摘要：采油厂地面工程系统是耗能大户，采油四厂积极开展地面处理技术调查，通过分析生产各工艺环节，找出影响能耗控制的原因，有针对性的制定改进措施，把握经济性、可行性，做到简便易行，小投入、大产出。2018—2019年实施地面工程节能技术改造累计8项，包括加热炉提效、集输设备更新、注水泵应用节能技术、电力系统节能改造等，共实施累计7475台，累计节气156.6×104m3，节电860.76×104kWh，累计经济效益453.24万元。
关键词：三次采油；地面工程；节气节电
1能耗概况
第四采油厂建成原油脱水站7座，转油（放水）站51座，放水站2座，计量间446座，天然气自压集气站9座，含油污水处理站27座，注水站17座，注入站38座，配水间82座，变电所22座，建成各类埋地管道8812.10km，电力线路1875.57km。
1.1总能耗
在产能规摸不断扩大、非节能设备所占比例较高的情况下，总能耗得到了有效控制。截止2018年底，总能耗30.3464×104t（标煤），总用电113995×104kWh，总耗气6605×104m3，与2017年对比增幅-1.81%、-3.94%、-0.06%。第四采油厂总能耗逐年下降，其中总耗气量下降幅度较大是总能耗下降的主要原因[1]。
1.2单位能耗
在新增产能井数较多，而产油量逐年下降的情况下，产液量基本稳定，导致了单耗逐年上升。截止2018年底，原油（气）生产综合能耗75.5kg/t（标煤）、原油（气）液量生产综合能耗6.12kg/t（标煤）、原油（气）生产综合电耗283.63kWh/t、原油（气）液量生产综合电耗22.98kWh/t、吨油耗气16.43m3/t、吨液耗气1.33m3/t、注水用电单耗5.97kWh/m3、吨液举升单耗10.52kWh/t，与2017年对比增幅-1.55%、-0.16%、-3.68%、+1.1%、+0.18%、+1.53%、-0.33%、+29.88%。
1.3生产能耗情况
2018年油田生产耗电中，采油、注水耗电分别占总耗电的三分之一，2018各生产环节耗电所占比例情况[2]见表1。随着开发规模增大，油田地面建设规模随之增大，井站及管道数量增多，系统能耗不断增大。在地面系统工艺上，大庆油田的主要地面处理工艺仍然采用三级布站工艺，而且由于三次采油工艺的需要，地面系统配套建设了聚合物配注站、污水处理站、注入站，增加了相应的耗能环节，第四采油厂注水系统注水量季节性变化较大，泵出口与井口水量输差最大为20.28%，差值4.37×104m3/d，按照平均泵水单耗5.6kWh/m3计算，日多耗电24.47×104kWh。
2能耗分析
2.1集油工艺
第四采油厂单井集油工艺主体采用双管集输流程，2008年以来陆续采用了挂接流程、环状流程及单管冷输流程，总油井6817口，其中挂接流程498口，环状流程260口，单管冷输581口，简化流程占总井数的19.6%。虽然第四采油厂水驱区块已经实施低常温集输，随着三次采油工业化的不断推广，截止2016年第四采油厂聚驱油井1525口，三元油井394口，三次采油井共1919口，占总井数的28.2%，这部分井因采出液含剂黏度高，需要全年掺热水，造成单井集油工艺系统能耗相对较高[3]。
2.2掺水工艺
第四采油厂掺水出站设计温度为70℃，掺水出站压力为2.0MPa（表压），在管理中实施常温集输，冬季出站温度约为55~70℃，夏季水驱为常温，三次采油井全年掺热水，大部分单井掺水期为全年掺水，只有少量井能够实行夏季停掺。与采油三厂对比，单井产液量只有三厂的59.2%，单井出油温度平均28.5℃，按照采油四厂油田管理部管理规定单井回油温度控制在32~38℃，平均单井掺水量比三厂高，来保证正常生产集输。
2.3洗井工艺
第四采油厂热洗工艺参数为热洗水出站温度：75℃以上，热洗水出站压力：1.8MPa（表压），单井热洗强度：15或20m3/h。此部分能耗（包括电力、天然气等）在采油四厂油气集输能耗中也占有一定的比例。
2.4加热炉
对2016年、2017年现场监测数据进行分析，通过提高加热炉负荷率，降低加热炉排烟温度可以有效地提高加热炉的炉效，第四采油厂加热炉节能监测评价结果汇总见表2。
3改进措施
3.1节气方面
1）加大加热炉配套技术应用。与普通燃烧器相比，全自动燃烧器能够根据空燃比自动调整合风，使天然气充分燃烧，过剩空气系数相对较低，针对转油站加热炉燃烧器自动化程度偏低的问题，第四采油厂2019年安全隐患项目规划更换50套全自动燃烧器，年可节气108.1×104m3。2）回压异常井井口安装电加热装置。目前，制约低常温集输进一步挖潜的主要问题是回压异常井问题。调查发现，异常井主要存在管道运行年限长、结垢严重、集油半径长、拐点多、保温差等问题。这部分井定期冲洗干线，需要消耗一定量的天然气，从回压异常井的数量来看，频繁出现回压异常的井数占全部井数的比例并不大，若对这些井井口安装电加热装置，能够有效提高回压异常井回油温度。2019年计划安装井口高效电加热装置15套，根据单井产液量选择电加热功率，预计能够提高回油温度5～8℃，从而解决低常温集输期间回压异常井问题，预计年可节气86.3×104m3，能创经济效益28万元[4]。3）实施高产井双管出油流程改造。目前第四采油厂有产液大于80t/d、含水85%以上的油井194口，其中电泵井45口，电泵井因其产液量较高，出油温度在39～43℃，目前电泵井清蜡方式仍为机械刮蜡，只有在冬季欠载停机时需要掺水循环保管线，其它时间可实施停掺集输。“两高井”出油温度较高，采出液流动性好，已满足冬季停掺集输条件，为了防止掺水管道冻堵仍需正常掺水，增加了天然气消耗。因此可将电泵井集油流程先改造成双管出油流程，如果运行状况稳定后，可将其它“两高井”也改为双管出油流程。正常生产时双管出油，停机时，倒回原流程进行掺水循环保管线。2018—2019年规划安排高产井双管出油改造90口，预计年可节气17.3×104m3。
3.2节电方面
1）6kV电力线路无功补偿技术。截止2015年底，第四采油厂6kV电力线路功率因数在0.9以上的线路约100条，功率因数在0.7以下的线路约12条，仍有92条线路不符合规范要求。通过6kV电力线路无功补偿措施，预计年可节电348.42×104kWh[5]。2）高耗能变压器更换工程。截至2015年底，第四采油厂S7系列变压器还有1553台。该系列变压器在2006年的第16批淘汰机电产品名录中已被列为淘汰产品。这些变压器普遍存在运行年限长，能耗高等问题。变压器损耗主要集中在铁损和铜损上，其损耗以热量的形式散发掉，其表现为空载损耗和负载损耗。2018—2019年累计规划更换1312台，可节电310×104kWh。3）更换老化的低效高耗注水泵。第四采油厂共有注水泵59台，其中杏十九注水站2台老化低效注水泵使用年限超过28年，单耗过高，需要更新。按照D300型注水泵平均泵水单耗5.63kWh/m3计算，该泵更新后可降低泵水单耗1.12kWh/m3，年可节电98.11×104kWh。4）注水泵永磁调速技术应用。针对三采注水站注水泵按照最大注水量设计无法连续高效运行的实际，规划对新投产的杏十二注水站7#注水泵开展永磁调速技术应用研究。根据现场调研情况，该站机泵前后空间较大，可以满足机泵中间增加永磁调速装置的需求，预计改造后可实现年节电76.65×104kWh。5）应用永磁直驱技术。永磁直驱技术原理是应用永磁电动机及特制变频器控制，永磁电动机用于钕铁硼材料制作，剩磁能力强，与普通感应电动机相比，不需要无功励磁电流，减少了定子电流和定子电阻损耗，在稳定运行时没有转子铜损，进而可以减小风扇甚至去掉风扇，减少耗电。永磁电动机轻载效率高，在25%～120%额定负载范围内均可高效运行，而普通感应电动机轻载时效率较低。永磁电动机转速可以调到很低，即使在20r/min时输出转矩仍然恒定，而普通电动机调速一般不允许调到25Hz以下，因为转速过低不仅效率大幅下降，而且输出转矩无法保证恒定。该技术目前已经在采油六厂应用，比变频技术节电率高15%～20%。计划在杏六区中部聚驱的4-2注入站应用5套，预计年可节电28×104kWh。
4取得效果
2018—2019年采油四厂实施地面工程节能技术改造累计17项，包括加热炉提效、集输设备更新、注水泵应用节能技术、电力系统节能改造等，共实施累计7475台次，节气156.6×104m3，节电860.76×104kWh，累计经济效益453.24万元[6]，第四采油厂地面工程技术改造节能效果统计见表3。
5结论
1）做好能耗分析。通过能耗数据分析，对比分析主要生产工艺、生产参数等，找出各项指标之间的差距原因；制定改进措施，有针对性的制定改进措施。投资回收期尽可能短。2）节气方面。加大加热炉配套技术应用，更换50套全自动燃烧器。回压异常井井口安装电加热装置15井次。实施高产井双管出油流程改造90口。3）节电方面。安装6kV电力线路无功补偿，电力线路功率因素有望达到0.9以上，高耗能变压器更换1312台次，更换老化的低效高耗注水泵，注水泵永磁调速技术应用，应用永磁直驱技术等。
参考文献：
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[3]徐同欢．江汉油区注水系统能效分析及节能措施[J]．江汉石油职工大学学报，2018，31（4）：45-47．
[4]李莹．浅析油田开发过程中采油厂注水系统的管理[J]．化学工程与装备，2018（3）：131-133．
[5]张微．油田转油站机泵节能降耗方法[J]．化工管理，2019（34）：134-135.
[6]魏立新，姚春雪，马汝彦，等．稀油集输系统能耗分析与节能改造[J]．当代化工，2019，48（6）：1305-1310.
作者:蔡悦 单位:大庆油田有限责任公司第三采油厂