油田地面系统能效对标实践

2018-08-20张校千大庆油田有限责任公司第三采油厂

石油石化节能 2018年7期

张校千（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

1 能效对标指标体系

通过综合考虑各油田原油物性、油层发育、开发方式等诸多因素，选择客观油藏开发基础条件相近的区块进行对比。结合本单位现阶段生产开发实际及能耗现状，标杆值的确定采取就高不就低原则，既要纵向分析本单位历史能耗指标变化趋势，又要兼顾各油田之间指标的横向比较，紧密结合油田生产实际制订合理的目标值，实现对标过程的科学性和可操作性[1]。以过程指标为主，终端指标为辅的原则，选择影响力最大、代表性最强、生产最直接、录取最频繁的数据作为各系统对标的基本指标系列[2]。

1.1 对标指标

1）加热炉效率表示向炉子提供的能量被有效利用的程度，一般以单台加热炉为1个计量单位。体现加热过程中的能效利用水平，影响因素包括加热炉炉型、负荷、运行时间、加热炉结垢程度以及燃烧器空燃比设定等。

2）注水泵单耗。注水泵每泵出1 m3水的耗电量。注水泵机组耗电量为油田1个生产周期注水机组用电量的总和，注水泵输出水量为油田1个生产周期内泵出水量的总和。影响因素主要包括注水泵及注水电动机设备状况、注水管网、注水井开发方案等。

3）注水泵效率。注水泵外输水的功率和与轴功率之比，用百分数表示。同一时间点的注水泵进出口压力、进出口温度、流量、注水电动机电流，以及注水泵及注水电动机的各项额定参数。影响因素包括注水泵及注水电动机设备状况及能效利用水平、注水泵进出口温度及压力、注水泵单位时间泵出水量、注水管网压力等[3]。

1.2 对标标杆值选定

地面系统在对标标杆选择上，综合对比各采油厂近3年最优指标，确定最好值为标杆值，从指标数据上看，大港五厂加热炉炉效最高，注水泵单耗指标最优，大庆六厂注水泵效率指标最优。因此，将2个指标作为标杆值进行对标（表1）。

表1 能效对标标杆体系

2 因素分析

2.1 加热炉对比分析

1）加热炉监测数据。排烟温度平均值大庆三厂真空炉数据比大港一厂数据高6℃，水套炉低2℃，火筒炉比热煤炉低69%；空气系数平均值大庆三厂真空炉数据比大港一厂数据高0.63，水套炉低0.9，火筒炉比热煤炉高0.2；炉效平均值大庆三厂真空炉数据比大港一厂数据高8.07%，水套炉低4.83%，火筒炉比热煤炉低1.1%。

2）加热炉运行年限。大庆三厂运行年限在11年及以上的加热炉占57.69%，大港五厂只占10.71%；大庆油田采油三厂运行年限在16年及以上的加热炉占42.31%，而大港三厂只占9.09%。加热炉运行年限长，加热炉腐蚀老化严重，加热炉保温效果差，造成加热炉炉效偏低[4]。

3）加热炉炉效。排烟温度与大港一厂持平或略好；空气系数真空炉与火筒炉效果略差，水套炉较大港一厂合理。空气系数高说明加热炉空燃比较高，而排烟温度基本持平或略好，加热炉炉效较大港一厂低，说明排烟损失较高，经分析，大庆三厂夏季实施常温集输，加热炉停运，因而炉效检测基本都在冬季，室内外温差大，导致加热炉排烟损失较大。

2.2 注水系统对比分析

2.2.1 泵水单耗

大庆三厂泵水单耗为5.88 kWh/m3，较大庆六厂和大港一厂能耗低，而较大港五厂能耗高，其原因如下：

1）注水泵出口压力不同。由于各开发区块地质构造及油层深度不同，注水站提供的高压水的注入压力也不同，大庆三厂水驱和聚驱的各注水站运行的注水泵理论扬程为16.5MPa的有24台、15MPa的有4台，而大港五厂除周一注水站运行的1台柱塞注水泵泵出口压力达到15 MPa以外，其余注水泵（含离心泵和柱塞泵）泵出口压力约13 MPa，较大庆三厂低约3 MPa，因此大港五厂的泵水能耗更低。大港一厂则因为注水泵出口的泵压高，使得该厂平均泵水单耗达到6.05 kWh/m3。大庆三厂与大庆六厂开发区块总的地质构造相似，注水系统均采用高压离心泵供高压水，泵水压力基本相同，所以2个采油厂的泵水单耗相近。

2）注水泵形式不同。大庆三厂、六厂采用的都是离心式高压注水泵，而大港油田采用的注水泵既有离心式注水泵又有柱塞式注水泵，由于增压方式不同，离心式注水泵的泵效较柱塞式注水泵低约10%。虽然大庆三厂、六厂日注水量在22×104m3以上，大的注水量更有利于降低泵水单耗，但由于泵效较大港油田使用的柱塞式注水泵泵效低，未出现大庆三厂、六厂泵水单耗明显低于大港油田的情况。

2.2.2 泵效

大庆三厂注水泵泵效74.84%，较大庆六厂和大港一厂低，较大港五厂高，其原因如下：

1）升压方式不同。大庆三厂采用离心泵升压，运行28台，而大港一厂运行16台柱塞泵（泵效79.97%）和2台离心泵（泵效72.5%），由于柱塞泵能够获得更好的泵效，因此平均泵效较大庆三厂高。大港五厂注水系统运行的离心泵与柱塞泵数量基本各占一半，但由于该厂运行的离心泵均为180m3/h以下的小排量泵，而小排量离心泵泵效较低，因此该厂注水泵的平均泵效较低。

2）站外系统联网运行。大庆三厂注水系统分为水驱普通水、深度水、聚驱及三元驱，各类管网独立运行，特别是聚驱及三元驱，9座聚驱注水站均独立运行，易出现注水站供水量与所辖系统需水量不匹配情况，而大庆六厂3套系统4套管网有多处连通，更有利于管网压力平衡，提高注水泵泵效。

3）注入水质。大庆三厂北过聚驱注水站在进入注聚开发阶段后，注入水质采用的4座注水站投产运行注入清水。目前大庆三厂注水站计算泵效时，采用温差法计算，由于清水温度很低（2～4℃），计算出的泵效在70%左右，较同排量的注入污水的注水泵低约9%，拉低了全厂平均泵效[5]。

3 技改措施

3.1 加热炉提效

1）加热炉涂刷高效防护涂层。大庆三厂通过采用高效防护涂层对加热炉烟、火管外壁进行保护，利用防护涂层的化学惰性和抗结垢性能，使含油污水中的结垢物不易粘附在涂层表面，同时涂层也起到高效防腐蚀作用。通过对加热炉内壁涂刷远红外涂料，该涂料能发射热射线，将热能转换成远辐射能，直接辐射到被加热物体上，引起被辐射物质分子的激烈运动，迅速升温，从而达到提高加热速度，降低加热炉的排烟温度，节约能源消耗，降低加热炉的损坏率的目的。通过监测数据，实施42台加热炉，涂刷工程前后，加热炉热效率平均增幅达2.87%，平均节气率达6.22%。

2）安装节气装置。大庆六厂在40台加热炉安装负压测试装置和挡板调节装置，预计实现节气102×104m3；计划在20台加热炉涂刷新型节能涂料，预计实现节气30×104m3；5台加热炉安装物理除防垢装置，预计实现节气30×104m3。

3.2 注水泵提效

1）低效泵改造。大庆三厂于2011年在转油站试验应用了旋转式活塞泵。该泵轴密封好，泵轴运转时不漏液，从结构上看该泵比目前运行容积泵便于管理。在近似相同排量的条件下，旋转式活塞泵运行电流由21 A下降至15 A，每天耗电量经计算由282 kWh下降至201 kWh，节约电量81 kWh，节电率28%。

表2 措施效果对比

2）节能技术措施。对泵效低、泵况差的注水泵进行涂膜改造以提升注水泵效能。根据目前大庆三厂已实施的注水泵涂膜情况和生产实际状况，实施10台注水泵的涂膜，涂膜后注水泵的泵效预计可提高2%～3%，单耗下降0.2～0.3 kWh/m3。

3）工艺流程优化措施。大庆三厂对系统能耗高、注水站供水量与外网需水量匹配性差的聚北十九注水站和聚北六注水站之间建设高压联络线，将目前运行的D300和D155各1台注水泵停运D155注水泵。

4 指标评价

大庆三厂、六厂在注水泵单耗、加热炉效率的指标控制上结合管理提升和技术应用后，相比措施前的2016年均有所提升（表2）。

4.1 注水单耗

注水单耗是反映和控制注水能耗的重要指标。大庆三厂已建普通水、深度水、聚驱等3套注水管网，由于系统工艺不同，各系统的注水泵机组单耗也不相同，因此需分别进行水量、电量、单耗的统计分析。

大庆三厂、六厂注水泵泵效虽然超过《油田注水系统经济运行》SY/T—6569规定推荐值（73.9%），但是在注水单耗指标上两采油厂离目标值仍然有一定差距。2018年大庆三厂、六厂注水单耗对标目标值应调至5.4 kWh/m3。下一步通过合理控制泵管压差，有效保障注水泵泵况良好，控制注水系统的各个注水站均衡生产。实施节能注水泵涂膜、注水泵减级、前置泵调参等技术改造，促进指标的完成。

4.2 加热炉效率

在加热炉效率上，大庆六厂明显好于大庆三厂，主要由于大庆三厂加热炉老化，设备负荷等诸多因素影响，同时近年来三元驱见效后加热炉结垢现象加剧，导致平均排烟温度过高、受热不均等问题频出。大庆三厂下一步将通过精细化日常管理，及时根据负荷合理调节配风量，调节空燃比，降低排烟温度，减少排烟热量损失较大，降低加热炉过剩空气系数。同时应调整运行工艺，在满足生产的情况下，尽量减少开炉台数，提高负荷，提高加热炉效率。