转油站能耗评价及节能措施研究

2014-08-13孙立波大庆油田有限责任公司第六采油厂

石油石化节能 2014年11期

孙立波（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

喇嘛甸油田自1973年投入开发，经历了40年的开发建设历程，先后经历了自喷开采、层系调整、全面转抽、注采系统调整、二次加密调整、主力油层聚合物驱和二类油层聚合物驱等7 个开发阶段。

截至2013年底，喇嘛甸油田集输系统共有联合站7座、转油（放水）站47座。油气集输系统分离转液能力46.9×104m3/d，运行负荷率76.6%，游离水脱除能力29.9×104m3/d，运行负荷率73.9%，电脱水能力3.4×104t/d，运行负荷率48.8%。2013年，集输系统耗电0.89×108kWh，占地面系统耗电的11.19%，输液单耗为1.04 kWh/t，低于公司1.5 kWh/t的技术管理指标。从能耗情况来看，集输系统能耗主要是转油站和脱水站，转油站能耗占集输系统能耗的91.3%，脱水系统能耗占集输系统能耗的8.7%。喇XXX转油站目前吨液耗电为1.01 kWh，吨液耗气为0.62 m3，吨液综合能耗为0.87 kg，按照基层站队节能考核指标，该站能耗状况不达标。

1 能耗评价与潜力评估

根据能量守衡与转换定律，输入能量=输出能量—体系内能量的变化。转油站评价采用黑箱分析模型[1]（图1）评估转油站的整体节能潜力。

图1 转油站能量平衡黑箱分析模型

喇XXX 转油站投产于1982年，管辖6 座计量间，61口油井(抽油机井42口，螺杆泵井15口，电泵井4口)。目前该站处理能力13 500 m3/d，外输液量为4500 m3/d，掺水量1025 m3/d（按单井掺水量0.7 m3/h计），实际处理液量为5525 m3/d，处理负荷率40.9%，单台检修时负荷率81.8%。目前转油站工艺流程：计量间来液进入分离缓冲游离水脱除器，分离后的含水油计量后经外输泵外输至喇XXX联合站，含油污水经掺水泵、热洗泵输至计量间。根据喇XXX 转油站外输系统、掺水系统、热洗系统运行压力及温度，结合转油站能耗数据，运用黑箱分析模型对该站用能情况进行计算分析，见表1。

通过计算得出，喇XXX 转油站电能利用率为34%，热能利用率为63.4%，站效为64.2%。根据喇XXX 转油站能耗分析结果，通过对嗝XXX 转油站实施综合节能改造，预测该站电能利用率可达到45%，热能利用率达到80%，预计年节电34.24×104kWh，年节气21.96×104m3。转油站能量分布见表1。

2 存在问题及节能对策

1）外输工艺流程存在节流损失。转油站外输工艺流程：计量间来液阀组→分离缓冲游离水脱除器→外输泵→调节阀→流量计→联合站。转油站站内外输流程长，站内压力损失为0.1 MPa。外输泵应用变频技术后，能够自动控制缓冲罐液位，保证平稳外输。分离缓冲游离水脱除器调节阀的存在增加了外输能耗。

表1 喇XXX转油站能量状况统计

2）机泵运行效率低。转油站1#外输泵泵体腐蚀严重，泵内表面粗糙，流动阻力大；泵内部件老化，平衡盘、导翼、口环经常发生故障，多次进行维修，效率仍不达标。目前1#外输泵运行效率为53.5%，低于节能标准12.8 个百分点。1#掺水泵运行负荷率为63%，机泵排量与液量匹配不合理，偏离高效区运行，能耗升高。1#掺水泵运行效率为50.1%，低于节能标准10.76个百分点。评价数据见表2。