集油系统耗气分析及治理

马海涛 仇立锦（大庆油田有限责任公司第八采油厂）

油气集输环节中，集油部分能耗约占集输系统总能耗的60%～80%，所以设法降低集油能耗是集输流程节能的关键。而在集油流程能耗中，主要是热能消耗，约占90%～97%。集油系统既是油田生产用能的重点，也是油田节能的主要对象。有必要对转油站所辖集油系统进行能耗测试，评价其用能状况，找出造成系统效率低、能耗高的主要因素，进而提出合理的节能改造措施，达到节能降耗的目的。主要从站内和站外系统两大节点分析[1-3]。

1 集油系统能耗分析

1.1 站内加热炉

某采油厂随着开发规模的扩大，地面系统运行15年以上的加热炉44台，运行10年以上的79台，占34.2%。根据对加热炉现状的调查，主要存在以下问题：加热炉烟火管腐蚀、结垢严重，导致烧损现象时有发生，存在安全隐患；空气系数不合理，排烟温度高，热效率低。

监测加热炉41台，平均运行负荷率62.37%，平均运行效率80.79%，平均空气系数1.62，平均排烟温度178℃。热效率合格率75.61%，排烟温度合格率73.17%，空气系数合格率88.49%，炉体外表温度合格率100%，综合合格率仅58.54%。加热炉热负荷率是加热炉运行效果的重要因素之一，通过对不同负荷下热效率情况的分析得出：热效率随着负荷率的增加而逐步提高。当负荷率大于30%时，热效率提高明显，继续增大时，提高幅度增加平缓（图1）。

图1 加热炉不同负荷率下热效率

1.2 站外管网

站外系统低效运行。随着开发时间延长，关井多，集油环管径大，热力条件差，掺水量偏大，2口井以下集油环223个，占在用环20.8%，每年多耗气 480×104m3。

管道腐蚀穿孔严重。统计近2年管道穿孔情况，2015年1494次，2016年1733次，管道穿孔数呈逐年上升趋势。由于防腐保温层破损问题日益突出，热力损失增加，每年多耗气120×104m3。

2 治理对策及效果预测

2.1 站内部分

2.1.1 应用加热炉涂膜技术

图2 现场涂敷

加热炉主要存在以下问题：使用时间较长，热效率低；烟火管腐蚀、结垢严重，导致烧损现象时有发生，存在安全隐患[4]。为了提高加热炉效率，减缓火管腐蚀、烟垢水垢生成速度，延长火管使用寿命，在火管内壁采取红外线涂膜技术。选用黑度较高和具有高辐射系数的红外发射材料组分，大大提高了复合材料在高温下发射率的稳定性和可靠性，增强受热体的吸收率和发射率。并且红外波被涂层反复多次吸收并转化为内能传递，自身成为红外辐射内源，增强了受热面吸收热量能力[4-7]。

主要特点：耐高温，用于金属表面，可耐700～800℃高温，涂层稳定不脱落；耐腐蚀，涂料本身为碱性，燃烧时产生的硫化物无法直接依附在火管表面，延长使用寿命；热辐射率高，采用固体增黑剂，增加吸收热效率；黏结牢固，采用无机高分子材料为网格主体，复配部分有机高分子材料，形成渗透锚固结构[5]。

使用方法：涂料由甲料和乙料按1∶1现场配比，采取机械除垢将火管内部灰垢除净，把配比好的涂料均匀涂刷到火管内壁，待自然干燥24h后正常点炉（图2）。

在62台额定功率为1.5MW的火筒炉和15台1.0MW水套炉上应用了涂膜技术。对比测试，应用前：平均排烟温度为237.7℃，平均热效率为77.56%；应用后：平均排烟温度为207.5℃，平均热效率为82.3%，平均节气率为7.31%，年节气204.7×104m3。

2.1.2 应用加热炉烟气余热回收技术

针对加热炉排出的高温烟气，在火管尾端安置烟气余热回收节能装置，将热能截留并传递给管壁，强化热传导，提高热效率。

技术原理：由耐热金属丝编织而成的弹性多孔体，将常用的弹性金属丝螺旋立体叠加起来，形成聚能换热巢，用于强化火管中气流的传热性能[4]。

主要特点：换热巢表面积大，能有效增大火管中气体的传热面积，同时空隙率较高，对烟气阻力不大，能强化烟气的换热性能；由于换热巢对气流的扰动作用，气体对流换热效果有一定程度的提高；具有很高的导热性能，在吸收烟气热量后能迅速将热量传递给管壁[6]。

在5台额定功率为2.5MW的火筒炉上应用了此技术。对比测试，应用前：平均过剩空气系数为1.93，平均排烟温度为198.5℃，平均热效率为78.15%；应用后：平均过剩空气系数为1.74，平均排烟温度为180.5℃，平均热效率为82.16%，平均节气率为5.60%，年节气13.7×104m3。

2.1.3 加热炉更新改造

针对加热炉盘管、烟火管损坏等问题，近2年利用资金专项治理。共更换烟火管11套、盘管12套、燃烧器5套，重做炉体保温3台，提高了加热炉燃烧效率，年可节气79.2×104m3。

2.2 站外部分

2.2.1 长期关井治理

2016年长期关井治理56口，油井就近挂接进已建集油阀组间，在开发方案明确情况下，整合低效集油环9个。恢复开井进入后，集油环辖井数由原来低于2口增加到3口以上，优化集油环走向，缩短集油半径，提高了集油效率，年可节气19.5×104m3。

2.2.2 管网改造

随着运行时间的延长，管道腐蚀老化严重，防腐层破损问题日益突出，影响地面系统平稳运行。根据区块油藏特点，对集油系统流程、参数、管网实施优化简化，从而达到降低掺水温度及掺水量。2015—2016年共更新集油管道50.65km，通过对管道采用绝热性能好的材料进行保温，并做好防水，减少了集输系统热能损耗，年可节气58.4×104m3。

2.3 优化生产运行管理

加强降温集输管理，编制了集输系统优化运行方案，根据各区块原油凝固点及集油环的特点，本着“一站一策”的原则，制定以转油站为单元的个性化控制标准。集油环进站温度控制不超过原油凝固点，季节性停运加热炉、掺水泵、电加热器等用能设备。做到指标细化、量化分解到基层单位和班组，明确责任，完善考核体系[8]。通过小队日常巡查、矿夜班抽查和厂月度集中检查三结合，奖优罚劣，严格控制高温环。降温集输35座站，季节停运加热炉104台，降温集输方案符合率超过90%，实施措施后年节气95.2×104m3。

通过对站外集油系统及站内加热炉进行能量平衡测试和高耗点的分析，确定造成系统效率低、能耗高的主要影响因素，提出并实施了合理的节能技术改造与管理措施。同期对比，吨液耗气下降了0.98m3，节气470.7×104m3，节省运行费用546万元（表1）。

表1 能耗治理措施及效果

3 结论

对于低效运行的站外系统，在开发方案明确情况下，可通过长期关井治理、管网改造等措施，优化集油环走向，缩短集油半径，减少系统热能损耗，提高集油效率。对于低效运行的站内加热炉，可应用涂膜、烟气余热回收等节能技术及更新改造等措施，提高了燃烧效率。加强优化运行管理，做好站内外系统温度调控，合理运行耗能设备是控制能耗的有效措施。

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