稀油集输系统能耗分析与节能改造

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摘      要： 随着油田开发进入中后期，油井产量下降、含水率升高，集输系统出现负荷率低、能耗高等一系列问题。以节能降耗为目标，针对辽河油田XLT集输系统，基于能量守恒原理建立了能量平衡“黑箱”分析模型，结合计量站、转油站、联合站的各项能耗评价指标，通过对站场能耗分布情况的现场测试，确定了能耗分布特点和用能薄弱环节，提出了各类站场主要用能设备的节能改造方案。结果表明，改造实施后，计量站年节气共2.16105 m3;转油站年节气共3.39105 m3，年节电共2.87105  kW·h;联合站年节气共2.34105 m3，年节电共3.04105 kW·h。

关  键  词：稀油集输;能耗分析;节能;改造

中图分类号：TE863，TE08       文献标识码： A     文章编号： 1671-0460（2019）06-1305-06

Abstract： In the middle and late stages of oilfield development， the production of wells declines and the water content rises. So a series of problems appear in the gathering system， such as low load rate and high energy consumption. Focusing on energy saving and consumption reduction， an energy equilibrium "black box" analysis model based on the principle of energy conservation was established for the XLT gathering system of Liaohe Oilfield. Combined with the energy consumption evaluation indicators of the metering station， the transfer station and the united station， through the on-site test of the distribution of the energy consumption of the station， the characteristics of energy consumption distribution and the weak links of energy consumption were determined， and the energy-saving retrofit schemes for the main energy-using facilities in various stations were proposed. The transformation results showed that the annual fuel saving of the metering station was 2.16105 m3; the annual fuel saving of the transfer station was 3.39105 m3， and the annual power saving was 2.87105 kW·h; the annual fuel saving of the united station was 2.34105 m3， and the annual power saving was 3.04105 kW·h.

Key words： Thin oil gathering; Energy consumption analysis; Energy saving; Technical improvement

辽河油田XLT集输系统建设投产至今已有40余年，目前已经进入了开发后期，油井产液量逐年递减、含水率不断升高、油气处理能力过剩、生产能耗高、系统运行效率低，使得油气集输过程的生产运营成本增加[1-4]。“降低能量损耗，提高设备运行效率，减少成本投入”是提高石油生产企业经济效益的重要途径[5-8]。针对油田生产面临的上述问题，研究了集输系统能量消耗现状、找出工艺设备存在的问题和薄弱环节，进而提出有针对性的调整改造措施，为节能降耗改造技术的实现提供科学依据。

1  集输系统工艺流程

辽河油田XLT集输系统集输工艺采用单管井场加热集油流程，采用二级布站、三级布站相结合的布站方式。辽河油田XLT集输系统集油工艺流程见图1。

油井采出液经井口加热炉加热后，输送至计量站，经计量、加热后送往下游转油站。上游计量站来液和转油站所辖油井采出液分别进入转油站，经计量、气液分离后，分离出的液体加热加压，送往下游转油站或联合站。联合站接收上游转油站和计量站来液，其中计量站来液需先气液分离后，液体与其他转油站来液汇合，在沉降罐进行初步的油水分离，分离出的含水油经脱水器脱水，合格原油加热加压后外输。

2能量平衡模型及能量利用率计算方法

根据热力学第一定律，原油集输系统的能量平衡“黑箱”分析模型为：带入系统能量+系统提供能量=带出系统能量+系统能量损失[9-11]。其中，以站场为例，能量平衡分析模型见图2。

3  能耗测算及节能改造

3.1  计量站能耗測算及节能改造

通过测试辽河油田XLT集输系统19座计量站的基础数据（基础测算数据见表2），对各计量站的能量利用率和能耗情况[12，13]进行计算（计算结果见表3）。

由表3可知，这19座计量站的能量利用率的平均值为65.72%，热能利用率的平均值为64.73%，其中S11站、T1站、X23站、X50站、X55站和X56站明显低于平均值。计量站能耗设备主要为加热炉，为提高计量站的能量利用率，对其加热炉进行如下改造：S11站外输炉、T1站外输炉和X55站采暖炉实际运行效率均没有达到85%，通过加强加热炉的运行管理工作，安装氧量自动控制配风装置，定期清理加热炉火筒内的积碳，提高了加热炉的热量吸收效率，共可节约气量约4.11 m3/h;X23站外输炉运行时燃烧不完全、冒黑烟，X50站外输炉运行时负荷率低，通过增加空燃比多参数串级反馈联动控制系统，实现燃烧器实时动态空燃比的自动调节，合理调整配风量，保证实时最佳燃烧，共可节气约2.43 m3/h;X56站运行2台加热炉，且实际运行效率均低于85%，通过合理控制配风量，能量利用率可提高13.64%，改造后共节气2.08 m3/h。

3.2  转油站能耗测算及节能改造

依据能量平衡原理，基于辽河油田XLT集输系统9座转油站的测试数据（见表4），计算了各转油站的能量利用率和能耗（见表5）。

转油站能耗设备主要为加热炉和机泵。由表5可以看出，9座转油站能量利用率的平均值为80.03%，热能利用率的平均值为81.69%，而平均电能利用率仅为33.99%，部分机泵效率偏低，故需对机泵进行改造;转油站热能损失占总能量损失的87.05%，而压能损失仅占总能量损失的12.95%，热能损失远大于压能损失，因此需确保加热炉处于高效运行状态，且有必要对站内设施的保温情况进行加强。转油站具体改造措施如下：

（1）机泵改造：S7站外输泵运行时泵机组效率不合格，泵本身额定效率较低，电机和泵不匹配，将外输泵更换为65AY353高效泵，更换小功率电机，单位原油生产电耗降低24.31%，耗电量可降低1.16 kW·h/h;X38站离心式油泵实际运行机组效率低于合格指标48%，且冬季功率因数不合格，机组负荷率偏低，因此将其更换为合适排量的80AY50I3型离心泵，电能利用率可提高6.29%，单位原油生产电耗可降低27.24%，改造后耗电量可降低9.76 kW·h/h;X51站外输泵机组负荷率偏低，导致实际运行时泵机组效率低于合格值，因此将外输泵更换为65AY303型离心泵，电能利用率提高5.87%，可节电约4.14 kW·h/h。

（2）加热炉改造：S6站运行4台加热炉，各加热炉实际运行时效率都合格，但是负荷率都偏低，外输加热炉开1台就能满足要求，但现场实际开了3台，因此需加强加热炉生产运行中的管理工作，對加热炉运行方案进行优化，改造后单位原油生产气耗降低5.15%，可节省气量4.29 m3/h;X38站运行3台加热炉，2#采暖炉测试指标合格，但从现场测试来看，2#采暖炉燃烧时火焰明亮、冒白烟，是由于燃烧器自身结构缺陷或烧损等因素造成空燃比掺混不好，配风偏大，因此更换与加热炉功率相匹配的全自动配风燃烧器，更换的燃烧器应为短粗型火焰，降低烟气流速，增加加热炉换热时效。3#、4#外输炉过剩空气系数不合格、运行效率均小于85%，通过更换全自动配风燃烧器，采用可编程序控制器为核心的自控系统进行集中操控。通过以上两项改造，X38站耗气量减少了6.23 m3/h，单位原油生产气耗降低了12.98%。

3.3  联合站能耗测算及节能改造

结合辽河油田XLT集输系统X联合站生产统计数据和现场测试数据（见表6），根据“黑箱”能量分析模型，计算出X联合站能量利用率及能耗情况（见表7）。

联合站主要能耗设备为加热炉和机泵，根据测算数据，对X联合站的能耗情况及分布进行了详细分析。分析结果表明，X联合站能量利用率为83.58%，热能利用率为82.84%，电能利用率为19.36%，热损占总能量损耗的比例为95.08%，而压损只占总能量损耗的4.92%，能耗特点是热能损耗量大，电能利用率偏低。针对上述能耗分布特点，对X联合站进行相应的节能改造。

3#外输泵运行时机组效率偏低，是由于外输泵负荷率偏低，将外输泵更换为80AY304型离心泵，效率可提高6.95%，耗电量可降低4.82 kW·h/h;1#、2#脱水泵实际运行机组效率均偏低，根据2台脱水泵负荷大小，优化泵的运行方案：当排量小于115 m³/h时，启动1#脱水泵即可;当排量大于115 m³/h时，开启两台泵，改造后节省电量约40.13 kW·h/h。该站改造后共节电44.95 kW·h/h。

4#外输炉符合要求，不需要改造;1#、2#脱水炉过剩空气系数不合格;1#、2#采暖炉热效率、过剩空气系数、排烟温度都不合格。通过减少加热炉供风量、安装氧气自动控制配风装置、只开1台采暖炉等措施对加热炉进行改造，采暖炉效率可提高至85%，脱水炉效率可提高至91%，改造后该站共节气24.3 m³/h。

4  改造效果分析

按照上述方案改造之后，辽河油田XLT集输系统改造前后不同类型站场的平均能量利用率、平均单位原油生产综合能耗对比如下图3、4所示。

由图3可以看出，改造实施后，计量站平均能量利用率提高了4.28%，平均热能利用率提高3.22%;

转油站平均能量利用率提高了5.15%，平均热能利用率提高5.13%，平均电能利用率提高1.77%;联合站平均能量利用率提高了1.60%，平均热能利用率提高1.58%，平均电能利用率提高1.14%。

由图4可知，计量站改造后平均单位原油生产能耗降低18.81%，平均单位液量处理能耗降低17.35%;转油站改造后平均单位原油生产气耗降低了7.28%，平均单位原油生产电耗降低了16.61%，平均单位原油生产能耗降低7.35%，平均单位液量处理气耗降低7.90%，平均单位液量处理电耗降低16.31%，平均单位液量处理能耗降低8.08%;联合站改造后平均单位原油生产气耗降低了7.55%，平均单位原油生产电耗降低了6.41%，平均单位原油生产能耗降低7.48%，平均单位液量处理气耗降低6.80%，平均单位液量处理电耗降低5.15%，平均单位液量处理能耗降低7.60%。年节气共7.89105 m³，年节电共5.91105 kW·h。

5  结 论

（1）通过分析辽河油田XLT集输系统集油工艺流程，建立了各类站场的能量平衡“黑箱”分析模型和对应的能耗评价指标，并对辽河油田XLT集输系统各类站场进行了能耗计算与分析，得到了各类站场的能损分布规律：辽河油田XLT集输系统各类站场中，热能损失均占总能量损失的87%以上，远大于压能损失占比，因此需确保加热炉处于高效运行状态，且有必要对站内设施的保温情况进行加强。

（2）确定了辽河油田XLT集输系统存在的用能薄弱环节，提出了各类站场主要用能设备的具体节能改造方案，并对各类型站场进行了改造效果分析。改造实施后，计量站平均能量利用率提高了4.28%，转油站平均能量利用率提高了5.15%，联合站平均能量利用率提高了1.60%;每年共节气7.89105 m3，共节电5.91105 kW·h。

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