輸泵的流量大小，達到恒液位、變流量控制要求。改造后年節電15.74×104kWh。

通過節能監測，分析機泵的運行現狀，根據《油田生產系統節能監測規范》中的指標要求，對額定排量與生產流量不匹配、泵管壓差大、低效的機泵，實施機泵涂膜43臺次，更換低效泵25臺次，機泵排量合理優化31臺次，外輸泵應用變頻調速技術13臺次，單臺機泵效率平均提高5%，實現節電577.3×104kWh。

3 結論

通過對集輸系統能耗現狀、節能技術應用和效果分析，集輸系統應該通過節能監測和用能分析，在系統優化簡化、能效對標管理和耗能設備改造等方面開展節能工作。

1）在大規模推廣應用常溫集輸技術的同時，依托產能建設和老油田調整改造工程，推廣應用油井環狀集油工藝、“兩就近”集油工藝、單管通球不摻水集油工藝和單管樹狀集油工藝，簡化集油系統的工藝流程，實現集油系統節能。

2）加強能耗節點分析，完善能效對標管理體系。通過節能監測，對集輸系統的機泵等能耗節點進行用能分析，及時制定并實施能效改進技術和管理措施，進行能耗節點對標管理。

3）隨著產能建設步伐的加快，加大高耗能設備的更新。

[2]馮愛林，楊愛萍，孔令彬,等.中轉站耗能高的原因分析與節能降耗的方法[J].科技創業月刊，2009（11）：11-12.

[3]吳長利,唐紅翠,趙連河,等.油田地面工程存在的主要問題及對策.石油規劃設計[J],2003，14（4）：17-19.

10.3969/j.issn.2095-1493.2011.08.017

喬添梁，2001年畢業于齊齊哈爾大學，工程師，從事節能工作，E-mail：qiaotianliang@petrochina.com.cn，地址：大慶油田有限責任公司第六采油廠規劃設計研究所，163114。

2011-08-11)