采油廠地面工程節能降耗研究實踐

蔡悅（大慶油田有限責任公司第三采油廠）

1 能耗概況

第四采油廠建成原油脫水站7 座，轉油（放水）站51 座，放水站2 座，計量間446 座，天然氣自壓集氣站9座，含油污水處理站27座，注水站17 座，注入站38 座，配水間82 座，變電所22 座，建成各類埋地管道8 812.10 km，電力線路1 875.57 km。

1.1 總能耗

在產能規摸不斷擴大、非節能設備所占比例較高的情況下，總能耗得到了有效控制。截止2018 年底，總能耗 30.346 4×104t （標煤），總用電 113 995×104kWh，總耗氣 6 605×104m3，與2017 年對比增幅-1.81%、-3.94%、-0.06%。第四采油廠總能耗逐年下降，其中總耗氣量下降幅度較大是總能耗下降的主要原因[1]。

1.2 單位能耗

在新增產能井數較多，而產油量逐年下降的情況下，產液量基本穩定，導致了單耗逐年上升。截止 2018 年 底 ， 原 油 （氣） 生 產 綜 合 能 耗75.5 kg/t（標煤）、原油（氣） 液量生產綜合能耗6.12 kg/t （標煤）、原油 （氣） 生產綜合電耗283.63 kWh/t、原油（氣） 液量生產綜合電耗22.98 kWh/t、 噸 油 耗 氣 16.43 m3/t、 噸 液 耗 氣1.33 m3/t、注水用電單耗5.97 kWh/m3、噸液舉升單耗 10.52 kWh/t， 與 2017 年 對 比 增 幅 -1.55% 、-0.16%、-3.68%、+1.1%、+0.18%、+1.53%、-0.33%、+29.88%。

1.3 生產能耗情況

2018 年油田生產耗電中，采油、注水耗電分別占總耗電的三分之一，2018 各生產環節耗電所占比例情況[2]見表1。

表1 2018 年各生產環節耗電所占比例情況

隨著開發規模增大，油田地面建設規模隨之增大，井站及管道數量增多，系統能耗不斷增大。在地面系統工藝上，大慶油田的主要地面處理工藝仍然采用三級布站工藝，而且由于三次采油工藝的需要，地面系統配套建設了聚合物配注站、污水處理站、注入站，增加了相應的耗能環節，第四采油廠注水系統注水量季節性變化較大，泵出口與井口水量輸差最大為20.28%，差值4.37×104m3/d，按照平均泵水單耗5.6 kWh/m3計算， 日多耗電24.47×104kWh。

2 能耗分析

2.1 集油工藝

第四采油廠單井集油工藝主體采用雙管集輸流程，2008 年以來陸續采用了掛接流程、環狀流程及單管冷輸流程，總油井6 817 口，其中掛接流程498 口，環狀流程260 口，單管冷輸581 口，簡化流程占總井數的19.6 %。雖然第四采油廠水驅區塊已經實施低常溫集輸，隨著三次采油工業化的不斷推廣，截止2016 年第四采油廠聚驅油井1 525 口，三元油井394 口，三次采油井共1 919 口，占總井數的28.2%，這部分井因采出液含劑黏度高，需要全年摻熱水，造成單井集油工藝系統能耗相對較高[3]。

2.2 摻水工藝

第四采油廠摻水出站設計溫度為70 ℃，摻水出站壓力為2.0 MPa（表壓），在管理中實施常溫集輸，冬季出站溫度約為55～70 ℃，夏季水驅為常溫，三次采油井全年摻熱水，大部分單井摻水期為全年摻水，只有少量井能夠實行夏季停摻。與采油三廠對比，單井產液量只有三廠的59.2%，單井出油溫度平均28.5 ℃，按照采油四廠油田管理部管理規定單井回油溫度控制在32～38℃，平均單井摻水量比三廠高，來保證正常生產集輸。

2.3 洗井工藝

第四采油廠熱洗工藝參數為熱洗水出站溫度：75 ℃以上，熱洗水出站壓力：1.8 MPa（表壓），單井熱洗強度：15 或20 m3/h。此部分能耗（包括電力、天然氣等）在采油四廠油氣集輸能耗中也占有一定的比例。

2.4 加熱爐

對2016 年、2017 年現場監測數據進行分析，通過提高加熱爐負荷率，降低加熱爐排煙溫度可以有效地提高加熱爐的爐效，第四采油廠加熱爐節能監測評價結果匯總見表2。

3 改進措施

3.1 節氣方面

1）加大加熱爐配套技術應用。與普通燃燒器相比，全自動燃燒器能夠根據空燃比自動調整合風，使天然氣充分燃燒，過剩空氣系數相對較低，針對轉油站加熱爐燃燒器自動化程度偏低的問題，第四采油廠2019 年安全隱患項目規劃更換50 套全自動燃燒器，年可節氣108.1×104m3。

2） 回壓異常井井口安裝電加熱裝置。目前，制約低常溫集輸進一步挖潛的主要問題是回壓異常井問題。調查發現，異常井主要存在管道運行年限長、結垢嚴重、集油半徑長、拐點多、保溫差等問題。這部分井定期沖洗干線，需要消耗一定量的天然氣，從回壓異常井的數量來看，頻繁出現回壓異常的井數占全部井數的比例并不大，若對這些井井口安裝電加熱裝置，能夠有效提高回壓異常井回油溫度。

2019 年計劃安裝井口高效電加熱裝置15 套，根據單井產液量選擇電加熱功率，預計能夠提高回油溫度5～8℃，從而解決低常溫集輸期間回壓異常井問題，預計年可節氣86.3×104m3，能創經濟效益 28 萬 元[4]。

3）實施高產井雙管出油流程改造。目前第四采油廠有產液大于80 t/d、含水85%以上的油井194 口，其中電泵井45 口，電泵井因其產液量較高，出油溫度在39～43 ℃，目前電泵井清蠟方式仍為機械刮蠟，只有在冬季欠載停機時需要摻水循環保管線，其它時間可實施停摻集輸。“兩高井”出油溫度較高，采出液流動性好，已滿足冬季停摻集輸條件，為了防止摻水管道凍堵仍需正常摻水，增加了天然氣消耗。因此可將電泵井集油流程先改造成雙管出油流程，如果運行狀況穩定后，可將其它“兩高井”也改為雙管出油流程。正常生產時雙管出油，停機時，倒回原流程進行摻水循環保管線。2018—2019 年規劃安排高產井雙管出油改造90 口，預計年可節氣17.3×104m3。

3.2 節電方面

1）6 kV 電力線路無功補償技術。截止2015 年底，第四采油廠6 kV 電力線路功率因數在0.9 以上的線路約100 條，功率因數在0.7 以下的線路約12 條，仍有92 條線路不符合規范要求。通過6 kV電力線路無功補償措施， 預計年可節電348.42×104kWh[5]。

2） 高耗能變壓器更換工程。截至2015 年底，第四采油廠S7 系列變壓器還有1 553 臺。該系列變壓器在2006 年發布的第16 批淘汰機電產品名錄中已被列為淘汰產品。這些變壓器普遍存在運行年限長，能耗高等問題。變壓器損耗主要集中在鐵損和銅損上，其損耗以熱量的形式散發掉，其表現為空載損耗和負載損耗。2018—2019 年累計規劃更換1 312 臺，可節電 310×104kWh。

表2 第四采油廠加熱爐節能監測評價結果匯總

表3 第四采油廠地面工程技術改造節能效果統計

3）更換老化的低效高耗注水泵。第四采油廠共有注水泵59 臺，其中杏十九注水站2 臺老化低效注水泵使用年限超過28 年，單耗過高，需要更新。按照D300 型注水泵平均泵水單耗5.63 kWh/m3計算，該泵更新后可降低泵水單耗1.12 kWh/m3，年可節電98.11×104kWh。

4）注水泵永磁調速技術應用。針對三采注水站注水泵按照最大注水量設計無法連續高效運行的實際，規劃對新投產的杏十二注水站7#注水泵開展永磁調速技術應用研究。根據現場調研情況，該站機泵前后空間較大，可以滿足機泵中間增加永磁調速裝置的需求， 預計改造后可實現年節電76.65×104kWh。

5）應用永磁直驅技術。永磁直驅技術原理是應用永磁電動機及特制變頻器控制，永磁電動機用于釹鐵硼材料制作，剩磁能力強，與普通感應電動機相比，不需要無功勵磁電流，減少了定子電流和定子電阻損耗，在穩定運行時沒有轉子銅損，進而可以減小風扇甚至去掉風扇，減少耗電。永磁電動機輕載效率高，在25%～120%額定負載范圍內均可高效運行，而普通感應電動機輕載時效率較低。永磁電動機轉速可以調到很低，即使在20 r/min 時輸出轉矩仍然恒定，而普通電動機調速一般不允許調到25 Hz 以下，因為轉速過低不僅效率大幅下降，而且輸出轉矩無法保證恒定。該技術目前已經在采油六廠應用， 比變頻技術節電率高15% ～20%。計劃在杏六區中部聚驅的4-2 注入站應用5 套，預計年可節電28×104kWh。

4 取得效果

2018—2019 年采油四廠實施地面工程節能技術改造累計17 項，包括加熱爐提效、集輸設備更新、注水泵應用節能技術、電力系統節能改造等，共實施累計7 475 臺次，節氣156.6×104m3，節電860.76×104kWh，累計經濟效益453.24 萬元[6]，第四采油廠地面工程技術改造節能效果統計見表3。

5 結論

1）做好能耗分析。通過能耗數據分析，對比分析主要生產工藝、生產參數等，找出各項指標之間的差距原因；制定改進措施，有針對性的制定改進措施。投資回收期盡可能短。

2）節氣方面。加大加熱爐配套技術應用，更換50 套全自動燃燒器。回壓異常井井口安裝電加熱裝置15井次。實施高產井雙管出油流程改造90口。

3） 節電方面。安裝6 kV 電力線路無功補償，電力線路功率因素有望達到0.9 以上，高耗能變壓器更換1 312 臺次，更換老化的低效高耗注水泵，注水泵永磁調速技術應用，應用永磁直驅技術等。