孤東采油廠生產(chǎn)系統(tǒng)能耗測試與對策分析

朱益飛劉輝周亮

（1.勝利油田孤東采油廠；2.大慶油田技術(shù)監(jiān)督中心；3.勝利油田分公司技術(shù)檢測中心）

節(jié)能減排是一項長期而復(fù)雜的系統(tǒng)工程。勝利油田孤東采油廠作為國內(nèi)特大型企業(yè)，是產(chǎn)能大戶主，也是能耗大戶。近幾年來，勝利油田孤東采油廠十分重視節(jié)能減排工作，積極探索“一體化”節(jié)能新機制，強化系統(tǒng)能耗監(jiān)測與用能分析，提高能源利用效率。定期組織節(jié)能監(jiān)測專家對各單位用能合理性狀況進行工作“把脈”，根據(jù)能耗設(shè)備監(jiān)測情況，采取現(xiàn)場指導(dǎo)的方式，從管理、技術(shù)等方面提出整改意見，制定實施方案，提高能耗設(shè)備運行效率，取得了良好工作效果。

1 注水系統(tǒng)能耗測試情況

1.1 注水系統(tǒng)現(xiàn)狀

目前采油廠有6座高壓離心式注水站、主機設(shè)備33臺，其中DF300型機組12臺，DF350型機組5臺（DF300型改造泵），KGF350型機組7臺，F(xiàn)400型機組4臺，其它輔助設(shè)備120余臺，污水回注量11.3×104m3/d。使用14年以上的機組有7臺，使用10至14年的機組有11臺，使用5至10年的有8臺，使用5年以下的有7臺。近幾年來，孤東采油廠進行了部分注水機組的優(yōu)化組合，提高了注水泵效，對注水管網(wǎng)的壓力優(yōu)化改造，減少了局部壓力損失，注水站系統(tǒng)效率保持較高水平。2013全廠平均泵效76.5%，平均機組效率72.7%，平均管網(wǎng)效率52.6%，平均系統(tǒng)效率52.6%，平均注水單耗5.23 kWh/m3，平均標(biāo)耗0.365 kWh/m3。其中平均泵效最高的是東二注達(dá)78.1%，最低的是東四注75.5%；平均管網(wǎng)效率最高的是東一注達(dá)74.7%，最低的是東四注65.3%；平均系統(tǒng)效率最高的是東一注達(dá)到55.1%，最低的是東四注僅為46.9%。

由于管線結(jié)垢、輸送距離遠(yuǎn)等原因，目前注水管網(wǎng)壓力損失大。平均干壓14MPa，配水間平均來水壓力13.31MPa，平均干壓損失0.76 MPa，平均注水油壓11.02MPa，配水間平均閥控?fù)p失2.29MPa，平均井口油壓10.14MPa，平均單井管線壓力損失0.88MPa。從各注水站注水系統(tǒng)壓力損失情況來看，其中東三注配水間干壓損失最大為0.83MPa，最低的是東六注為0.71MPa；配水間閥控?fù)p失最大的是東四注達(dá)3.54MPa，最小的是東三注1.73MPa；注水井壓力損失最大的是東五注達(dá)1.15MPa，最小的是東四注為0.54MPa。

從單井管線壓力損失情況看，壓力損失大于1 MPa的有119條，占23.6%，其中壓力損失在1～2 MPa的注水井81口，管線長度25 742m；壓力損失大于2MPa的注水井38口，管線長度16100m。

1.2 系統(tǒng)存在問題

1）部分注水站泵型搭配不合理，難以適應(yīng)外部管網(wǎng)注水量變化的需要，無法解決供水能力與注水匹配的問題，不僅使泵效降低，而且造成能耗增加。

2）注水站設(shè)備自動保護系統(tǒng)，由于年久維修能力跟不上，系統(tǒng)功能受到影響，設(shè)備運行狀態(tài)不能做到自動監(jiān)測，同時注水泵機組使用年限超過10年的有18臺，占總數(shù)的54.6%，影響注水機組的運行效率。

3）注水井油壓上升趨勢難以控制。主要原因一是注水水質(zhì)超標(biāo)嚴(yán)重；二是注水井洗井配套設(shè)施不完善，洗井效果變差。從近幾年注水井油壓變化情況來看，注水量減少的情況下，注水壓力上升，油泵壓平衡井?dāng)?shù)增加，部分井無法進行有效的注采調(diào)配。

4）注水管網(wǎng)穿孔頻繁。由于設(shè)備陳舊，盡管采油廠近幾年加大了注水管網(wǎng)的治理，但近一年來全廠單井注水管線穿孔仍達(dá)1233次，注水干線穿孔達(dá)54次。既影響生產(chǎn)，又造成能量損失。

1.3 對策措施

1）優(yōu)化注水站機組泵組合，平穩(wěn)注水站干壓，提高注水系統(tǒng)效率。目前各注水站搭配不合理，不能小幅度調(diào)節(jié)注水量，供水能力與注水量難以匹配。應(yīng)對各注水站機泵實施優(yōu)化組合，按照大排量泵（400型、350型）、中排量泵（300型）、小排量泵（200型）進行組合，利用不同泵型排量差，實現(xiàn)各注水站所轄區(qū)域的注水量調(diào)節(jié)，以穩(wěn)定注水干壓。

2）目前各注水站注水干線相互連通，但各注水站所屬區(qū)域油壓存在不同。應(yīng)通過技術(shù)改造，對各注水站分站獨立運行，并對注水站接合部的配水間進行流程改造，實現(xiàn)雙向供水。

3）降低注水干壓，減少壓力損失。通過優(yōu)化注水站開泵組合，結(jié)合管網(wǎng)優(yōu)化改造，降低注水干壓。

4）降低配水間壓力損失。完善管網(wǎng)，減少管網(wǎng)截流損失，對部分高壓采用增壓泵等措施，減少配水間壓力損失。

5）降低單井壓力損失。開展注水單井管線改造，對使用年限長、結(jié)垢嚴(yán)重的管線進行更換，降低管線穿孔次數(shù)，減少壓力損失。

6）對各注水站自動控制系統(tǒng)進行技術(shù)改造。對各運行機泵實行在線實時監(jiān)控，確保各泵機組在高效區(qū)運行。

7）對注水站流量計量系統(tǒng)進行技術(shù)改造，提高注水計量準(zhǔn)確度。

8）提高污水處理質(zhì)量，減少因注水水質(zhì)質(zhì)量差對注水管網(wǎng)的腐蝕和效率的影響。

2 集輸系統(tǒng)能耗測試情況

2.1 集輸系統(tǒng)現(xiàn)狀

采油廠集輸系統(tǒng)目前4座聯(lián)合站共有12臺輸油泵機組。2013年1至7月對集輸系統(tǒng)能耗共測試3次，各聯(lián)合站輸油泵機組運行效率見表1。

表1 各聯(lián)合站輸油泵機組效率

2.2 系統(tǒng)存在問題

1）目前東四聯(lián)的輸油效率較低，主要原因為東四聯(lián)目前泵型較大，輸油管線細(xì)，干線回壓高（在1.0MPa左右），無法及時外輸液量，造成效率低。

2）受海洋采油廠及開發(fā)公司油量增加影響，東一聯(lián)總輸油量由7400 t左右增加到目前的9500 t左右，兩臺小泵已不能滿足外輸要求，需要開大泵和小泵配合趕油，日增加用電量5000 kWh，輸油工藝無法滿足目前的生產(chǎn)需要。

2.3 措施

1）對東四聯(lián)油外輸線進行改造，將Φ273管線改為Φ325管線，降低管線回壓。

2）對東一聯(lián)輸油泵進行改造，將2臺排量180 m3/h的125KY200-160A更換為280m3/h的高效泵，適應(yīng)生產(chǎn)。

3 鍋爐和加熱爐系統(tǒng)能耗測試情況

3.1 鍋爐系統(tǒng)

目前采油廠供熱鍋爐2臺，均為2800 kWh，2013年一季度監(jiān)測平均系統(tǒng)效率81.54%，其中采油一礦在用鍋爐系統(tǒng)效率達(dá)到86.16%，采油二礦在用鍋爐系統(tǒng)效率為76.93%。注汽鍋爐目前因安全因素達(dá)不到現(xiàn)場測試技術(shù)要求，未開展監(jiān)測。

影響鍋爐系統(tǒng)效率的主要因素是：

1）鍋爐空氣過剩系數(shù)過高，如二礦鍋爐空氣過剩系數(shù)達(dá)2.43，鍋爐運行的不合理區(qū)（合理區(qū)空氣過剩系數(shù)為1.1～1.5）。

2）鍋爐的排煙溫度過高，如二礦鍋爐排煙溫度達(dá)228℃；造成鍋爐排煙熱損失達(dá)19.05%。

主要對策措施是：

1）提高現(xiàn)場操作人員的操作水平，通過合理調(diào)節(jié)風(fēng)門開度，使鍋爐空氣過剩系數(shù)控制在合理工作區(qū)內(nèi)；

2）降低鍋爐的排煙溫度，使鍋爐的排煙溫度控制在200℃以下，減少排煙熱損失。

3.2 加熱爐系統(tǒng)

勝利油田孤東采油廠4座聯(lián)合站共有加熱爐32臺，正常開爐運行13臺。每季度對在用加熱爐系統(tǒng)效率進行監(jiān)測，已監(jiān)測3次。平均系統(tǒng)效率為77.92%，其中東四聯(lián)在用3臺加熱爐均在80%以上。系統(tǒng)效率高于80%的有6臺，70%至80%之間的有5臺，低于70%的有2臺，全廠加熱爐系統(tǒng)效率最高的是東二聯(lián)5號加熱爐達(dá)85.44%，最低的是東一聯(lián)9號加熱爐系統(tǒng)效率僅為66.12%。平均排煙溫度290.25℃，平均空氣過剩系數(shù)為2.04，平均排煙溫度熱損失為19.08%。

影響加熱爐系統(tǒng)效率的主要因素是：

1）加熱爐空氣過剩系數(shù)過高，鍋爐運行在不合理區(qū)（合理區(qū)空氣過剩系數(shù)為1.1～1.5）的10臺，其中加熱爐空氣過剩系數(shù)最高為東一聯(lián)1號爐達(dá)2.76，大于2.0的有7臺，1.5至2.0的有3臺；

2）加熱爐的排煙溫度過高，加熱爐排煙溫度在不合理區(qū)的有12臺，造成加熱爐排煙熱損失達(dá)19.08%，其中排煙溫度最高的是東一聯(lián)9號爐達(dá)405.7℃，排煙溫度高于400℃有1臺，300℃至400℃之間的有5臺；200℃至300℃之間的有5臺。排煙熱損失最大的是東一聯(lián)9號加熱爐達(dá)30.88%，最低熱損失的是東二聯(lián)5號加熱爐為11.56%，排煙熱損失大于20%的有6臺。

對策措施是：

1）提高現(xiàn)場操作人員的操作水平，通過合理調(diào)節(jié)風(fēng)門開度，使加熱爐空氣過剩系數(shù)控制在合理工作區(qū)內(nèi)；

2）降低加熱爐的排煙溫度，使加熱爐的排煙溫度控制在200℃以下，減少排煙熱損失。

4 結(jié)束語

從系統(tǒng)能耗測試與分析入手，依據(jù)現(xiàn)場監(jiān)測數(shù)據(jù)有針對性地提出改進措施，推廣應(yīng)用新技術(shù)、新工藝是提高油田各主要生產(chǎn)系統(tǒng)效率降低單耗的重要手段。通過建立節(jié)能減排配套聯(lián)動機制，在提高用能效率上，堅持采注輸一體化改造，全方位立體節(jié)能，形成節(jié)能減排目標(biāo)任務(wù)與技術(shù)改造、專項治理、精細(xì)化管理相配套的一體化管理機制，是提高各主要生產(chǎn)系統(tǒng)效率的有效方法。

建立定期系統(tǒng)效率跟蹤監(jiān)測制度，是提高油田生產(chǎn)系統(tǒng)效率的重要途徑[1-2]。

同時，加大節(jié)能技術(shù)集成配套和規(guī)模化應(yīng)用，優(yōu)化注、輸、熱等主要耗能系統(tǒng)治理，積極有效開展綠色低碳科技攻關(guān)和先導(dǎo)試驗，加強油田前沿節(jié)能環(huán)保問題研究，推廣應(yīng)用游離水脫除器、高效三相分離器等多項節(jié)能減排技術(shù)，提高系統(tǒng)整體能源利用效率。

[1]石油工業(yè)節(jié)能節(jié)水專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會.SY/T 6275—2007油田生產(chǎn)系統(tǒng)節(jié)能監(jiān)測規(guī)范[S].北京:石油工業(yè)出版社,2008.

[2]石油工業(yè)節(jié)能節(jié)水專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會.SY/T 5264—2006油田生產(chǎn)系統(tǒng)能耗測試與計算方法[S].北京:石油工業(yè)出版社,2007.