孤東采油廠生產系統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.大慶油田技術監督中心；3.勝利油田分公司技術檢測中心）

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

1 注水系統能耗測試情況

1.1 注水系統現狀

目前采油廠有6座高壓離心式注水站、主機設備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，F400型機組4臺，其它輔助設備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化組合，提高了注水泵效，對注水管網的壓力優化改造，減少了局部壓力損失，注水站系統效率保持較高水平。2013全廠平均泵效76.5%，平均機組效率72.7%，平均管網效率52.6%，平均系統效率52.6%，平均注水單耗5.23 kWh/m3，平均標耗0.365 kWh/m3。其中平均泵效最高的是東二注達78.1%，最低的是東四注75.5%；平均管網效率最高的是東一注達74.7%，最低的是東四注65.3%；平均系統效率最高的是東一注達到55.1%，最低的是東四注僅為46.9%。

由于管線結垢、輸送距離遠等原因，目前注水管網壓力損失大。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，配水間平均閥控損失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；配水間閥控損失最大的是東四注達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 系統存在問題

1）部分注水站泵型搭配不合理，難以適應外部管網注水量變化的需要，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）注水站設備自動保護系統，由于年久維修能力跟不上，系統功能受到影響，設備運行狀態不能做到自動監測，同時注水泵機組使用年限超過10年的有18臺，占總數的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超標嚴重；二是注水井洗井配套設施不完善，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，油泵壓平衡井數增加，部分井無法進行有效的注采調配。

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

1.3 對策措施

1）優化注水站機組泵組合，平穩注水站干壓，提高注水系統效率。目前各注水站搭配不合理，不能小幅度調節注水量，供水能力與注水量難以匹配。應對各注水站機泵實施優化組合，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，實現各注水站所轄區域的注水量調節，以穩定注水干壓。

2）目前各注水站注水干線相互連通，但各注水站所屬區域油壓存在不同。應通過技術改造，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，實現雙向供水。

3）降低注水干壓，減少壓力損失。通過優化注水站開泵組合，結合管網優化改造，降低注水干壓。

4）降低配水間壓力損失。完善管網，減少管網截流損失，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、結垢嚴重的管線進行更換，降低管線穿孔次數，減少壓力損失。

6）對各注水站自動控制系統進行技術改造。對各運行機泵實行在線實時監控，確保各泵機組在高效區運行。

7）對注水站流量計量系統進行技術改造，提高注水計量準確度。

8）提高污水處理質量，減少因注水水質質量差對注水管網的腐蝕和效率的影響。

2 集輸系統能耗測試情況

2.1 集輸系統現狀

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

表1 各聯合站輸油泵機組效率

2.2 系統存在問題

1）目前東四聯的輸油效率較低，主要原因為東四聯目前泵型較大，輸油管線細，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公司油量增加影響，東一聯總輸油量由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需要。

2.3 措施

1）對東四聯油外輸線進行改造，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，適應生產。

3 鍋爐和加熱爐系統能耗測試情況

3.1 鍋爐系統

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

影響鍋爐系統效率的主要因素是：

1）鍋爐空氣過剩系數過高，如二礦鍋爐空氣過剩系數達2.43，鍋爐運行的不合理區（合理區空氣過剩系數為1.1～1.5）。

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

主要對策措施是：

1）提高現場操作人員的操作水平，通過合理調節風門開度，使鍋爐空氣過剩系數控制在合理工作區內；

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

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

影響加熱爐系統效率的主要因素是：

1）加熱爐空氣過剩系數過高，鍋爐運行在不合理區（合理區空氣過剩系數為1.1～1.5）的10臺，其中加熱爐空氣過剩系數最高為東一聯1號爐達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的有12臺，造成加熱爐排煙熱損失達19.08%，其中排煙溫度最高的是東一聯9號爐達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9號加熱爐達30.88%，最低熱損失的是東二聯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）提高現場操作人員的操作水平，通過合理調節風門開度，使加熱爐空氣過剩系數控制在合理工作區內；

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 結束語

從系統能耗測試與分析入手，依據現場監測數據有針對性地提出改進措施，推廣應用新技術、新工藝是提高油田各主要生產系統效率降低單耗的重要手段。通過建立節能減排配套聯動機制，在提高用能效率上，堅持采注輸一體化改造，全方位立體節能，形成節能減排目標任務與技術改造、專項治理、精細化管理相配套的一體化管理機制，是提高各主要生產系統效率的有效方法。

建立定期系統效率跟蹤監測制度，是提高油田生產系統效率的重要途徑[1-2]。

同時，加大節能技術集成配套和規模化應用，優化注、輸、熱等主要耗能系統治理，積極有效開展綠色低碳科技攻關和先導試驗，加強油田前沿節能環保問題研究，推廣應用游離水脫除器、高效三相分離器等多項節能減排技術，提高系統整體能源利用效率。

[1]石油工業節能節水專業標準化技術委員會.SY/T 6275—2007油田生產系統節能監測規范[S].北京:石油工業出版社,2008.

[2]石油工業節能節水專業標準化技術委員會.SY/T 5264—2006油田生產系統能耗測試與計算方法[S].北京:石油工業出版社,2007.