高含水油田集輸系統節能潛力分析及區域性節能改造實踐

楊陽（大慶油田有限責任公司第六采油廠）

1 油田集輸系統現狀及潛力

截至目前，某油田共建轉油站47座、聯合站7座。油氣集輸系統分離轉液能力46.98×104t/d，運行負荷率76.56%，游離水脫除能力29.92×104t/d，運行負荷率73.9%，電脫水能力3.4×104t/d，運行負荷率48.82%。

由于集輸系統整體液量大，因此電量消耗占比較大。按轉油(放水)站外輸液量762.7×104m3預計，如果按照平均噸液耗電從1.09 kWh/t 降低到0.1 kWh/t計算，則年節電可達915.24×104kWh。

1.1 節電潛力

集輸系統用電主要集中在外輸泵，通過節點分析看，節電潛力主要集中在兩個方面：

1）外輸泵。隨著油田整體產液量的逐年降低，部分轉油站存在站內設備不匹配、能力過剩的矛盾，而且仍有能耗高設備運行。調查表明，共有16 座站外輸負荷率低于55%，檢測外輸泵32 臺，其中有18臺機泵低于行業標準效率。

2）變頻器。目前，油田聯合站、轉油站變頻設備均采用定頻運行，即在設定的30～45Hz 頻率區間定時進行變頻調節。根據站內生產實際負荷及罐內液位動態變化的規律，卻未能達到輕負載、降能耗的目的。對比表明，采取動態依據負荷變頻生產，與常規的額定功率的定頻工作相比，單臺年節電5×104kWh。按全油田采用方式相比，新增及優化調整集輸系統變頻，預計年節電240×104kWh。此外，轉油站安裝變頻器57 套中變頻損壞、停運的有11 套，如果11 套變頻全部正常投用，預計年可增加節電113×104kWh。

1.2 節氣潛力

高含水油田集輸系統耗氣主要集中在冬季，受低溫影響，必須進行加熱集輸。單井冬季摻水，以及維持較高摻水匯管壓力等，導致擴邊井冬季加熱集輸年耗氣約50×104m3。這部分可通過合理匹配單井最小摻水量，控制摻水匯管壓力等措施，實現冬季周期性不加熱集輸。其次，調查目前聯合站、轉油站在用加熱爐292 臺，其中有175 臺使用年限在15 年以上，爐體老化嚴重、熱效率低。通過爐效普查結果表明，測試加熱爐137 臺，平均爐效75.5%。其中：爐效不符合節能要求的共39臺，占總數的28.5%，造成爐效偏低的主要原因是負荷偏離正常運行負荷；超負荷運行15 臺，平均負荷率為106.4%；低負荷運行加熱爐24 臺，平均負荷率38.7%。由于加熱爐燃燒熱損失大、效率低，以及加熱爐管道結垢問題，造成較大氣量損耗。通過實施加熱爐煙道擋板改造等措施，預計可年節氣1 500×104m3。

2 集輸系統區域性節能技術改造

針對集輸系統以上問題及潛力點，2019年，通過更新改造變頻設備，優化變頻運行頻率以及外輸泵優化梯次運行，加大集輸系統節電措施應用；同時，通過加熱爐實施擋板調節技術和物理除垢技術改造，提高加熱爐燃燒效率，進一步減少了天然氣氣量消耗，區域性節能改造見到明顯效果。

2.1 外輸泵優化梯次配備

針對集輸系統中泵效低、能耗高的問題，節能改造中對機泵采取的主要措施有更換低效泵、機泵合理匹配。

油田外輸系統設備經長時間運行，考慮實際揚程、原油密度及黏度等因素，外輸泵特性曲線已發生改變，因此需重新繪制外輸泵特性曲線[1-2]?，F場通過改變外輸泵工作頻率，測試外輸泵在不同轉速（頻率）下的泵出口排量、揚程，1#外輸泵管線特性實測數據見表1。由此繪制1#外輸泵流量-揚程特性曲線見圖1[3]，并進行外輸泵揚程梯次匹配。

表1 1#外輸泵管線特性實測數據

圖1 1#外輸泵管線流量-揚程曲線

現場實際匹配時，充分考慮與變頻配套使用情況，使用變頻外輸泵，則加大泵預留揚程；對外輸管線使用超過10 年，充分考慮老化結垢，先考慮采取清垢措施，避免直接增加泵揚程而增加能耗。

在滿足當前產液量、機泵的高效運行、區塊未來產能預留能力的條件下，對集輸系統的15 臺機泵及注水污水系統的18 臺機泵進行合理匹配，年節電686.5×104kWh。

2.2 外輸變頻裝置更新及優化運行

變頻調速具有高效率、精度高、范圍廣、轉矩脈動小的特點，是理想的拖動系統性能調整機構[4-5]。應用變頻調速，重點看實際工況點是否能保證在最佳效率點的30%～85%[6]。結合外輸系統實際情況，采用變頻節能主要集中兩方面：

1）依據外輸及水量加大變頻應用。根據油田采出液凝固點進站的節能理念，結合采出液進站溫度及摻水泵理論排量普遍為100 m3/h 的實際，單井摻水量有一定下調空間。通過合理優化單井摻水量，更換小排量摻水泵及安裝摻水泵變頻等措施[4]。

2）合理優化變頻頻率控制。根據中轉站外輸液量，通過試驗摸索對應每小時外數量的變頻頻率，確定外輸基準頻率；根據液位高低變化，以基準頻率為主進行優化，保持液位穩定，單站實現日節電273 kWh，轉油站自動與基準優化變頻耗電量對比見表2。

集輸系統實施變頻調速改造及優化運行37 臺次，平均輸油單耗下降20.1%，實現年節電397.5×104kWh；平均摻水單耗下降9.7%，實現年節電89.3×104kWh。

2.3 加熱爐煙道擋板調節技術

由于加熱爐負荷達不到正常負荷范圍，加熱爐的排煙溫度和空氣系數處于不合理的水平[7]?，F場調查表明，加熱爐煙道擋板距離地面較高（4～6 m），不易調節，排煙熱損失較大[8]。通過改進加熱爐煙道擋板控制機構，增加負壓測試裝置，能有效改進操控性能，降低排煙熱損失。

改造的擋板控制機構主要由搖把、減速器、刻度盤、數顯負壓表及排煙溫度表構成（圖2）。通過傳動機構將煙道擋板控制點由爐子上轉移到地面，可根據加熱爐負荷變化、風力的大小進行及時調節，控制過?？諝庀禂?，延長換熱時間，減少排煙損失。擋板開度與加熱爐負荷有近似比例關系，開度越大，加熱爐熱負荷越大。根據加熱爐進出口溫度和加熱流量估算出加熱爐負荷率，確定擋板開度。擋板開度與空氣流動阻力系數關系見圖3。

表2 轉油站自動與基準優化變頻耗電量對比

圖2 加熱爐煙道擋板控制機構

圖3 擋板開度與空氣流動阻力系數關系

現場監測2#熱洗爐，應用煙道擋板調節技術后煙氣含氧量變化和燃燒效率效果。措施后，熱洗爐過?？諝庀禂涤?.73 下降到1.24，排煙溫度由373 ℃下降到213 ℃，燃燒效率由72.5%提高到81.1%，2#熱洗爐措施前后對比見表3。在40臺加熱爐上進行擋板調節和負壓測試裝置改造，實現節氣102×104m3。

2.4 加熱爐物理除防垢

試驗表明：當加熱爐煙火管生成垢1.0 mm，鋼材溫度將升高130～160 ℃，燃料消耗增加7%～8%，熱效率降低8%～9%；當火管外壁結垢4 mm 時，燃料消耗增加20%～30%，熱效率降低25%～35%[9]。

高效除防垢裝置采用變頻脈沖除垢原理，由控制器和反應器兩部分組成，反應器安裝在處于系統低位的管道上，除防垢裝置控制器及變頻脈沖反應器見圖4。運行時，周期性和規律性產生各種頻率強大的直流脈沖電磁場，在這種脈動的電磁場作用下，產生的磁力線對管道中水進行切割，使水的原自然大締合狀態的結合鍵被深度打斷，離解成活性很強的單水分子和小締合體，從而改變了水的物理結構與特性，增強了水分子的極性，增大了水分子偶極矩，提高了水對Ca、Mg、CO3、HCO3等離子的水合能力，減少了彼此結合的機會[10]。

圖4 除防垢裝置控制器及變頻脈沖反應器

5 臺加熱爐安裝物理除防垢裝置，經測試，煙火管垢質生成速度下降了27.3%。測試對比表明，加熱爐燃燒效率提高了8.7%，累計實現年節氣29.7×104m3。

3 經濟效益

通過區域性節能改造措施，集輸系統的噸液耗電從0.99 kWh/t 下降到0.97 kWh/t，噸液耗氣從0.62 m3/t下降到0.60 m3/t。年節電1 171.3×104kWh，年節氣131.7×104m3，折合標煤3 190.7 t，油氣集輸系統區域性改造主要措施及效果見表4。

表3 2#熱洗爐措施前后對比

表4 油氣集輸系統區域性改造主要措施及效果

4 結論

高含水油田集輸系統的能源消耗是降低集輸成本的重要潛力點。其中，外輸泵、變頻控制以及加熱爐節點又是主要電能和天然氣消耗環節。通過更新改造低效泵、優化梯次運行，優化變頻運行頻率，噸液耗電從0.99 kWh/t下降到0.97 kWh/t；通過實施加熱爐擋板調節技術和物理除垢技術，可大幅提高加熱爐燃燒效率，進一步減少天然氣氣量消耗，進一步驗證了今后老油田集輸系統區域性節能改造的方向。