油气集输系统节能降耗对策探究

孙丽 王兴芳 明娟

摘 要：油田集输系统主要由油井产出液、产出液处理和产出液输送三部分组成整个工艺系统。从油井到计量站、接转站，再到联合站，形成了相互联系、成龙配套的地面工程系统。油气在集输过程中的许多环节，有节能降耗的潜力可挖。本文重点对油气集输输油系统能耗影响因素及存在问题分析，提出了变频器节能降耗，利用单管循环流程优化节能，密闭集输流程改造降低油气损耗等措施，并分析了在生產中的应用效果。

关键词：密闭集输流程；流程优化；能耗影响因素；优化改造

油田集输系统主要由油井产出液、产出液处理和产出液输送三部分组成整个工艺系统。主要有油气分离、计量、原油加热、脱水和原油稳定等工艺，各工艺之间相互联系、相互影响和相互制约组成一个复杂的生产流程。生产过程中需要消耗大量的电能和热能维持运转，统计资料集输系统能耗可占生产系统能耗总比例的30%-40%，具有系统庞大、分散以及能耗过高、管理困难等特点，是油田生产中耗能和输能大户。随着油田逐渐进入高含水期，油气处理成本和工艺复杂性急剧增加，攻关研究节能技术，推广应用新节能设备，将局部节能和整体节能有机结合，加强节能降耗和提高能源利用率是当前国际油价持续低迷形势下，实现油气集输科学高效管理，实现企业可持续发展的有效途径。本文分析影响各单元能耗大小主要因素，提出提优化改造对策，并进行效果评价。

1油气输油系统能耗影响因素

通过对构成生产各项能耗的分析，可以看出与集输过程能耗相关的因素是多方面的，必须从系统平衡考虑，节能才有意义。根据输油电单耗公式可以得出影响输油电单耗的因素有外输耗电量、外输油量、外输公里数三个因素。原油外输用电单耗为40.87 kWh/（kt·km），未达到Ⅱ类指标要求输油电单耗≤35 kWh/（kt·km）的要求，而生产运行成本逐年削减，电费成本压力大大增加，原油外输任务不变，必须降低原油外输系统用电单耗。

2 集输系统效率低

影响输油电单耗：（1）外输公里数：长输管线中输送，长输管线的位置、里程数是固定的，无法进行优化。（2）外输油量：根据输油站的运行模式可知，输油量是根据原油库的排量进行匹配的，没有办法进行优化。（3）外输泵机组耗电量。外输泵机组耗电量占外输系统耗电量的83.04%，降低外输泵机组耗电量大的问题就可有效降低站库输油电单耗的问题。通过调查分析，将外输电单耗由40.87 kWh/（kt·km）降低到34.99 kWh/（kt·km）是可以实现输油电单耗≤35 kWh/（kt·km）的目标。

2 油气输油系统节能降耗对策

根据以上分析以及输油能耗分布情况，降低能耗，提高运行效率可以从以下方面入手：（1）避免负载率过低和余量过大；（2）提高电机功率因素，提高输油泵效率；（3） 降低泵管压差。（4）降低油气损耗。

2.1 改进输油工艺流程

按照输油实际情况，应该逐步调整改进输油流程，更换余量过大的输油设备，使用额定流量较小的输油泵，也可以根据输油量变化，采取大小泵组合的方式，运行相应泵机组，避免负载率过低。例如：某联合站用8sh-6离心泵替换原来的200SY-150型泵后，负载率由实施前的46%上升到57.5%，上升11.5%，节能效益大大提高。换泵前的输油泵运行情况课件测试结果，在排量在120m3/h左右时，输油泵运行效率由35.5%提高到41.3%，泵管压差由0.86MPa下降到0.34MPa；输油效率提高到28.4%，提高了11.9%，输油单耗下降了0.484kWh/m3，节电率为40.43%，则每年可节电43.56×104kWh，若电价按0.40元/kWh计算，则年节约电费达17.4万元。

2.2应用变频调速技术

使用变频后，电动机的工作电流，由70安降为40安年节电 10.8万kwh，收到了明显的效果。输油站3台外输泵均为KDY450—80ⅹ4型，3台泵在没有加装永磁调速器时的输油单耗基本相同，输油电单耗由2013年的平均电单耗40.87kW.h/kt.km降到34.79 （kW.h/kt.km），实现了目标值34.99 （kW.h/kt.km）。电单耗降低了6.08（kW.h/kt.km），下降了14.87%。

2.3 提高输油系统效率

2.3.1改变泵的叶轮直径节能

在输油过程中，油量变化频繁，造成管压与泵压不匹配，出口阀门大量节流，浪费电能，通过切削叶轮或更换大小不同的叶轮，达到管压与泵压相匹配，降低能耗。叶轮直径（D）不宜切削过多，否则影响泵效。

2.3.2 解决电机室通风不畅

电机室加装排风扇：通过监测、分析找到电机室温度最高的部位，在电机室墙体上加装排风扇，将室外相对温度较低的空气吹进电机室，使电机室内空气形成对流，有效的降低电机室的环境温度，从而降低电机温度，此方案实施简单易行，加装一台防爆排风扇成本较低，且预计效果显著，经小组成员分析、论证，确定选择此方案。确定4处温度较高的点，在经过现场检测，选出点3为温度最高的点，最终确定，在点3处加装排风扇。从电机室的结构上分析，点3的位置加装排风扇，可以有效的使电机室空气形成对流，达到降低电机室温度的作用。在电机室东墙点3处加装防爆排风扇后，对4个监测点进行了跟踪监测，电机室的环境温度显著降低，电机温度降低，在排风扇加装后的一个月内因电机温度高而停机的现象没有出现过。

2.3.3改造机械密封冲洗工艺

（1）新冲洗工艺设计及管路安装。为解决冲洗液量不足的问题，小组成员设计在泵底部排油管至平衡管之间加装两条与平衡管材质、直径相同的管线，并在平衡管和排油管中间部位各安装两个阀门，起到阻隔水平高低压端原油流通的作用。变原来高压端至低压端的串联冲洗为高低压端同时进行的并联冲洗。此时，总油量C=D+E，而由于D=E，高低压端同时进油冲洗，在进一步增加高、低压端冲洗液量的同时有效减少高压端液量损失，经试验，新机械密封冲洗工艺不会对外输泵冲泵造成任何不利影响，同时有效增大高、低压端冲洗液量。

2.3.4 更换机械密封动环材质

由于原机械密封动静环材质更适用于低粘度流体，因此统计各月份外输原油温度、压力以及密度等参数，并取1000ml原油样品发往外输泵厂家。经过厂家的多次试验研究，确定了最终适应外输条件的动环型号——CM020B-105MP-C095。新材质动环安装完成后，开始连续10天在外输泵现场对其工作状态进行试验，更换新动环后机械密封未出现渗漏严重现象，新动环材质完全满足外输工况要求。

参考文献：

[1] 宋铁，雍自强.油田企业节能技术与实例分析.北京：中国石化出版社，2016.

[2] 吉效科.油田设备节能技术.北京：中国石化出版社，2015.2