孤东采油厂生产系统能耗测试与对策分析

朱益飞刘辉周亮

（1.胜利油田孤东采油厂；2.大庆油田技术监督中心；3.胜利油田分公司技术检测中心）

节能减排是一项长期而复杂的系统工程。胜利油田孤东采油厂作为国内特大型企业，是产能大户主，也是能耗大户。近几年来，胜利油田孤东采油厂十分重视节能减排工作，积极探索“一体化”节能新机制，强化系统能耗监测与用能分析，提高能源利用效率。定期组织节能监测专家对各单位用能合理性状况进行工作“把脉”，根据能耗设备监测情况，采取现场指导的方式，从管理、技术等方面提出整改意见，制定实施方案，提高能耗设备运行效率，取得了良好工作效果。

1 注水系统能耗测试情况

1.1 注水系统现状

目前采油厂有6座高压离心式注水站、主机设备33台，其中DF300型机组12台，DF350型机组5台（DF300型改造泵），KGF350型机组7台，F400型机组4台，其它辅助设备120余台，污水回注量11.3×104m3/d。使用14年以上的机组有7台，使用10至14年的机组有11台，使用5至10年的有8台，使用5年以下的有7台。近几年来，孤东采油厂进行了部分注水机组的优化组合，提高了注水泵效，对注水管网的压力优化改造，减少了局部压力损失，注水站系统效率保持较高水平。2013全厂平均泵效76.5%，平均机组效率72.7%，平均管网效率52.6%，平均系统效率52.6%，平均注水单耗5.23 kWh/m3，平均标耗0.365 kWh/m3。其中平均泵效最高的是东二注达78.1%，最低的是东四注75.5%；平均管网效率最高的是东一注达74.7%，最低的是东四注65.3%；平均系统效率最高的是东一注达到55.1%，最低的是东四注仅为46.9%。

由于管线结垢、输送距离远等原因，目前注水管网压力损失大。平均干压14MPa，配水间平均来水压力13.31MPa，平均干压损失0.76 MPa，平均注水油压11.02MPa，配水间平均阀控损失2.29MPa，平均井口油压10.14MPa，平均单井管线压力损失0.88MPa。从各注水站注水系统压力损失情况来看，其中东三注配水间干压损失最大为0.83MPa，最低的是东六注为0.71MPa；配水间阀控损失最大的是东四注达3.54MPa，最小的是东三注1.73MPa；注水井压力损失最大的是东五注达1.15MPa，最小的是东四注为0.54MPa。

从单井管线压力损失情况看，压力损失大于1 MPa的有119条，占23.6%，其中压力损失在1～2 MPa的注水井81口，管线长度25 742m；压力损失大于2MPa的注水井38口，管线长度16100m。

1.2 系统存在问题

1）部分注水站泵型搭配不合理，难以适应外部管网注水量变化的需要，无法解决供水能力与注水匹配的问题，不仅使泵效降低，而且造成能耗增加。

2）注水站设备自动保护系统，由于年久维修能力跟不上，系统功能受到影响，设备运行状态不能做到自动监测，同时注水泵机组使用年限超过10年的有18台，占总数的54.6%，影响注水机组的运行效率。

3）注水井油压上升趋势难以控制。主要原因一是注水水质超标严重；二是注水井洗井配套设施不完善，洗井效果变差。从近几年注水井油压变化情况来看，注水量减少的情况下，注水压力上升，油泵压平衡井数增加，部分井无法进行有效的注采调配。

4）注水管网穿孔频繁。由于设备陈旧，尽管采油厂近几年加大了注水管网的治理，但近一年来全厂单井注水管线穿孔仍达1233次，注水干线穿孔达54次。既影响生产，又造成能量损失。

1.3 对策措施

1）优化注水站机组泵组合，平稳注水站干压，提高注水系统效率。目前各注水站搭配不合理，不能小幅度调节注水量，供水能力与注水量难以匹配。应对各注水站机泵实施优化组合，按照大排量泵（400型、350型）、中排量泵（300型）、小排量泵（200型）进行组合，利用不同泵型排量差，实现各注水站所辖区域的注水量调节，以稳定注水干压。

2）目前各注水站注水干线相互连通，但各注水站所属区域油压存在不同。应通过技术改造，对各注水站分站独立运行，并对注水站接合部的配水间进行流程改造，实现双向供水。

3）降低注水干压，减少压力损失。通过优化注水站开泵组合，结合管网优化改造，降低注水干压。

4）降低配水间压力损失。完善管网，减少管网截流损失，对部分高压采用增压泵等措施，减少配水间压力损失。

5）降低单井压力损失。开展注水单井管线改造，对使用年限长、结垢严重的管线进行更换，降低管线穿孔次数，减少压力损失。

6）对各注水站自动控制系统进行技术改造。对各运行机泵实行在线实时监控，确保各泵机组在高效区运行。

7）对注水站流量计量系统进行技术改造，提高注水计量准确度。

8）提高污水处理质量，减少因注水水质质量差对注水管网的腐蚀和效率的影响。

2 集输系统能耗测试情况

2.1 集输系统现状

采油厂集输系统目前4座联合站共有12台输油泵机组。2013年1至7月对集输系统能耗共测试3次，各联合站输油泵机组运行效率见表1。

表1 各联合站输油泵机组效率

2.2 系统存在问题

1）目前东四联的输油效率较低，主要原因为东四联目前泵型较大，输油管线细，干线回压高（在1.0MPa左右），无法及时外输液量，造成效率低。

2）受海洋采油厂及开发公司油量增加影响，东一联总输油量由7400 t左右增加到目前的9500 t左右，两台小泵已不能满足外输要求，需要开大泵和小泵配合赶油，日增加用电量5000 kWh，输油工艺无法满足目前的生产需要。

2.3 措施

1）对东四联油外输线进行改造，将Φ273管线改为Φ325管线，降低管线回压。

2）对东一联输油泵进行改造，将2台排量180 m3/h的125KY200-160A更换为280m3/h的高效泵，适应生产。

3 锅炉和加热炉系统能耗测试情况

3.1 锅炉系统

目前采油厂供热锅炉2台，均为2800 kWh，2013年一季度监测平均系统效率81.54%，其中采油一矿在用锅炉系统效率达到86.16%，采油二矿在用锅炉系统效率为76.93%。注汽锅炉目前因安全因素达不到现场测试技术要求，未开展监测。

影响锅炉系统效率的主要因素是：

1）锅炉空气过剩系数过高，如二矿锅炉空气过剩系数达2.43，锅炉运行的不合理区（合理区空气过剩系数为1.1～1.5）。

2）锅炉的排烟温度过高，如二矿锅炉排烟温度达228℃；造成锅炉排烟热损失达19.05%。

主要对策措施是：

1）提高现场操作人员的操作水平，通过合理调节风门开度，使锅炉空气过剩系数控制在合理工作区内；

2）降低锅炉的排烟温度，使锅炉的排烟温度控制在200℃以下，减少排烟热损失。

3.2 加热炉系统

胜利油田孤东采油厂4座联合站共有加热炉32台，正常开炉运行13台。每季度对在用加热炉系统效率进行监测，已监测3次。平均系统效率为77.92%，其中东四联在用3台加热炉均在80%以上。系统效率高于80%的有6台，70%至80%之间的有5台，低于70%的有2台，全厂加热炉系统效率最高的是东二联5号加热炉达85.44%，最低的是东一联9号加热炉系统效率仅为66.12%。平均排烟温度290.25℃，平均空气过剩系数为2.04，平均排烟温度热损失为19.08%。

影响加热炉系统效率的主要因素是：

1）加热炉空气过剩系数过高，锅炉运行在不合理区（合理区空气过剩系数为1.1～1.5）的10台，其中加热炉空气过剩系数最高为东一联1号炉达2.76，大于2.0的有7台，1.5至2.0的有3台；

2）加热炉的排烟温度过高，加热炉排烟温度在不合理区的有12台，造成加热炉排烟热损失达19.08%，其中排烟温度最高的是东一联9号炉达405.7℃，排烟温度高于400℃有1台，300℃至400℃之间的有5台；200℃至300℃之间的有5台。排烟热损失最大的是东一联9号加热炉达30.88%，最低热损失的是东二联5号加热炉为11.56%，排烟热损失大于20%的有6台。

对策措施是：

1）提高现场操作人员的操作水平，通过合理调节风门开度，使加热炉空气过剩系数控制在合理工作区内；

2）降低加热炉的排烟温度，使加热炉的排烟温度控制在200℃以下，减少排烟热损失。

4 结束语

从系统能耗测试与分析入手，依据现场监测数据有针对性地提出改进措施，推广应用新技术、新工艺是提高油田各主要生产系统效率降低单耗的重要手段。通过建立节能减排配套联动机制，在提高用能效率上，坚持采注输一体化改造，全方位立体节能，形成节能减排目标任务与技术改造、专项治理、精细化管理相配套的一体化管理机制，是提高各主要生产系统效率的有效方法。

建立定期系统效率跟踪监测制度，是提高油田生产系统效率的重要途径[1-2]。

同时，加大节能技术集成配套和规模化应用，优化注、输、热等主要耗能系统治理，积极有效开展绿色低碳科技攻关和先导试验，加强油田前沿节能环保问题研究，推广应用游离水脱除器、高效三相分离器等多项节能减排技术，提高系统整体能源利用效率。

[1]石油工业节能节水专业标准化技术委员会.SY/T 6275—2007油田生产系统节能监测规范[S].北京:石油工业出版社,2008.

[2]石油工业节能节水专业标准化技术委员会.SY/T 5264—2006油田生产系统能耗测试与计算方法[S].北京:石油工业出版社,2007.