集输系统用能分析及节能措施

2011-08-15乔添梁大庆油田有限责任公司第六采油厂规划设计研究所

石油石化节能 2011年8期

乔添梁（大庆油田有限责任公司第六采油厂规划设计研究所）

集输系统用能分析及节能措施

乔添梁（大庆油田有限责任公司第六采油厂规划设计研究所）

面对油田产能开发建设和能耗上升的矛盾，针对不加热集输后集输系统的能源消耗现状，对集输系统用能进行了系统分析。开展了简化工艺流程、机泵涂膜、变频调速及更换低效泵等节能工作，总结出系统上实行简化工艺、节点上实行设备节能改造、管理上实行能效对标管理的节能措施，提出加大工艺简化、加快高耗能设备更新和加强设备能效对标管理的建议。

集输系统用能分析节能潜力节能措施

油田进入特高含水期后，围绕原油稳产的中心目标陆续开展了三元复合驱、高浓度聚合物驱、泡沫复合驱、气聚两相驱等多元的产能开发工作。随着产量的上升，能耗也随之上升，新增用能负荷与节能减排的矛盾越来越突出，节能的难度也越来越大。为此，对集输系统进行用能分析，挖掘节能潜力，对节能措施进行效果分析，总结集输系统节能技术和管理方法。

1 能耗分析

集输系统能耗集中表现在热耗和电耗两方面。热耗主要分布在转油站掺水加热、洗井加热及联合站原油脱水处理加热、在产能和老油田调整改造工程中，集油工艺的简化可以节约集输系统热耗[1]。在扩大不加热集输应用规模的同时，根据转油站单井生产方式、产液量、含水率、回油温度、采出液物性等参数，针对冬季和夏季生产特点编制了常温集输方案，常温集输站实施停炉停泵，降温集输站掺水温度控制在50～60℃[2]。实施常温集输后，夏季有30座转油站停运加热炉，冬季有14座转油站停运加热炉，其他站采用掺常温水和降温掺水的方式使用加热炉。

电耗主要分布在转油站外输泵、掺水泵、热洗泵及联合站脱水、外输等环节。随着油田的开发，地面系统生产设施经历多年的运行，机泵存在额定排量与生产流量不匹配、泵管压差大和低效的现象[3]。

2 节能措施及效果分析

对转油站和脱水站运行情况进行了现场调查，分析了重点耗能部位，将影响各站能耗的主要原因进行分类，按集油系统和输油系统进行分析。

2.1 集油系统

2.1.1 集油工艺的节能措施

在三次加密和高浓度聚驱产能开发中，根据采出液的特点，若采用“双管掺水热洗分开流程”，与水驱或常规注聚油井相比运行成本高。在已建产能建设和老油田调整改造工程中，采用了环状、两就近、单管树状和单管通球集油工艺，取代了双管掺水集油工艺，降低了单井集油能耗。

在三次加密产能中，根据三次加密井产液量低的特点，应用环状集油流程。通过计算，确定环长＜3 km，2～5口井为一个集油环。将43口新井与5口老井组成21个集油环，直接进入已建计量间。与常规双管掺水集油工艺相比，节约管道11.3 km，节约投资149×104元，年节电36.4×104kWh，年节气32×104m3。

在聚合物驱产能和聚驱后缩小井距高浓度聚合物驱产能中，对2口或2口以上的丛式井组应用单管通球不加热集油工艺，共有71口油井继续应用单管通球不掺水集油工艺。另外，对52口新建油井采用“两就近”集油工艺，即新井“就近挂接已建集油管道”、“就近挂接已建计量间”的集油工艺。单管通球不加热集油工艺和“两就近”集油工艺并用，与双管掺水集油工艺相比，可节省建设投资约460×104元，年均节省运行费用114×104元。

在2010年老油田调整改造工程中，取消1座已运行28年的转油站，采用单管树状集油工艺，应用固定式软件量油计量、活动热洗和局部单管深埋保温等措施，将原转油站管辖的46口油井接入其他转油放水站，实现两级布站。通过计算，共设集油干线4条，支干线18条，每条支干线挂接1～4口油井。与常规双管掺水集油工艺相比，可以节省管道63%，节约投资367×104元，单井节气5500 m3/a，节电4524 kWh/a。

2.1.2 掺水、热洗的节能措施

公司要求老油田调整改造“对于加热集油流程，掺水出站温度不能高于70℃，采用环状集油流程的掺水量不能高于0.4 m3/（h·井），双管掺水集油流程的掺水量不能高于0.7 m3/（h·井）”，然而在规模化推广不加热集输后，常温集输站实施停炉停泵，降温集输站掺水温度控制在50～60℃，掺水温度降低，达到节能效果。为深挖节气潜力，在过渡带的三座降温集输转油站，应用了掺水泵变频技术，合理匹配单井掺水量，措施后单井平均掺水量由1.32 m3/（h·井）降为0.79 m3/（h·井），年节电115×104kWh。

大面积实施不加热集输后，对加热炉炉效进行普查，共测试加热炉137台，平均炉效75.5%。炉效不符合节能要求的加热炉共39台，占总数的28.5%。造成炉效偏低的主要原因是加热炉负荷偏离正常运行负荷，其中超负荷运行15台，平均负荷率为106.4%；低负荷运行加热炉24台，平均负荷率38.7%。针对该问题，通过安装烟道挡板调节装置、氧含量分析仪，以及对加热炉流程进行改造，来提高加热炉的效率。

在加热炉烟道安装氧含量分析仪，实时监测烟气中的氧含量，并将检测值远传至控制执行机构，修正氧含量（4%～4.5%），调整燃烧器合风开度，使空燃比更合理、燃料燃烧更充分，达到控制空气系数的目的。在3台加热炉上安装了氧含量分析仪，并配套挡板调节机构，实施后平均炉效提高7.6%，年节气27.3×104m3。

对超负荷运行加热炉进行流程改造。常温集输后，系统掺水温度降低。为满足热洗温度要求，4座转油站的热洗炉（1.16 MW）提温幅度达到42.7℃（＞40℃），处于超负荷运行状态。为此，将4座站的掺水热洗合一的加热流程改造为掺水热洗分开加热工艺，使热洗炉负荷由106%降低到90%，炉效提高10%，年节气21.2×104m3。