東部過渡帶地面系統節能

趙磊（大慶油田有限責任公司第三采油廠）

東部過渡帶地面工程油氣集輸系統建有5座轉油站，其中4 座水驅轉油站，1 座聚驅轉油站已轉入后續水驅，建有放水站1座；注水系統建有一般水注水系統、深度水注水系統及聚驅注水系統3套井網，建成注水井194 口，注水管道135.077 km，注水站2 座，安裝注水泵6 臺，運行3 臺；污水系統建有2 座污水處理站；供配電系統建有3 座變電所，6 kV配電線路34條。

1 目標潛力

年節能目標為管理措施年節氣280×104m3，節電500×104kWh。東部過渡帶區塊由于地質條件較差，平均單井產油量和平均單井產液量在全廠各開發區塊中均為最低，單位產能地面系統規模大于其他區塊，導致單位運行能耗增加。全廠各區塊2016年平均噸液耗氣為1.38 m3，噸液耗電達17.04 kWh（表1），而東部過渡帶區塊噸液耗氣達2.63 m3，噸液耗電達30.6 kWh，兩個指標在各區塊中均為最高值，具有很大的節能潛力。

表1 全廠各區塊2016年單位能耗指標表

2 能耗現狀

2.1 油氣集輸系統

2016年5座轉油站外輸量518.35×104m3，外輸油含水94.42%，外輸氣量209×104m3，自耗氣量728×104m3，用電量1 023.72×104kWh。北四聯放水站處 理 液 量419.87×104m3， 外 輸 污 水391.16×104m3，外輸油18.59×104m3，外輸油含水36.74%，自耗氣量130.6×104m3，外輸水耗電量12×104kWh，輸油耗電58×104kWh。

2.2 注水系統

東部過渡帶注水系統建成注水站2座，安裝注水泵6 臺，運行3 臺。2016 年底開井176 口，日注水14 465 m3， 年注采比1.31，日均耗電量為13.332×104kWh，外輸水量2.45×104m3/d，泵水單耗5.43 kWh/m3，平均負荷率為85.2%。

2.3 污水系統

目前薩北開發區東部過渡帶建成2座污水處理站：北四含油污水處理站、北二十深度污水處理站。北四污水站設計規模2.0×104m3/d，實際處理量1.49×104m3/d，負荷率為74.5%，日耗電2 800 kWh，單耗0.188 kWh/m3。北二十深度污水站設計規模1.2×104m3/d，實際處理量0.89×104m3/d，負 荷 率 為74.2% 。 日 耗 電768 kWh， 單 耗0.086 kWh/m3。

2.4 供配電系統

東部過渡帶地區3 座變電所，主變容量合計41 200 kVA，平均負載率35%，最高負荷合計13 200 kW，剩余能力17 700 kVA，可以滿足今后新增產能需要。

3 節能措施及效果

3.1 管理措施

1）待作業大修等井采取掃線方式節約摻水量。區塊內因泵況等問題待作業井以及高關井約有18口，這部分油井冬季期間為保集油管線需要進行摻水，平均每口井日摻水24 m3，這部分油井停產時，摻水和集油管線進行掃線停運，油井啟運時用電解堵車對集油摻水管線進行解堵。停產時間平均按6個月考慮，可少摻水7.78×104m3。

2）合理調整輸油泵揚程，降低輸油單耗。5座轉油站、1 座放水站共有輸油泵18 臺，運行7 臺。其中泵管壓差高于0.5 MPa 的4 臺。通過泵減級處理，將泵管壓差降至0.43 MPa以下，預計電動機平均電流由原來的150 A 下降到125 A，年可節電25.78×104kWh。

3）控制泵輸系統的運行狀態，確保泵輸系統高效率運行。針對梯級配備的泵輸系統，分析測繪每個泵輸系統的效率曲線，編排每座站幾個泵輸系統的高效運行表，根據效率曲線安排不同輸量下的機泵運行，確保泵輸系統高效率運行。通過調整這種方式運行，輸水電流可由140 A 下降至120 A，5 座轉油站年可節電7.53×104kWh[2]。

4）堅持加熱爐清淤除垢制度（實施夏季停運部分加熱爐制度）。區塊有摻水、熱洗加熱爐19臺，目前運行11 臺。根據2004 年節能測試報告，加熱爐清淤除垢前后，平均熱負荷提高16.94%，加熱爐平均排煙溫度14 ℃，加熱爐平均過剩空氣系數降低0.87，加熱爐平均熱效率提高4.55%，節能效果非常明顯。因此，要堅持每年徹底清理一次，對于含沙較為嚴重的2 座站，實行春秋兩次清淤，預計區塊全年平均爐效提高2.13%，年可節氣量28×104m3。

5）制定污水站個性化運行參數，優化反沖洗方式。北三東區塊建設污水站2座，濾罐18座，其中核桃殼過濾罐10座，石英砂過濾罐4座，改性纖維球過濾罐4 座。反沖洗周期24 h，反沖洗強度、時間根據過濾工藝不同按照不同的設計參數執行，全年消耗反沖洗水65.7×104m3。通過摸索每個污水站的反沖洗周期、時間和反沖洗強度，在保證反沖洗效果的同時，預計2座站反沖洗周期可延長至36～48 h，年減少反沖洗水量16.5×104m3，年節電0.37×104kWh。

6）優化外輸泵配備，降低輸水單耗。目前該區塊只有北四含油污安裝外輸水泵，共裝機4 臺，運行2臺。在運行管理中加強輸調水相結合，優化輸水泵參數匹配，測算不同輸調水情況下的運行特性，編排運行方案。通過系統優化運行，達到注污水站水量平衡，降低輸水單耗。預計通過管網優化，水量調配，使北四污水站輸水單耗降至0.16 kWh/m3，年節電2.16×104kWh。

7）優化配電網運行。結合產能、老改等工程，合理安排2017 年電力檢修計劃，盡可能減少停電時間和倒閘操作次數，通過加裝刀閘、開關，改造交叉跨越線路，優化電網結構，線路縮短供電半徑，提高電網運行經濟性，達到既保證可靠供電、高質量供電，又有效提高電網電能利用率，降低電網損耗的目的[3]。

8）加強高、低壓無功補償設備管理工作。制定完善了電力運行管理制度，本著分級管理、量化考核的原則，將163套6 kV線路高壓補償電容器交由電力大隊統一管理，1128套變壓器低壓側無功就地補償裝置交由各礦大隊負責，同時制定了嚴格的考核制度，規定各類節能設備完好率90%，投運率80%。定期組織檢查，有效提高了電網節能設備利用率，使電網平均功率因數由2015 年的0.76 提高到0.78。

9）優化站用變壓器運行。根據站用實際運行負荷，通過廠內調整，重新匹配站用變壓器容量，堅持實行一運一冷備的運行方式，提高變壓器負載率，降低變壓器損耗。年可實現節電4.5×104kWh。

3.2 技術措施

1）不加熱集輸工藝推廣應用。采取冬季雙管出油配合流改劑應用、夏季全部油井實施單管集油的方式，其中57口油井實施雙管出油，213口油井通過加流改劑降低集輸能耗。目前流改劑流程改造實施后摻水溫度控制在45 ℃，單井摻水量控制在0.5～1.0 m3/h。預計年節氣260×104m3，節電125×104kWh。

2）轉油放水站機泵調整。輸油泵調整，2號站的2臺輸油泵、201站的2臺外輸泵、北四聯的1號輸油泵更換為低排量高效輸油泵，3 號站的2 臺外輸泵進行減級改造同時安裝一拖二變頻器，減少耗電21×104kWh。

摻水熱洗泵改造，對運行的15 臺摻水熱洗泵進行涂膜，年可實現節電49×104kWh；15 臺摻水熱洗泵安裝注射式流體密封，年可實現節電33×104kWh[4]。

3）注水井局部增壓。經過統計，深度水注水系統中有4 口注水井注入壓力偏高，規劃對這4 口高注入壓力注水井采取局部增壓措施，同時降低該區塊北二十注水站注水泵出口壓力。預計改造后系統壓力損失減少0.5～1 MPa；注水單耗可降低0.25 kWh/m3，年節電68.6×104kWh。

4）前置泵低壓變頻調參。北七注水站建前置喂水泵低壓變頻裝置1 套，工程投資140 萬元，年節電量102.88×104kWh，每年可節約電費55.56 萬元，2.52年即可收回全部投資，節能效果顯著。

5）電網無功補償技術應用。規劃在15 條功率因數較低的6 kV配電線路上加裝高壓無功補償裝置45 套/4 500 kvar，運用《電網優化運行軟件》計算每條線路的最佳補償容量及補償點，提高補償效果，使線路功率因數達到0.9，年可節電65×104kWh。

6）更換變壓器。更換S7型站用配電變壓器18臺，并根據站用實際負荷匹配變壓器容量，年可實現節電11×104kWh。更換29臺S7型機采井配電變壓器，年可實現節電8.7×104kWh。

7）站內電動機節能措施。各站摻水、熱洗等機電設備加裝交流異步電動機智能節電裝置62 套（201 站9 臺、北二十聯深度污水站5 臺、北四污水站7臺、3號轉油站8臺、1號轉油站8臺、2號轉油站8臺、11號放水站8臺、北四聯油站9臺），年可節電77×104kWh[6]。

4 結論

采油廠的節能工作是一項系統工程，必須將硬件節能技術綜合統一考慮，才能實現油田開發的系統節能。第三采油廠為貫徹落實好建設節約型社會這個發展的新要求，把節能工作作為首要工程來抓。地面工程系統共安排管理及技術共16 項工程，總投資1 402.4 萬元，其中通過老油田改造及其他工程投資52 萬元，還需要公司投入資金1 350.4 萬元。以上工程全部實施后，預計年可節氣260×104m3，節電561.2×104kWh，折合標煤5 725.8 t，工程投資回收期為2.65 年，每年還產生同等規模的節氣節電效果。同時管理措施年節氣28×104m3，節電40.34×104kWh，折合標煤535.4 t。合計年節氣288×104m3，節電601.54×104kWh，折合標煤6 260.6 t。