高含水油田集输系统节能潜力分析及区域性节能改造实践

杨阳（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

1 油田集输系统现状及潜力

截至目前，某油田共建转油站47座、联合站7座。油气集输系统分离转液能力46.98×104t/d，运行负荷率76.56%，游离水脱除能力29.92×104t/d，运行负荷率73.9%，电脱水能力3.4×104t/d，运行负荷率48.82%。

由于集输系统整体液量大，因此电量消耗占比较大。按转油(放水)站外输液量762.7×104m3预计，如果按照平均吨液耗电从1.09 kWh/t 降低到0.1 kWh/t计算，则年节电可达915.24×104kWh。

1.1 节电潜力

集输系统用电主要集中在外输泵，通过节点分析看，节电潜力主要集中在两个方面：

1）外输泵。随着油田整体产液量的逐年降低，部分转油站存在站内设备不匹配、能力过剩的矛盾，而且仍有能耗高设备运行。调查表明，共有16 座站外输负荷率低于55%，检测外输泵32 台，其中有18台机泵低于行业标准效率。

2）变频器。目前，油田联合站、转油站变频设备均采用定频运行，即在设定的30～45Hz 频率区间定时进行变频调节。根据站内生产实际负荷及罐内液位动态变化的规律，却未能达到轻负载、降能耗的目的。对比表明，采取动态依据负荷变频生产，与常规的额定功率的定频工作相比，单台年节电5×104kWh。按全油田采用方式相比，新增及优化调整集输系统变频，预计年节电240×104kWh。此外，转油站安装变频器57 套中变频损坏、停运的有11 套，如果11 套变频全部正常投用，预计年可增加节电113×104kWh。

1.2 节气潜力

高含水油田集输系统耗气主要集中在冬季，受低温影响，必须进行加热集输。单井冬季掺水，以及维持较高掺水汇管压力等，导致扩边井冬季加热集输年耗气约50×104m3。这部分可通过合理匹配单井最小掺水量，控制掺水汇管压力等措施，实现冬季周期性不加热集输。其次，调查目前联合站、转油站在用加热炉292 台，其中有175 台使用年限在15 年以上，炉体老化严重、热效率低。通过炉效普查结果表明，测试加热炉137 台，平均炉效75.5%。其中：炉效不符合节能要求的共39台，占总数的28.5%，造成炉效偏低的主要原因是负荷偏离正常运行负荷；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%。由于加热炉燃烧热损失大、效率低，以及加热炉管道结垢问题，造成较大气量损耗。通过实施加热炉烟道挡板改造等措施，预计可年节气1 500×104m3。

2 集输系统区域性节能技术改造

针对集输系统以上问题及潜力点，2019年，通过更新改造变频设备，优化变频运行频率以及外输泵优化梯次运行，加大集输系统节电措施应用；同时，通过加热炉实施挡板调节技术和物理除垢技术改造，提高加热炉燃烧效率，进一步减少了天然气气量消耗，区域性节能改造见到明显效果。

2.1 外输泵优化梯次配备

针对集输系统中泵效低、能耗高的问题，节能改造中对机泵采取的主要措施有更换低效泵、机泵合理匹配。

油田外输系统设备经长时间运行，考虑实际扬程、原油密度及黏度等因素，外输泵特性曲线已发生改变，因此需重新绘制外输泵特性曲线[1-2]。现场通过改变外输泵工作频率，测试外输泵在不同转速（频率）下的泵出口排量、扬程，1#外输泵管线特性实测数据见表1。由此绘制1#外输泵流量-扬程特性曲线见图1[3]，并进行外输泵扬程梯次匹配。

表1 1#外输泵管线特性实测数据

图1 1#外输泵管线流量-扬程曲线

现场实际匹配时，充分考虑与变频配套使用情况，使用变频外输泵，则加大泵预留扬程；对外输管线使用超过10 年，充分考虑老化结垢，先考虑采取清垢措施，避免直接增加泵扬程而增加能耗。

在满足当前产液量、机泵的高效运行、区块未来产能预留能力的条件下，对集输系统的15 台机泵及注水污水系统的18 台机泵进行合理匹配，年节电686.5×104kWh。

2.2 外输变频装置更新及优化运行

变频调速具有高效率、精度高、范围广、转矩脉动小的特点，是理想的拖动系统性能调整机构[4-5]。应用变频调速，重点看实际工况点是否能保证在最佳效率点的30%～85%[6]。结合外输系统实际情况，采用变频节能主要集中两方面：

1）依据外输及水量加大变频应用。根据油田采出液凝固点进站的节能理念，结合采出液进站温度及掺水泵理论排量普遍为100 m3/h 的实际，单井掺水量有一定下调空间。通过合理优化单井掺水量，更换小排量掺水泵及安装掺水泵变频等措施[4]。

2）合理优化变频频率控制。根据中转站外输液量，通过试验摸索对应每小时外数量的变频频率，确定外输基准频率；根据液位高低变化，以基准频率为主进行优化，保持液位稳定，单站实现日节电273 kWh，转油站自动与基准优化变频耗电量对比见表2。

集输系统实施变频调速改造及优化运行37 台次，平均输油单耗下降20.1%，实现年节电397.5×104kWh；平均掺水单耗下降9.7%，实现年节电89.3×104kWh。

2.3 加热炉烟道挡板调节技术

由于加热炉负荷达不到正常负荷范围，加热炉的排烟温度和空气系数处于不合理的水平[7]。现场调查表明，加热炉烟道挡板距离地面较高（4～6 m），不易调节，排烟热损失较大[8]。通过改进加热炉烟道挡板控制机构，增加负压测试装置，能有效改进操控性能，降低排烟热损失。

改造的挡板控制机构主要由摇把、减速器、刻度盘、数显负压表及排烟温度表构成（图2）。通过传动机构将烟道挡板控制点由炉子上转移到地面，可根据加热炉负荷变化、风力的大小进行及时调节，控制过剩空气系数，延长换热时间，减少排烟损失。挡板开度与加热炉负荷有近似比例关系，开度越大，加热炉热负荷越大。根据加热炉进出口温度和加热流量估算出加热炉负荷率，确定挡板开度。挡板开度与空气流动阻力系数关系见图3。

表2 转油站自动与基准优化变频耗电量对比

图2 加热炉烟道挡板控制机构

图3 挡板开度与空气流动阻力系数关系

现场监测2#热洗炉，应用烟道挡板调节技术后烟气含氧量变化和燃烧效率效果。措施后，热洗炉过剩空气系数由1.73 下降到1.24，排烟温度由373 ℃下降到213 ℃，燃烧效率由72.5%提高到81.1%，2#热洗炉措施前后对比见表3。在40台加热炉上进行挡板调节和负压测试装置改造，实现节气102×104m3。

2.4 加热炉物理除防垢

试验表明：当加热炉烟火管生成垢1.0 mm，钢材温度将升高130～160 ℃，燃料消耗增加7%～8%，热效率降低8%～9%；当火管外壁结垢4 mm 时，燃料消耗增加20%～30%，热效率降低25%～35%[9]。

高效除防垢装置采用变频脉冲除垢原理，由控制器和反应器两部分组成，反应器安装在处于系统低位的管道上，除防垢装置控制器及变频脉冲反应器见图4。运行时，周期性和规律性产生各种频率强大的直流脉冲电磁场，在这种脉动的电磁场作用下，产生的磁力线对管道中水进行切割，使水的原自然大缔合状态的结合键被深度打断，离解成活性很强的单水分子和小缔合体，从而改变了水的物理结构与特性，增强了水分子的极性，增大了水分子偶极矩，提高了水对Ca、Mg、CO3、HCO3等离子的水合能力，减少了彼此结合的机会[10]。

图4 除防垢装置控制器及变频脉冲反应器

5 台加热炉安装物理除防垢装置，经测试，烟火管垢质生成速度下降了27.3%。测试对比表明，加热炉燃烧效率提高了8.7%，累计实现年节气29.7×104m3。

3 经济效益

通过区域性节能改造措施，集输系统的吨液耗电从0.99 kWh/t 下降到0.97 kWh/t，吨液耗气从0.62 m3/t下降到0.60 m3/t。年节电1 171.3×104kWh，年节气131.7×104m3，折合标煤3 190.7 t，油气集输系统区域性改造主要措施及效果见表4。

表3 2#热洗炉措施前后对比

表4 油气集输系统区域性改造主要措施及效果

4 结论

高含水油田集输系统的能源消耗是降低集输成本的重要潜力点。其中，外输泵、变频控制以及加热炉节点又是主要电能和天然气消耗环节。通过更新改造低效泵、优化梯次运行，优化变频运行频率，吨液耗电从0.99 kWh/t下降到0.97 kWh/t；通过实施加热炉挡板调节技术和物理除垢技术，可大幅提高加热炉燃烧效率，进一步减少天然气气量消耗，进一步验证了今后老油田集输系统区域性节能改造的方向。