喬添梁（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠規(guī)劃設(shè)計(jì)研究所）

集輸系統(tǒng)用能分析及節(jié)能措施

喬添梁（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠規(guī)劃設(shè)計(jì)研究所）

面對(duì)油田產(chǎn)能開發(fā)建設(shè)和能耗上升的矛盾，針對(duì)不加熱集輸后集輸系統(tǒng)的能源消耗現(xiàn)狀，對(duì)集輸系統(tǒng)用能進(jìn)行了系統(tǒng)分析。開展了簡(jiǎn)化工藝流程、機(jī)泵涂膜、變頻調(diào)速及更換低效泵等節(jié)能工作，總結(jié)出系統(tǒng)上實(shí)行簡(jiǎn)化工藝、節(jié)點(diǎn)上實(shí)行設(shè)備節(jié)能改造、管理上實(shí)行能效對(duì)標(biāo)管理的節(jié)能措施，提出加大工藝簡(jiǎn)化、加快高耗能設(shè)備更新和加強(qiáng)設(shè)備能效對(duì)標(biāo)管理的建議。

集輸系統(tǒng) 用能分析 節(jié)能潛力 節(jié)能措施

油田進(jìn)入特高含水期后，圍繞原油穩(wěn)產(chǎn)的中心目標(biāo)陸續(xù)開展了三元復(fù)合驅(qū)、高濃度聚合物驅(qū)、泡沫復(fù)合驅(qū)、氣聚兩相驅(qū)等多元的產(chǎn)能開發(fā)工作。隨著產(chǎn)量的上升，能耗也隨之上升，新增用能負(fù)荷與節(jié)能減排的矛盾越來越突出，節(jié)能的難度也越來越大。為此，對(duì)集輸系統(tǒng)進(jìn)行用能分析，挖掘節(jié)能潛力，對(duì)節(jié)能措施進(jìn)行效果分析，總結(jié)集輸系統(tǒng)節(jié)能技術(shù)和管理方法。

1 能耗分析

集輸系統(tǒng)能耗集中表現(xiàn)在熱耗和電耗兩方面。熱耗主要分布在轉(zhuǎn)油站摻水加熱、洗井加熱及聯(lián)合站原油脫水處理加熱、在產(chǎn)能和老油田調(diào)整改造工程中，集油工藝的簡(jiǎn)化可以節(jié)約集輸系統(tǒng)熱耗[1]。在擴(kuò)大不加熱集輸應(yīng)用規(guī)模的同時(shí)，根據(jù)轉(zhuǎn)油站單井生產(chǎn)方式、產(chǎn)液量、含水率、回油溫度、采出液物性等參數(shù)，針對(duì)冬季和夏季生產(chǎn)特點(diǎn)編制了常溫集輸方案，常溫集輸站實(shí)施停爐停泵，降溫集輸站摻水溫度控制在50～60℃[2]。實(shí)施常溫集輸后，夏季有30座轉(zhuǎn)油站停運(yùn)加熱爐，冬季有14座轉(zhuǎn)油站停運(yùn)加熱爐，其他站采用摻常溫水和降溫?fù)剿姆绞绞褂眉訜釥t。

電耗主要分布在轉(zhuǎn)油站外輸泵、摻水泵、熱洗泵及聯(lián)合站脫水、外輸?shù)拳h(huán)節(jié)。隨著油田的開發(fā)，地面系統(tǒng)生產(chǎn)設(shè)施經(jīng)歷多年的運(yùn)行，機(jī)泵存在額定排量與生產(chǎn)流量不匹配、泵管壓差大和低效的現(xiàn)象[3]。

2 節(jié)能措施及效果分析

對(duì)轉(zhuǎn)油站和脫水站運(yùn)行情況進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)調(diào)查，分析了重點(diǎn)耗能部位，將影響各站能耗的主要原因進(jìn)行分類，按集油系統(tǒng)和輸油系統(tǒng)進(jìn)行分析。

2.1 集油系統(tǒng)

2.1.1 集油工藝的節(jié)能措施

在三次加密和高濃度聚驅(qū)產(chǎn)能開發(fā)中，根據(jù)采出液的特點(diǎn)，若采用“雙管摻水熱洗分開流程”，與水驅(qū)或常規(guī)注聚油井相比運(yùn)行成本高。在已建產(chǎn)能建設(shè)和老油田調(diào)整改造工程中，采用了環(huán)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(chǎn)能中，根據(jù)三次加密井產(chǎn)液量低的特點(diǎn)，應(yīng)用環(huán)狀集油流程。通過計(jì)算，確定環(huán)長(zhǎng)＜3 km，2～5口井為一個(gè)集油環(huán)。將43口新井與5口老井組成21個(gè)集油環(huán)，直接進(jìn)入已建計(jì)量間。與常規(guī)雙管摻水集油工藝相比，節(jié)約管道11.3 km，節(jié)約投資149×104元，年節(jié)電36.4×104kWh，年節(jié)氣32×104m3。

在聚合物驅(qū)產(chǎn)能和聚驅(qū)后縮小井距高濃度聚合物驅(qū)產(chǎn)能中，對(duì)2口或2口以上的叢式井組應(yīng)用單管通球不加熱集油工藝，共有71口油井繼續(xù)應(yīng)用單管通球不摻水集油工藝。另外，對(duì)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(jì)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(jié)省建設(shè)投資約460×104元，年均節(jié)省運(yùn)行費(fèi)用114×104元。

在2010年老油田調(diào)整改造工程中，取消1座已運(yùn)行28年的轉(zhuǎn)油站，采用單管樹狀集油工藝，應(yīng)用固定式軟件量油計(jì)量、活動(dòng)熱洗和局部單管深埋保溫等措施，將原轉(zhuǎn)油站管轄的46口油井接入其他轉(zhuǎn)油放水站，實(shí)現(xiàn)兩級(jí)布站。通過計(jì)算，共設(shè)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(guī)雙管摻水集油工藝相比，可以節(jié)省管道63%，節(jié)約投資367×104元，單井節(jié)氣5500 m3/a，節(jié)電4524 kWh/a。

2.1.2 摻水、熱洗的節(jié)能措施

公司要求老油田調(diào)整改造“對(duì)于加熱集油流程，摻水出站溫度不能高于70℃，采用環(huán)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(guī)?；茝V不加熱集輸后，常溫集輸站實(shí)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(dá)到節(jié)能效果。為深挖節(jié)氣潛力，在過渡帶的三座降溫集輸轉(zhuǎn)油站，應(yīng)用了摻水泵變頻技術(shù)，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(jié)電115×104kWh。

大面積實(shí)施不加熱集輸后，對(duì)加熱爐爐效進(jìn)行普查，共測(cè)試加熱爐137臺(tái)，平均爐效75.5%。爐效不符合節(jié)能要求的加熱爐共39臺(tái)，占總數(shù)的28.5%。造成爐效偏低的主要原因是加熱爐負(fù)荷偏離正常運(yùn)行負(fù)荷，其中超負(fù)荷運(yùn)行15臺(tái)，平均負(fù)荷率為106.4%；低負(fù)荷運(yùn)行加熱爐24臺(tái)，平均負(fù)荷率38.7%。針對(duì)該問題，通過安裝煙道擋板調(diào)節(jié)裝置、氧含量分析儀，以及對(duì)加熱爐流程進(jìn)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(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)煙氣中的氧含量，并將檢測(cè)值遠(yuǎn)傳至控制執(zhí)行機(jī)構(gòu)，修正氧含量（4%～4.5%），調(diào)整燃燒器合風(fēng)開度，使空燃比更合理、燃料燃燒更充分，達(dá)到控制空氣系數(shù)的目的。在3臺(tái)加熱爐上安裝了氧含量分析儀，并配套擋板調(diào)節(jié)機(jī)構(gòu)，實(shí)施后平均爐效提高7.6%，年節(jié)氣27.3×104m3。

對(duì)超負(fù)荷運(yùn)行加熱爐進(jìn)行流程改造。常溫集輸后，系統(tǒng)摻水溫度降低。為滿足熱洗溫度要求，4座轉(zhuǎn)油站的熱洗爐（1.16 MW）提溫幅度達(dá)到42.7℃（＞40℃），處于超負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)。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(fù)荷由106%降低到90%，爐效提高10%，年節(jié)氣21.2×104m3。

2.2 輸油系統(tǒng)

通過分析轉(zhuǎn)油站工藝流程，發(fā)現(xiàn)“1”字號(hào)轉(zhuǎn)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(diào)節(jié)閥及配套工藝，形成外輸油不加熱、不調(diào)節(jié)，直接計(jì)量、外輸?shù)男鹿に?。?yīng)用外輸泵變頻調(diào)速技術(shù)，通過變頻調(diào)控裝置來調(diào)節(jié)外輸泵的流量大小，達(dá)到恒液位、變流量控制要求。改造后年節(jié)電15.74×104kWh。

通過節(jié)能監(jiān)測(cè)，分析機(jī)泵的運(yùn)行現(xiàn)狀，根據(jù)《油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測(cè)規(guī)范》中的指標(biāo)要求，對(duì)額定排量與生產(chǎn)流量不匹配、泵管壓差大、低效的機(jī)泵，實(shí)施機(jī)泵涂膜43臺(tái)次，更換低效泵25臺(tái)次，機(jī)泵排量合理優(yōu)化31臺(tái)次，外輸泵應(yīng)用變頻調(diào)速技術(shù)13臺(tái)次，單臺(tái)機(jī)泵效率平均提高5%，實(shí)現(xiàn)節(jié)電577.3×104kWh。

3 結(jié)論

通過對(duì)集輸系統(tǒng)能耗現(xiàn)狀、節(jié)能技術(shù)應(yīng)用和效果分析，集輸系統(tǒng)應(yīng)該通過節(jié)能監(jiān)測(cè)和用能分析，在系統(tǒng)優(yōu)化簡(jiǎn)化、能效對(duì)標(biāo)管理和耗能設(shè)備改造等方面開展節(jié)能工作。

1）在大規(guī)模推廣應(yīng)用常溫集輸技術(shù)的同時(shí)，依托產(chǎn)能建設(shè)和老油田調(diào)整改造工程，推廣應(yīng)用油井環(huán)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(jiǎn)化集油系統(tǒng)的工藝流程，實(shí)現(xiàn)集油系統(tǒng)節(jié)能。

2）加強(qiáng)能耗節(jié)點(diǎn)分析，完善能效對(duì)標(biāo)管理體系。通過節(jié)能監(jiān)測(cè)，對(duì)集輸系統(tǒng)的機(jī)泵等能耗節(jié)點(diǎn)進(jìn)行用能分析，及時(shí)制定并實(shí)施能效改進(jìn)技術(shù)和管理措施，進(jìn)行能耗節(jié)點(diǎn)對(duì)標(biāo)管理。

3）隨著產(chǎn)能建設(shè)步伐的加快，加大高耗能設(shè)備的更新。

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

[3]吳長(zhǎng)利,唐紅翠,趙連河,等.油田地面工程存在的主要問題及對(duì)策.石油規(guī)劃設(shè)計(jì)[J],2003，14（4）：17-19.

10.3969/j.issn.2095-1493.2011.08.017

喬添梁，2001年畢業(yè)于齊齊哈爾大學(xué)，工程師，從事節(jié)能工作，E-mail：qiaotianliang@petrochina.com.cn，地址：大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠規(guī)劃設(shè)計(jì)研究所，163114。

2011-08-11)