东部过渡带地面系统节能

赵磊（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

东部过渡带地面工程油气集输系统建有5座转油站，其中4 座水驱转油站，1 座聚驱转油站已转入后续水驱，建有放水站1座；注水系统建有一般水注水系统、深度水注水系统及聚驱注水系统3套井网，建成注水井194 口，注水管道135.077 km，注水站2 座，安装注水泵6 台，运行3 台；污水系统建有2 座污水处理站；供配电系统建有3 座变电所，6 kV配电线路34条。

1 目标潜力

年节能目标为管理措施年节气280×104m3，节电500×104kWh。东部过渡带区块由于地质条件较差，平均单井产油量和平均单井产液量在全厂各开发区块中均为最低，单位产能地面系统规模大于其他区块，导致单位运行能耗增加。全厂各区块2016年平均吨液耗气为1.38 m3，吨液耗电达17.04 kWh（表1），而东部过渡带区块吨液耗气达2.63 m3，吨液耗电达30.6 kWh，两个指标在各区块中均为最高值，具有很大的节能潜力。

表1 全厂各区块2016年单位能耗指标表

2 能耗现状

2.1 油气集输系统

2016年5座转油站外输量518.35×104m3，外输油含水94.42%，外输气量209×104m3，自耗气量728×104m3，用电量1 023.72×104kWh。北四联放水站处 理 液 量419.87×104m3， 外 输 污 水391.16×104m3，外输油18.59×104m3，外输油含水36.74%，自耗气量130.6×104m3，外输水耗电量12×104kWh，输油耗电58×104kWh。

2.2 注水系统

东部过渡带注水系统建成注水站2座，安装注水泵6 台，运行3 台。2016 年底开井176 口，日注水14 465 m3， 年注采比1.31，日均耗电量为13.332×104kWh，外输水量2.45×104m3/d，泵水单耗5.43 kWh/m3，平均负荷率为85.2%。

2.3 污水系统

目前萨北开发区东部过渡带建成2座污水处理站：北四含油污水处理站、北二十深度污水处理站。北四污水站设计规模2.0×104m3/d，实际处理量1.49×104m3/d，负荷率为74.5%，日耗电2 800 kWh，单耗0.188 kWh/m3。北二十深度污水站设计规模1.2×104m3/d，实际处理量0.89×104m3/d，负 荷 率 为74.2% 。 日 耗 电768 kWh， 单 耗0.086 kWh/m3。

2.4 供配电系统

东部过渡带地区3 座变电所，主变容量合计41 200 kVA，平均负载率35%，最高负荷合计13 200 kW，剩余能力17 700 kVA，可以满足今后新增产能需要。

3 节能措施及效果

3.1 管理措施

1）待作业大修等井采取扫线方式节约掺水量。区块内因泵况等问题待作业井以及高关井约有18口，这部分油井冬季期间为保集油管线需要进行掺水，平均每口井日掺水24 m3，这部分油井停产时，掺水和集油管线进行扫线停运，油井启运时用电解堵车对集油掺水管线进行解堵。停产时间平均按6个月考虑，可少掺水7.78×104m3。

2）合理调整输油泵扬程，降低输油单耗。5座转油站、1 座放水站共有输油泵18 台，运行7 台。其中泵管压差高于0.5 MPa 的4 台。通过泵减级处理，将泵管压差降至0.43 MPa以下，预计电动机平均电流由原来的150 A 下降到125 A，年可节电25.78×104kWh。

3）控制泵输系统的运行状态，确保泵输系统高效率运行。针对梯级配备的泵输系统，分析测绘每个泵输系统的效率曲线，编排每座站几个泵输系统的高效运行表，根据效率曲线安排不同输量下的机泵运行，确保泵输系统高效率运行。通过调整这种方式运行，输水电流可由140 A 下降至120 A，5 座转油站年可节电7.53×104kWh[2]。

4）坚持加热炉清淤除垢制度（实施夏季停运部分加热炉制度）。区块有掺水、热洗加热炉19台，目前运行11 台。根据2004 年节能测试报告，加热炉清淤除垢前后，平均热负荷提高16.94%，加热炉平均排烟温度14 ℃，加热炉平均过剩空气系数降低0.87，加热炉平均热效率提高4.55%，节能效果非常明显。因此，要坚持每年彻底清理一次，对于含沙较为严重的2 座站，实行春秋两次清淤，预计区块全年平均炉效提高2.13%，年可节气量28×104m3。

5）制定污水站个性化运行参数，优化反冲洗方式。北三东区块建设污水站2座，滤罐18座，其中核桃壳过滤罐10座，石英砂过滤罐4座，改性纤维球过滤罐4 座。反冲洗周期24 h，反冲洗强度、时间根据过滤工艺不同按照不同的设计参数执行，全年消耗反冲洗水65.7×104m3。通过摸索每个污水站的反冲洗周期、时间和反冲洗强度，在保证反冲洗效果的同时，预计2座站反冲洗周期可延长至36～48 h，年减少反冲洗水量16.5×104m3，年节电0.37×104kWh。

6）优化外输泵配备，降低输水单耗。目前该区块只有北四含油污安装外输水泵，共装机4 台，运行2台。在运行管理中加强输调水相结合，优化输水泵参数匹配，测算不同输调水情况下的运行特性，编排运行方案。通过系统优化运行，达到注污水站水量平衡，降低输水单耗。预计通过管网优化，水量调配，使北四污水站输水单耗降至0.16 kWh/m3，年节电2.16×104kWh。

7）优化配电网运行。结合产能、老改等工程，合理安排2017 年电力检修计划，尽可能减少停电时间和倒闸操作次数，通过加装刀闸、开关，改造交叉跨越线路，优化电网结构，线路缩短供电半径，提高电网运行经济性，达到既保证可靠供电、高质量供电，又有效提高电网电能利用率，降低电网损耗的目的[3]。

8）加强高、低压无功补偿设备管理工作。制定完善了电力运行管理制度，本着分级管理、量化考核的原则，将163套6 kV线路高压补偿电容器交由电力大队统一管理，1128套变压器低压侧无功就地补偿装置交由各矿大队负责，同时制定了严格的考核制度，规定各类节能设备完好率90%，投运率80%。定期组织检查，有效提高了电网节能设备利用率，使电网平均功率因数由2015 年的0.76 提高到0.78。

9）优化站用变压器运行。根据站用实际运行负荷，通过厂内调整，重新匹配站用变压器容量，坚持实行一运一冷备的运行方式，提高变压器负载率，降低变压器损耗。年可实现节电4.5×104kWh。

3.2 技术措施

1）不加热集输工艺推广应用。采取冬季双管出油配合流改剂应用、夏季全部油井实施单管集油的方式，其中57口油井实施双管出油，213口油井通过加流改剂降低集输能耗。目前流改剂流程改造实施后掺水温度控制在45 ℃，单井掺水量控制在0.5～1.0 m3/h。预计年节气260×104m3，节电125×104kWh。

2）转油放水站机泵调整。输油泵调整，2号站的2台输油泵、201站的2台外输泵、北四联的1号输油泵更换为低排量高效输油泵，3 号站的2 台外输泵进行减级改造同时安装一拖二变频器，减少耗电21×104kWh。

掺水热洗泵改造，对运行的15 台掺水热洗泵进行涂膜，年可实现节电49×104kWh；15 台掺水热洗泵安装注射式流体密封，年可实现节电33×104kWh[4]。

3）注水井局部增压。经过统计，深度水注水系统中有4 口注水井注入压力偏高，规划对这4 口高注入压力注水井采取局部增压措施，同时降低该区块北二十注水站注水泵出口压力。预计改造后系统压力损失减少0.5～1 MPa；注水单耗可降低0.25 kWh/m3，年节电68.6×104kWh。

4）前置泵低压变频调参。北七注水站建前置喂水泵低压变频装置1 套，工程投资140 万元，年节电量102.88×104kWh，每年可节约电费55.56 万元，2.52年即可收回全部投资，节能效果显著。

5）电网无功补偿技术应用。规划在15 条功率因数较低的6 kV配电线路上加装高压无功补偿装置45 套/4 500 kvar，运用《电网优化运行软件》计算每条线路的最佳补偿容量及补偿点，提高补偿效果，使线路功率因数达到0.9，年可节电65×104kWh。

6）更换变压器。更换S7型站用配电变压器18台，并根据站用实际负荷匹配变压器容量，年可实现节电11×104kWh。更换29台S7型机采井配电变压器，年可实现节电8.7×104kWh。

7）站内电动机节能措施。各站掺水、热洗等机电设备加装交流异步电动机智能节电装置62 套（201 站9 台、北二十联深度污水站5 台、北四污水站7台、3号转油站8台、1号转油站8台、2号转油站8台、11号放水站8台、北四联油站9台），年可节电77×104kWh[6]。

4 结论

采油厂的节能工作是一项系统工程，必须将硬件节能技术综合统一考虑，才能实现油田开发的系统节能。第三采油厂为贯彻落实好建设节约型社会这个发展的新要求，把节能工作作为首要工程来抓。地面工程系统共安排管理及技术共16 项工程，总投资1 402.4 万元，其中通过老油田改造及其他工程投资52 万元，还需要公司投入资金1 350.4 万元。以上工程全部实施后，预计年可节气260×104m3，节电561.2×104kWh，折合标煤5 725.8 t，工程投资回收期为2.65 年，每年还产生同等规模的节气节电效果。同时管理措施年节气28×104m3，节电40.34×104kWh，折合标煤535.4 t。合计年节气288×104m3，节电601.54×104kWh，折合标煤6 260.6 t。