發布時間：2020-03-27所屬分類：科技論文瀏覽：1次
摘 要： 摘要：結合生產實踐，分析油田企業生產過程中，機采、注水、集輸、熱力、供配電系統等方面的節能潛力及存在的主要問題，通過典型節能技術應用案例分析，總結了系統和部分高效節能設備等節能技術與實現途徑。 關鍵詞：油田;節能技術;潛力;途徑 引言 在原油開
摘要：結合生產實踐，分析油田企業生產過程中，機采、注水、集輸、熱力、供配電系統等方面的節能潛力及存在的主要問題，通過典型節能技術應用案例分析，總結了系統和部分高效節能設備等節能技術與實現途徑。
關鍵詞：油田;節能技術;潛力;途徑
引言
在原油開采過程中，自身也要消耗大量能源。2011年，全國累計生產原油2.04×10t，天然氣988×10。m，綜合能源消費量約為6.2×10噸標準煤，占自產一次能源的15%左右。
企業節能降耗有工藝技術進步、結構調整和管理創新三種主要方式。三者在節能降耗中所占的比例分別是50%、30%和20%。近年來，油田企業在技術節能方面，從堵跑、冒、滴、漏，到開展單元設備、單項工藝的節能技術改造，再到開展系統優化，提高系統的運行效率，以及各耗能系統相互之間節能技術的完善配套和按品位實行能源梯級利用。使原油生產中的節能技術不斷朝著深人細致和提高效益的方向發展，取得了很大的突破和顯著的節能效益。
1油田生產過程中的能耗環節
油田生產中機采、注水、集輸、供配電、熱力等工藝系統是生產耗能的“五大系統”，消耗的能源品種有原煤、天然氣、電力、蒸汽、成品油等。其中，除天然氣損耗外，原煤、天然氣、蒸汽主要用于集輸系統加熱爐、鍋爐;電力主要用于機采、注水、集輸系統的抽油機、注水泵、輸油泵等機泵設備;成品油主要供運輸車輛使用。能源消耗總費用占油氣開采成本比例約為2l%～3O%。
1.1機采系統
機械采油是將電能轉換為機械能從地面傳遞給井下液體，把井下液體舉升到井口的一種采油方式。機采系統效率是指傳給液體的有效能量與輸入系統的能量之比。機械采油系統節點潛力分析如表1所示。它涉及抽油機、電動機、管柱、抽油泵等一系列的設備;地層結構、原油物性反差、設備工況、管理水平以及產液量計量和測試條件都會影響能耗。影響機采系統效率的主要環節有：拖動裝置、抽油機、抽油桿、井下管注和井口裝置等。
1.2注水系統
要增加地層壓力。油田注水耗電平均占油田生產用電的20%以上，影響注水系統效率的主要環節有：注水泵機組、主水管網、配水問、井口等。注水由于地層能量不足，原油開采進入中、后期需系統節點潛力分析如表2所示。
1.3集輸系統
油氣集輸主要是匯集、處理采出的原油、天然氣，經儲存、計量后進油庫或輸送給用戶。據統計，40%，所消耗熱能和電能是油田節能的重點對象。集輸系統分為集油、脫水、穩定、儲運等環節。影響集輸系統效率的主要環節有泵機組、集輸管網等。油氣集輸能耗一般占原油生產總能耗的30%～集輸系統節點潛力分析如表3所示。
1.4熱力
系統熱力系統主要解決油井原油保溫集收、中轉加熱站和聯合站庫的保溫。供熱的主要設備是鍋爐、加熱爐。在油田消耗的能量中，50%左右是通過燃料在爐子中燃燒取得熱能加以利用的。影響熱力設備效率的主要環節有爐型、燃料不完全燃燒、爐體散熱損失、排煙損失等。該系統節點潛力分析如表4所示。
1.5供配電系統
配電變壓器和配電線路，一般是指6(10)kV及以油田供配電系統通常分為供電網和配電網兩下電壓等級的線路，主要任務是為用電設備分配電大部分。供電網是指6(10)kV以上電壓等級的線能。影響供配電系統效率主要環節有供配電線路，用于電力的遠距離輸送，由變電站、輸電線路和路、變壓器等。供配電系統節點潛力分析如表5所白備電廠組成。配電網是指直接供應生產設備的示。
2油田生產環節的節能技術途徑
2.1機采系統
1)改造常規抽油機、淘汰落后的抽油機，選用節能型抽油機，加強抽油機日常維護、保養和維修，加大抽油機調平衡力度。
2)合理匹配節能型電機，如高轉差、超高轉差電動機，變頻調速電動機、稀土永磁同步電動機等)，淘汰低效高耗能電機。
3)推廣應用電容補償、降壓運行、沖次調節等節能控制柜，選用具有電壓和頻率調節、星一角轉換和無功補償的控制器。
4)油井參數自動監測優化運行，優化油井參數，進行偏磨治理，合理調整泵掛深度;優化配置選用的節能產品，優化設計機采系統，提高管、桿、泵效。
5)實施采油新工藝、新技術改造，如針對不同井況應用提撈采油機、潛油往復泵、低沖次抽油機等。此外，還可通過加強機采系統管理、實施智能間隙采油技術等，達到降低機采系統能耗的目的。
2.2注水系統
1)降低電動機損失。選擇節能型高效電動機，淘汰低效機泵，減少無功損失，保證注水泵合理匹配，避免“大馬拉小車”。
2)降低注水泵損失。合理選擇配置注水泵;合理利用注水泵的高效區;加強維修，防腐蝕，以保持泵效。
3)注水泵排量節能調節。如拆級改造、變頻調速控制開泵臺數、泵出口閥門開度、水泵轉速等。
4)注水系統整體優化。注水壓力基本相同的注水站聯網運行;對注水壓力相差較大的系統，實施高低壓系統分離，進行分層分壓注水;對少數不能完成配置水量的注水井在井口增設增壓泵，實施單井增注，以降低系統運行壓力。
2.3油氣集輸
1)淘汰低效機泵、推廣高效機泵，選用效率高、壓降小的各種設備，應用電機功率因數補償，輸油泵變頻調速改造等，降低脫水過程的動力消耗;采用高效加熱設備和回收熱能的換熱設備，提高原油脫水的熱能利用率。
2)管網優化調整，推廣應用原油密閉集輸、不加熱集輸、簡化油氣集輸工藝流程，選擇低溫性能好的化學破乳劑，減阻降黏，減少沿途輸送壓力損失。
3)井口原油集油。針對油井原油高凝固點、高粘度、高含水的特點，采用井口加藥方法，因地制宜地應用化學防蠟、乳化降粘、定期熱洗和磁防蠟等技術。
此外，對于放散天然氣，可采用撬裝式輕烴回收裝置、套管氣回收、大罐抽氣和天然氣發動機等技術回收利用放散天然氣。
2.4熱力系統
1)改善爐子燃燒節能技術。包括采用高效燃燒器、燃燒控制技術、燃料添加劑及燃料磁化技術，能使爐子燃燒過程更完全、更充分。
2)提高鍋爐熱效率技術。對鍋爐按需配風、合理配風，降低鍋爐過�？諝�。對燃煤爐安裝分層燃燒裝置、熱管式空氣預熱器、省煤器等裝置和靜電水除垢、蒸汽余熱回收、恒液位變頻控制等新技術、新工藝，增加鍋爐回收的熱量，提高爐子的燃燒效率。
3)加強爐子保溫。保溫主要是采用硅酸鹽、有機泡沫等高效保溫材料，提高爐體保溫效果，減少散熱損失。
4)減少排煙熱損失。排煙熱損失是指鍋爐、加熱爐運行中排煙所帶走的熱量損失。過�？諝庀禂岛团艧煖囟仁怯绊懪艧煙釗p失的主要因素。
為保證燃料完全燃燒，必須供給比理論所需更多的空氣，實際空氣量與理論空氣量之比為過�？諝庀禂怠＜訜釥t負荷率在70%～100%時，最佳過�？諝庀禂担赜蜑�1.05—1.15，天然氣為1.1～1.2。排煙溫度一般要求控制在180℃左右(當排煙溫度過低，使爐子受熱面的金屬壁溫低于煙氣露點溫度時，會產生低溫腐蝕)。
減少排煙損失，可以采用熱管加熱爐、熱管換熱器，強化傳熱過程，預熱燃燒用空氣，充分利用煙氣余熱，提高爐子熱效率。
5)供熱管網優化。優化供熱管網設計，采用新型保溫材料，安裝高效疏水閥回收蒸汽管網凝結水，解決供熱管網蒸汽跑冒、利用率低的問題。
2.5供配電系統
1)電網的優化運行。在保證供電安全和質量的基礎上，通過電力線路運行方式和負載的經濟調配與供電線路運行位置的優化組合等技術措施，最大限度地降低供電線路的損耗。
2)提高功率因數。首先是無功補償，交流電在通過純電阻的時候，電能都轉成了熱能，而在通過純容性或者純感性負載的時候，并不做功，也就是說沒有消耗電能，即為無功功率。而實際負載不可能為純容性負載或者純感性負載，一般都是混合性負載，這樣電流在通過它們的時候，就有部分電能不做功，就是無功功率，此時的功率因數小于1，為了提高電能的利用率，就要進行無功補償。其次是配電網的三級無功優化補償(電動機的低壓無功就地補償、配電網高壓無功分散補償、變電所高壓無功自動跟蹤補償)。再次是提高用電負荷自身的功率因數。要正確選用電動機和變壓器的容量，提高用電負荷的負載率。
3)變壓器的經濟運行。選用節能型變壓器，淘汰低效高耗變壓器。選取變壓器最佳運行方式、負載調整的優化、運行位置的最佳組合及改善運行條件等技術措施，最大限度降低變壓器的電能損耗和提高電源側的功率因數。節能型變壓器經濟負
2.6部分高效節能設備
1)高效三相分離器。如HNS型高效三相分離器，采用旋流預脫氣、活性水洗滌加速脫水、機械破乳強化脫水等技術，設備的運行效果能達到國際同類設備的先進水平，單位體積的處理能力是傳統設備的5倍以上。
2)多功能處理裝置。具有氣液分離、沉降、加熱、一段熱化學脫水、二段電化學脫水及水力清砂、緩沖功能�？扇〈鷤鹘y流程中的復雜工藝和各種設備，簡化工藝，獲得較好的經濟效益。
3)高效加熱爐。包括真空加熱爐、相變加熱爐、熱煤爐、無機傳熱余熱利用裝置等，加熱爐效率可達到85%以上。
4)螺桿泵采油技術。包括大中小排量系列螺桿泵、專用系列防斷脫抽油桿、無滲漏低矮型驅動裝置、螺桿泵井工況分析、診斷及監測等核心技術以及配套技術。同抽油機井相比，平均泵效提高20個百分點，節能效果顯著。
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3典型節能技術應用及效果分析
3.1抽油機無功補償節能技術
機采電力系統中，電動機及其他帶有線圈的(繞組)的設備很多。對這類設備實施就地補償可以大大提高其功率因數，降低無功損耗。
通過采用無功補償技術，可以提高用電質量，改善設備運行技術條件，提高用電設備的電能利用率，以達到節約用電、降低生產成本、提高經濟效益的目的。
2008年，選擇在玉門采油廠負載率和平衡率都很高的A井，進行了電動機功率因數補償試驗。荷率約為0.4，經濟運行范圍為0.23～0.69。A井安裝電容補償現場試驗數據如表6所示。
A井日產液量9.4t，日產油量2.8t，含水70%，動液面422m，示功圖顯示正常，電動機為22kW普通電動機。從表6看出，在補償7.5kvar電容后，功率因數由原來的未補償前的0.408提高到0.714，再增補5kvar的電容后，功率因數由0.714提高到0.918。
借鑒這口井改造的經驗，又在功率因數較低的101口井上應用，功率因數改善明顯，獲得了成功。可見，普通電動機獲得合適的電容補償值是補償效果好的根本所在。
3.2能量回饋變頻拖動技術
抽油機采用能量回饋智能變頻技術，可有效解決油井抽油設備運行負載率低，電動機“大馬拉小車”的現象，實現電動機軟啟動，并將再生電能反饋回電網。
可配合井下狀態，根據需要調整生產沖次、從而提高抽油機的工作效率。實現柔性啟動，降低了對電網的沖擊，延長電動機和機械設備的使用壽命�？蓪崿F再生電能的回饋，達到節電的目的。
2010年，玉門采油廠推廣應用34套能量反饋式變頻器，經測試平均節電率達到了32.53%，噸液單耗下降36.61%，油井系統效率平均提高9.4%。按照改造前噸液單耗8.74kWh，單井平均日產液量29.75t計算，推廣應用34臺能量反饋式變頻器年節電量為121.6萬kWh。經比對測試綜合節電率達到29.5%，單井可節電2.75萬kWh，投資回收期2年。
3.3注水泵變頻調速技術
油田注水系統采用變頻調速技術，可實現恒壓注水，同時解決“大馬拉小車”和節流造成的能量損失。
實現了無極調速、軟啟動、軟剎車及恒壓供水等功能，使機泵與負載合理匹配優化運行參數，延長機泵使用壽命。經測試，節電率在20%左右，投資回收期2a以內。
玉門采油廠注水站投產于1997年，共有3臺離心注水泵，1用2備，電機運行電流180～190A。泵出口平均壓力為20MPa，流量225m/h左右(平均5400m。/d)。為適應注水量的變化，只能通過開泵臺數或人工調節閥門開度來控制供水流量，造成能源浪費。高壓離心泵出口閥門節流嚴重，注水干線壓力不穩定，設備老化。
2010年，該注水站應用了閉環控制變頻調速技術，采用“一拖三”形式。通過變頻改造，泵管壓差控制到小于0.5MPa，經測算，采油廠注水用電單耗由10.238kWh/m下降到9.629kWh/m3，下降了9.629kWh/m，日節電3288kwh。
3.4離心泵注水站自動化監控技術
通過采用先進的DCS智能控制系統，實現對注水泵的遠程監控、數據的采集、異常事故處理和報表的自動統計打印功能。
注水站生產設備實現自動檢測和監控，改善了原來依靠人工操作和調節造成的生產調節不及時、注水泵偏離最佳工況點、系統運行效率低和故障頻繁等問題，提高了泵站的系統運行效率。
玉門油田與有關研究單位共同開發了離心泵注水站遠程自動檢測和監控系統，并在5座注水站推廣應用，其中有4座注水站實現了自動化控制。自投運以來均未發生過生產事故，平均泵干壓差由1.5MPa下降為0.46MPa，降低了0.69MPa。
通過應用該系統后，經測試注水系統效率由72.3%提高到77.5%，提高了5.2%。
3.5污水處理余熱利用節能技術
油田在生產過程中產生了大量含油污水，這些含油污水的溫度往往較高，有的甚至可達58℃。這部分熱能的特點是品位比較低，利用熱泵來提高其溫度，節省下來的燃氣或燃油可為產品銷售，有較好的經濟效益。
該技術是利用污水處理站含油污水的余熱，通過熱泵技術對原油進行預熱，同時為站內冬季供暖。滿足了原油加熱的需要。
玉門采油廠原油處理站，每天產出16000t含油污水，經過處理后污水溫度為50℃。采用熱泵技術后，經測試計算，將2200t/d原油由48℃提高到6O℃，每年可節氣69萬m。
4結論
油田生產是油藏工程、采油工程和地面工程密切結合、各專業協調一致的龐大的系統工程。因而，油田節能技術途徑除上述涉及的外還有很多，而且節能技術也在不斷發展。未來油田節能技術必須與生產工藝緊密結合，在地上地下整體優化技術、機采系統配套節能技術、油氣集輸節能技術、采出水余熱利用配套技術、稠油熱采配套節能技術、新能源與可再生能源等方面加大研發和應用力度，通過生產工藝技術的進步推動節能降耗，節能技術的發展促進生產工藝改進。
SCISSCIAHCI
