稀油集输系统能耗分析与节能改造.docx

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1、稀油集输系统能耗分析与节能改造打开文本图片集摘要：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，针对辽河油田某LT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2.16105m3;转油站年节气共3.39105m3，年节电共2.87105kWh;联合站年节气共2.34105m3，年节电共3.04105kWh。关键词：稀油集输;能耗分

2、析;节能;改造Keyword：Thinoilgathering;Energyconumptionanalyi;Energyaving;Technicalimprovement辽河油田某LT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

3、术的实现提供科学依据。1集输系统工艺流程辽河油田某LT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。辽河油田某LT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

4、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某LT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、某23站、某50站、某55站和某56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

5、炉、T1站外输炉和某55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4.11m3/h;某23站外输炉运行时燃烧不完全、冒黑烟，某50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2.43m3/h;某56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2.08m3/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

6、辽河油田某LT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

7、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1.16kWh/h;某38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9.76kWh/h;某51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4.14kWh/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，

8、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4.29m3/h;某38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

9、造，某38站耗气量减少了6.23m3/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某LT集输系统某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，计算出某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，对某联合站的能耗情况及分布进行了详细分析。分析结果表明，某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，对某联合站进行相应的节能

10、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4.82kWh/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115m/h时，启动1#脱水泵即可;当排量大于115m/h时，开启两台泵，改造后节省电量约40.13kWh/h。该站改造后共节电44.95kWh/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

11、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24.3m/h。4改造效果分析按照上述方案改造之后，辽河油田某LT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

12、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7.89105m，年节电共5.91105kWh。5结论（1）通过分析辽河油田某LT集输系统集油工艺流程

13、，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，并对辽河油田某LT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：辽河油田某LT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）确定了辽河油田某LT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7.89105m3，共节电5.91105kWh。