提高地面系统运行效率可行性报告

第一章 总论 第二章 油气集输地面系统各环节效率影响因素分析 第三章 中原油田自然条件 、 建设及生产状况 第四章 中原油田集输系统效率现状分析 第五章 节能增效改进方案 第六章 节能措施 第七章 职业安全卫生 第八章 环境保护 第九章 项目实施计划 第十章 投资估算 第十一章 项目实施后预计效果和经济效益分析 第一章 总论 编制依据、原则及遵循的规范 项目背景及意义 一、项目背景 中原油田经过二十多年的发展，产量经历了由低到高再转低的变化过程，油田地面集输及处理系统，设施多为八十年代所建，数量多、规模大，满足了油田高速开发、产量较高的八十年代后期原油生产的需要。进入九十年代后，随着油田油气产量的降低，集输及处理系统出现了能力富裕、处理装置及设备负荷率降低、设备运行效率低下以及管线和设备老化等诸多问题。针对以上问题，中原油田对各类加热炉和机泵等主要耗能设施进行了技术改造，采取了多种措施以提高其运行效率，降低能耗，并取得了一定的效果。如：减少并联设备台数以提高设备负荷率；对效率低下的机泵进行技术改造，增加变频调速功能，更换新型高效泵；合理配置 项目背景及意义 加热炉台数并更换高效燃烧器；对输送能力不匹配且运行年久腐蚀穿孔严重的输油干线进行更换，合理设计管径及保温方式，提高管线输送效率，降低热能损耗等。但油田整体集输规模已经成型，且由于近几年资金紧张，地面工程投资更是非常有限，使部分管线和设备未能及时进行改造，仍处于低效运行状态，从而影响了整体集输效率，运行成本居高不下。同时，部分陈旧设备和管线处于带病运行状态，得不到及时更新，出现问题后只能靠采取临时补救措施维持生产，即增加了维护费用，又存在很大的安全隐患。 二、项目意义 由于种种原因，中原油田集输效率某些环节与国内先进水平相比，具有一定差距。如原油集输自耗气、原油损耗率、加热炉运行效率和输油泵运行效率等指标均低于国内先进水平。分析并找出影响集输效率的原因，提出并实施可行的整改措施，可有效提高油气集输系统的运行效率，降低地面设施运行成本。特别是在油田正面临产量滑坡、油田后备储量不足的不利局面，如何节能增效，做到少投入、多产出，具有十分重要的意义。 高效的集输系统应是低投资 、 低能耗 、 高效益 、 高水平的系统 。 随着油田开发技术进入一个新的发展阶段 ， 油田地面工程技术也要向深层次 、 新高度发展 。 紧跟国际 、 国内技术潮流 ， 充分结合油田自身特点 ， 对落后工艺和设备进行技术改造 ， 力争实现油气水系统全密闭 、 油气水产物全处理 、油气水质量全合格并配套高效低耗工艺 、 高效节能设备及生产管理自动化 。 从而减少生产成本 ， 顺利实现从产量要效益到从成本要效益的转变 。 三、项目研究范围 1针对中原油田油气集输流程，分析集输过程中的主要能耗构成及影响效率的主要因素； 2分析油田集输系统现状，从集输流程的各个环节着手，找出集输系统存在的主要问题； 3以高效集输系统要求指标为目标，以经济效益为中心，以提高集输系统效率为重点，提出节能增效改进方向和措施。 4项目实施后的预期效果及评价。 第二章 油气集输地面系统各环 节效率影响因素分析 集输效率指标 集输系统各环节效率影响因素分析 集输效率指标 一、集输效率指标要求 油田油气集输系统效率主要反映在油气集输密闭率、原油稳定率、天然气处理率、天然气利用率、原油损耗率、原油集输自耗气、加热炉运行效率和输油泵运行效率等评价指标上，其中后五项是主要能耗评价指标。 根据 油田地面建设规划设计规范 （ 定，油田油气集输系统平均每集输一吨原油的自耗天然气，新油田应小于 10m3/t，老油田应等于或小于 15m3/t。油气集输过程中的原油损耗率，新油田不应大于 老油田不应大于 天然气利用率，新油田不应低于 95%，老油田不应低于 90%；加热炉运行效率新油田应等于或大于 78%，老油田应等于或大于 75%；输油泵运行效率，新油田应大于 65%，老油田应大于 60%。 二、不同水平效率指标对比 表 2气集输系统指标对比表 指标名称 单位 高效系统 指标要求 国外 水平 国内先 进水平 国内平 均水平 中原油田技术指标 油气集输密闭率 % 100 100 100 5 原油稳定率 % 100 100 100 5 天然气处理率 % 100 0 0 天然气利用率 % 100 95 100 5 原油集输自耗气 m3/t 5 10 油损耗率 % 热炉运行效率 % 78 80 85 90 0 75 输油泵运行效率 % 65 75 68 73 该值为机泵组合效率，低于泵效 。 从表中可以看出 ， 中原油田油气处理和密闭集输技术水平已超过国内平均水平 ， 并接近或达到国内先进水平 。但五项能耗指标低于国内先进水平 。 在这几项指标中 ，原油集输自耗气和加热炉运行效率反映了集输过程中的热能损耗程度；原油损耗率与集输系统密闭率 、 原油稳定程度及原油集输管网的运行状况等因素有关；输油泵运行效率则反映出动力设备运转状态 。 下面从集输系统各个环节分析影响系统效率的各种因素 。 集输系统各环节效率影响因素分析 油气集输流程可分为集油 、 原油处理 （ 脱水 、稳定 ） 和外输三个工艺阶段 ， 其能耗也分别由集油能耗 、 处理能耗 （ 脱水能耗 、 原油稳定能耗 ）及外输能耗三部分构成 。 在集输流程能耗中主要是热能消耗 ， 约占 90 97%左右 ， 动力 （ 电 ） 消耗只占 3 10%左右 。 一、集油能耗 集油能耗是指原油从井口经计量站、集输管网到联合站输送过程中的能耗。该阶段能耗主要受所采取的集输流程和井口或计量站加热设施（通常为加热炉）效率等因素影响。 (一 ) 加热炉效率 加热炉是直接耗能设备，其运行效率直接影响到热能利用水平，加热炉运行效率主要受以下因素影响： 1燃料气压力波动、含水、含油等影响燃烧器稳定燃烧； 2运行负荷。通常加热炉在 80% 100%负荷情况下运行效率最佳，超负荷和低负荷运行都将影响运行热效率； 3负荷变化频繁且悬殊，给加热炉稳定运行带来困难。 4加热炉长期运行未及时维护、清扫。导致散热损失增大，传热效率降低。 5加热炉外壳保温效果差或保温层脱落，增加了壳体向环境的散热。 (二 ) 集输流程 表 2种集输流程的集输能耗（ ） 流程 集油能耗 脱水能耗 稳定能耗 储运能耗 合计 萨尔图流程 460 630 126 250 50 420 84 126 710 1050 单管加热流程 420 590 126 250 50 420 84 126 670 1000 单管加热流程 1170 1380 126 250 50 420 84 126 1420 1800 双管掺热水流程 330 500 126 250 50 420 84 126 590 920 双管掺热水流程 1050 1070 126 250 50 420 84 126 1300 1590 三管拌热水流程 1090 1260 126 250 50 420 84 126 1340 1680 三管拌热水流程 1090 1340 126 250 50 420 84 126 1340 1760 单管不加热流程 42 84 167 210 167 210 84 126 330 460 表 2以看出采取不同流程对集输整体能耗有很大的影响，而采取何种集输流程，往往受油田地理环境、气候条件和原油性质的影响。 二、处理能耗 原油处理主要包括原油的脱水和稳定，通常在联合站内完成，该阶段能耗主要受以下因素影响。 1脱水设备效率 油田开发到中后期一般主要采用注水保持能量开发，此阶段油田生产综合含水高，及时脱出水能降低成本减少能耗。脱水工艺通常分两段进行，一段是不加热进行三相分离，融油气分离、聚结、沉降脱水为一体；二段为热化学、电化学破乳综合脱水工艺。提高一段不加热分离效率，降低原油含水，可大大减少下游电脱水和稳定升温能耗。 分离器的运行效率影响一段脱水效果。 2脱水和稳定温度 原油处理过程的热能主要用于原油二段脱水和稳定升温，过高的温度会造成不必要的热能浪费，同时也会加大管线和设备的散热损失，采取有效的脱水和稳定技术，合理控制原油升温温度，无疑是节能降耗的关键。 3热能利用率 影响站热能利用率的主要因素有： 加热设备运行效率； 系统不必要的热损失（管线和设备散热损失）； 热能在多方面的充分利用，用途越多，热能利用率越高。 4电能利用率 影响站电能利用率的主要因素有： 动力设备的效率 原油集输过程中的动力设备主要有负压压缩机和外输泵。负压压缩机头磨损较大，通常其使用寿命仅为两年左右，因此应加强对机头的维护和更新，使其工作在高效状态，以减少动能消耗。 原油外输通常采用离心泵，影响离心泵运行效率的主要因素通常有以下几点：一是液体的粘度。二是离心泵的额定效率。三是离心泵的运行状态。四是输送负荷。离心泵存在高效运行区，若实际排量偏离该运行区，则会降低泵的运行效率。 输油泵至管线起点间的压力损失； 输油泵及管线起点之间的流量损失。 三、外输能耗 原油外输通常采用管线输送，该过程的能耗主要是管线的散热损失，原油的输送温度、管线的保温效果等都会对之产生影响。过高的输送温度会加大管线散热损失量，因此在保证原油正常输送的条件下，尽量降低输送温度，可有效减少外输散热能耗。 第三章 中原油田自然条件、 建设及生产状况 自然条件 建设及生产状况 建设及生产状况 1. 油田开发基本情况 发规划、原油物性 油气集输工程集输现状 中原油田地面工程经过 20余年的建设和发展，已经形成了较为完善的油气集输及油田配套工程的工艺技术，基本满足高含水油田、低渗透和特低渗透油田、边远小断块油田的开发生产。 集油和处理过程是油气集输的核心环节，中原油田原油是井口出油温度较高的中质原油，且气油比一般大于 30m3/t，集油流程充分结合当地气候条件和油品性质，取消了井口加热炉，形成了“单管密闭、井口不加热”油气集输工艺。中原油田的集输管网及有关设施布局，集输流程采用单井进站、计量站气液两相集中采用仪表计量、联合站集中处理，即采用二级布站，通过扩大集输半径，减少集输站的设置。在气液比较高时，液 体压缩性较大，在回压增高不至降低抽油泵效的情况下，尽量提高集输压力；气液比较低时，流体压缩性较小，提高集输压力以减小摩阻的效果不明显，回压较高时，应用混输泵减少回压，使其不致降低抽油泵效；并通过采取管线保温、集油干线端点加药对原油进行破乳以降低粘度等方式降低了集输过程的热能消耗，实现了在春、夏、秋三季大面积的不加热集输。仅是冬季在部分计量站内对原油进行适当升温以保证计量站分离计量和原油正常输送的温度需要。 联合站采用常温脱水、密闭处理工艺技术，流程停运了脱水泵、沉降脱水罐和脱水加热炉，大幅度降低了油气损耗和能耗。 原油脱水选用油气分离化学脱水和电化学脱水两种脱水工艺， 92年以来，先后对油田联合站进行了油气系统分队分区块计量改造，使用了高效三相分离器，使原油化学脱除游离水后的原油含水率均小于 10%（采油六厂除外），原油电化学脱水后的原油含水率均小于 达到原油外输含水要求。 根据油品性质，采取了负压分离和加热闪蒸相结合的稳定工艺，使原油稳定率达到 95%以上。 第四章 中原油田集输系统 效率现状分析 原油集输系统效率测试 集油现状及存在问题分析 原油处理现状及存在问题分析 外输管线现状及存在问题分析 原油集输系统效率测试 为了准确掌握油田各系统效率现状，切实找出问题所在，从而提出行之有效的整改方案，最终提高油田开发效益，中原油田分公司于 2003年底组织各相关部门成立调查小组，分别对机采、集输、注水和电力四大系统效率的现状进行了调查和测试。油气集输系统调查小组由采油工程事业部、规划事业部、设计院、技术监测中心和各采油厂等部门相关人员组成，调查小组深入到全油田六个采油厂 14座联合站和输油管理处，主要调查了计量站、集输管线、联合站和外输管线等环节，重点测试了加热炉、外输泵等能耗设施的运行效率。本次共监测加热炉 57台，分别对每台加热炉的 14个量化参数及运行管理方面进行了监测和分析；共测试输油泵 17台，测试均采用流量法。 加热炉和输油泵的主要测试结果详见报告附表 B、附表 试结果分析详见以下集输系统各环节现状及问题分析章节 。 一、热能损耗 中原油田根据本地气候条件和原油性质原，油集输流程采用单管井口不加热集输流程，能耗与其他集输流程相比较低。该过程中的热能主要用于部分计量站加热以满足原油正常计量、输送和联合站脱水处理的需要，加热炉运行效率和原油升温温度影响到能耗大小。 （一）计量站加热炉运行现状及效率分析 1加热炉运行现状 中原油田虽然实现了春、夏、秋三季大面积不加热集输，但仍有部分计量站加热炉常年运行，而在冬季，大部分计量站原油仍需加热外输。据统计，中原油田共 集油现状及存在问题分析 有各类计量站加热炉 420多台，冬季运行 249台，约占总数的 59%，其中常年运行 87台，约占总数的 21%。在用加热炉的计量站生产参数见报告附表 A。 2加热炉运行效率 本次调查共抽测了 27座计量站加热炉，测试结果见附表 B。从测试结果来看，大部分计量站加热炉的运行效率在 75%以上，基本符合要求，但仍有部分加热炉效率偏低，如采油二厂测试加热炉效率均不超过 70%，个别计量站加热炉效率甚至在 60%以下，分析其主要原因如下： （ 1）分离器用分气包分出的气体作为加热炉燃料，大部分未安装气体处理装置，气体不纯，气管线易进油，加热炉冒黑烟等情况发生，影响燃烧器稳定燃烧，导致效率低下。 （ 2）部分计量站加热炉使用了自制燃烧器，无法调节进风量，只能处于最大进风量状态。这种加热炉排烟温度高，或空气系数大，热效率低。 （ 3）采油二厂大部分加热炉投产早，加热炉本身技术含量低，存在传热方式落后、内部结构不合理、热效率低等问题。 （ 4）加热炉保温层不均匀或损害较严重，外表面局部温度高，散热损失大。 （ 5）部分计量站加热炉负荷过小，导致进气量小，空气系数大，热效率低，如采油三厂的 29#计量站和采油五厂 35#计量站。 （二）原油升温温度 计量站原油升温温度受到分离计量温度、集输管线散热损耗和联合站进站温度三方面因素制约。 1分离计量温度 单井原油进计量站后，需经两相分离器进行气液分离计量，在正常温度范围内，气液分离效果受温度变化影响不大，根据油田目前单井实际生产情况，经计算，在含水率 70%和气油比为 100m3/分离温度达到 40 时，甲烷分离率达到 90%以上，再继续提高温度，只是增加了气相中 以上的组分，而油田计量站生产温度大都在 40 以上，因此分离计量温度对原油出计量站温度的影响可以忽略。 2联合站进站温度 中原油田在过去的几年里，已逐渐把分离器改造成能适应高含水条件下油气水分离的高效三相分离器，分离效果大大提高；同时低温破乳剂的连续应用，也使分离质量得到保证。所以进站温度对一段脱水效果的影响逐渐减弱。根据目前的脱水工艺技术和实际生产经验，原油进站温度在 35 以上，即可保证一段脱水质量。 油田油气集输设计技术手册规定，输油管线根据所输原油的性质和安全生产要求，设计规定正常输油终点温度不低于凝点 3 5 ，停输结束时油温不低于凝点，在投加降凝剂的情况下，正常输油终点温度常低于此温度限。中原油田原油凝点大都在 35 以下，少部分达到 37 ，但均不超过 40 ，因此输油干线终点温度在 35 不会影响原油正常集输。 3集输管线散热损失 原油在管道输送过程中，因管线表面散热会损失部分热能，因而产生温降，这是集油过程的主要耗能原因。在管道末端温度一定的情况下，管线各节点温度与管线材质、管径、保温方式、输送介质性质、输量及管线所处环境温度等因素有关。 中原油田各采油厂集输干线运行现状见附表 C。 从集输干线统计结果来看，影响集输过程热能损耗的因素主要有以下几个方面： （ 1）管线规格与输量不匹配 中原油田集输干线主要有 田集输管线实际输量远低于设计输量，原油流速低，导致沿程相对散热量大。 （ 2）部分管线未采取保温措施 中原油田大部分管线均采用泡沫沥青保温管，有效地减少了集输过程中的散热损失，但仍有部分管线未采取保温措施，使热能严重浪费，如采油一厂的大部分管线及采油二厂和三厂的部分管线。 （ 3）部分管线输距过长 中原油田 80%的集输管线长度在 4别管线长度达到 7 8线输送距离越长，沿程散热损失越大。 4原油升温值的确定 根据中原油田集输管线运行现状及计量站产液量情况，每种规格各选三条输送情况最差的管线，经计算得到计量站原油出站温度，计算结果见表 4 管径 管线名称 所属单位 长度 (输量 (m3/d) 计算温度 ( ) 159 19队干线 三厂 5 240 45 八队外输干线 五厂 00 40 北二线 五厂 00 38 219 76# 70#站 一厂 3 338 43 卫三线 三厂 6 1000 42 南六线 二厂 3 730 40 273 南七复线 二厂 50 52 南六油干线 四厂 50 46 东二复线 二厂 000 43 325 东八线 二厂 08 51 东五复线 二厂 50 43 南七线 二厂 5 930 42 表 4计量站出站温度计算表（泡沫保温管） 表 4计量站出站温度计算表（沥青管） 管径 管线名称 所属单位 长度 (输量 (m3/d) 计算温度 ( ) 159 48# 37# 一厂 3 264 55 采油十六队集输干线 三厂 50 53 73#文三联 一厂 60 50 219 采油十队集输干线 三厂 60 49 38#文三联 一厂 20 45 文 38盛庄阀组 一厂 20 44 273 66#文三联 一厂 30 65 27#文一联 一厂 7 877 54 38#文三联 一厂 20 47 325 新北二线 二厂 50 55 北七线 二厂 40 41 东五复线 二厂 380 40 从计算结果来看，采用泡沫保温的管线，除了二厂的南七复线和东八线，以及四厂南六油干线外，其它管线沿线计量站原油出站温度均低于 45 ，而大部分集输干线在计量站原油出站温度 40 时即可保证正常集输。普通沥青防腐管线，除了个别输距长且输量小的外，其它管线沿线计量站原油出站温度均低于50 ，而大部分集输干线在计量站原油出站温度 45时即可保证正常集输。 表 4量站原油升温情况 单位 加热炉台数 冬季运 行台数 其中常年 运行台数 原油升温范围 40 50 50 60 60 70 70 以上 采油一厂 53 16 7 34 12 采油二厂 35 24 14 13 8 采油三厂 30 5 9 10 9 2 采油四厂 69 28 16 13 30 10 采油五厂 34 11 11 5 3 采油六厂 28 3 24 小计 249 87 43 100 67 20 根据中原油田计量站生产数据统计，计量站原油加热温度普遍在 55 以上，相当一部分达到 60 70 以上，远高于计算温度。过高的温度造成集输过程中过高的散热损失，而且由于计量站原油含水率普遍高达 80%以上，大部分热能都被水吸收，造成严重的热能浪费。 二、原油集输损耗 原油在集输过程中 ， 不可避免的会有一定损耗 ， 其影响因素较多 ， 主要与集输技术水平 （ 原油集输密闭率 ）和集输管网运行状况有关 。 中原油田已经投入开发 20多年 ， 集输流程经过数次改进 ， 目前除采油六厂外 ， 其他各采油厂的原油集输密闭率均已达到 98%以上 ， 接近 100%。先进的集输技术 ， 大大地降低了原油损耗 。 采油六厂因距离黄河北主力油区较远 ， 且产油量较小 ， 因此未进黄河北原油集输系统 ， 其所产原油在联合站经分离器分离和大罐沉降后直接装车外运至附近用油单位 。 据测试计算 ， 对其进行密闭改造 ， 经济意义不大 。 目前 ， 管网腐蚀漏油是集输过程中原油损耗的主要构成因素之一 。 中原油田目前建成集输干线 95条 ， 集输支线 351条 ， 大部分管线均为 80年代所建 ， 管线投用时间长 ，有的甚至达到 20年以上 。 油田进入高含水开发期以来 ，因地下水质复杂 、 矿化度较高 ， 且含较多酸性物质 ， 腐蚀性强 ， 并且由于长期采用清污水混注 ， 使腐蚀和结垢互为因果 ， 导致油气集输管线腐蚀严重 ， 频繁穿孔 ， 穿孔严重影响正常生产 ， 不但损失大量原油 ， 而且大面积污染土地 ， 增加了大量的维护和工农赔偿费用 。 据统计 ，油田每年因管线腐蚀原因造成原油损失达 3150 一、脱水现状及存在问题分析 中原油田原油脱水采用两段脱水工艺 ， 一段不加热脱除游离水和部分乳化水 ， 二段通常将乳化液加热到一定温度脱除乳化水 。 近几年 ， 油田对联合站内分离器进行多次改造和换型 ， 目前大部分联合站均采用了适应高含水条件下油气水分离的高效三相分离器 ， 并配合破乳剂的使用 ， 使分离质量得到保证 ， 大大减轻了下游脱水加热的负荷 。 在此基础上 ， 部分联合站将二段脱水加热和稳定加热合并 ， 缩短了处理流程 ， 减少了散热损失 。 个别站甚至停用电脱水器 。 目前除采油六厂外 ， 其它各厂联合站一段分离后原油含水率都在 10%以下 。 采油六厂因未进行分离器改造 ， 其一段分离后原油含水率在 50%以上 。 原油处理现状及存在问题分析 由于油田产出水矿化度多在 10 30含水原油在分离器中停留时间较长，加剧了分离器的腐蚀速度，而且由于资金问题，油田部分分离器处于带病运行状态，大大的影响了分离器的分离效果。目前各联合站分离器腐蚀穿孔现象频频发生，往往不得不停运检修，分离器停运造成下游含水剧增，增大了加热能耗。 由于一段脱水的高效性，部分联合站电脱水器停止了供电，仅作为缓冲罐使用，电脱的重要性也被忽略。长期停运使部分电脱相关配件损坏严重，无法正常投入使用，一旦上游因分离设备出现故障等原因导致含水上升，将使下游含水超标，达不到外输要求。 二、稳定现状及存在问题分析 原油稳定工艺是降低油气蒸发损耗、实现油气密闭集输、减少油气损失的重要措施。 根据中原油田东濮凹陷原油密度较低的特点 ,中原油田原油稳定采用负压闪蒸法， 全油田目前建有负压原油稳定塔 13座，外形尺寸基本为 3000 23000，总稳定能力达到 1295 104t/a。各联合站原油稳定装置的工艺参数基本相同，原油进塔温度控制在 80 90 之间。各联合站原油稳定装置具体参数见下表： 表 4联合站原油稳定装置操作参数 序号 项目 一厂 二厂 三厂 四厂 五厂 文一联 文三联 濮一联 濮二联 濮三联 明一联 马寨联 文二联 胡状联 1 稳定塔规格（ mm） 419 323 323 323 323 323 3 323 323 2 装置处理能力（ 104t/a） 150 150 150 150 150 150 100 150 150 3 原油处理量（ 104t/a） 原油加热方式 蒸汽 水套炉 水套炉 水套炉 水套炉 蒸汽、水套炉 水套炉 水套炉 水套炉 5 原油进出塔是否换热 无 无 无 无 无 有 有 无 无 6 原油进塔温度（ ） 8000050 705 90 80 85 7 轻油产量（ t/a） 4934 7762 4172 5898 7917 6641 1618 11972 4230 8 轻油收率（ %） 现在采用的原油稳定工艺是八十年代初期推广应用的工艺技术。经过近二十年的开发，油田产量、集输处理条件、原油物性均发生了一定变化，导致原油稳定存在以下问题： 1稳定塔规格偏大 中原油田第一座稳定塔设计于 1982年，设计原油处理能力 150 104t/a；稳定塔规格 3000 23000，在以后联合站设计时，无论原油处理量大小，大都沿用该规格，而且内部结构基本一致，存在钢材耗量大、单位体积原油分离面积小等缺点。 随着油田产量递减，各联合站稳定油量远小于装置设计处理量，稳定装置负荷率平均降至 负荷率的降低，导致设备散热固定能耗增加。 2原油稳定温度高 很长时间以来，中原油田负压闪蒸工艺的原油稳定温度较高（多在 80 90 ），原油出稳定塔后未经换热即外输，外输温度大大高于实际需要温度（ 60 65 ）。过高的温度造成站内设备、管线和外输管线过高的散热损失，存在严重的热能浪费。 3负压螺杆压缩机超负压运行 由于原油处理量少，闪蒸气量少，负压螺杆压缩机超负压运行，经常出现贫气现象，严重影响设备的使用寿命。 三、原油处理系统效率分析 原油处理主要在联合站内完成，其系统效率主要反映在联合站站效和能耗等指标上。中原油田各联合站站效及其它各项指标测试数据见表 4了更好地说明联合站的生产效率，能耗指标仅为生产耗能指标，不包括生活耗能。 联合站的站效是站热能利用水平和电能利用水平的综合体现，主要受到加热炉的运行效率、设备及管线散热损失和动力设备的运行效率等因素影响。因联合站 90%以上的能耗为热能消耗，所以加热炉的运行效率和设备、管线的散热损失是影响站效的主要因素。 1加热炉效率 本次调查共测试了 13座联合站的 30台加热炉，各联合站加热炉平均热效率见表 4细测试结果见报告附表 D。 表 4合站加热炉平均热效率 采油厂 联合站 站平均热 效率 (%) 厂平均热 效率 (%) 2002年测试 效率 (%) 备注 采油一厂 文一联 0 本次测试是在未调节工况的情况下测试结果， 2002年测试结果是在调节加热炉运行工况下的测试结果 文三联 油二厂 濮一联 8 二联 三联 四联 油三厂 明一联 二联 寨联 油四厂 文二联 油五厂 胡状联 二集输站 油六厂 桥口联 从本次测试结果来看，大部分联合站加热炉运行效率均在75%以上，符合规范要求，部分联合站加热炉运行效率达到或接近 80%，达到高效系统指标要求。但仍有三厂和五厂部分联合站加热炉效率低于 75%。而 2002年在调试工况的情况下，加热炉测试效率大都在 80%以上。由此可见，影响联合站加热炉运行效率的主要原因是运行工况较差。根据加热炉排烟温度、空气系数、烟道气中 响加热炉效率的具体原因有以下几点： （ 1）加热炉风门调节不合适，配风不好，出现一次燃烧不完全，二次燃烧没有进行，热量随烟道带走，排烟损失增大。热效率降低。 （ 2）空气系数一项普遍偏高，主要是进入燃烧器的天然气和进风混合不好，致使烟道内的氧气、一氧化碳和可燃物含量过高。 （ 3）原油加热温度过高，有的达 90 以上，接近传热介质沸点，传热介质和加热介质温差小，传热效率低，为满足升温需要，只有调大进气量，造成排烟温度高。 （ 4）部分加热炉保温层不均匀或损坏，外表面局部温度高，散热损失大；维护清扫不及时，内部构件不同程度地结垢影响传热。 （ 5）加热炉热负荷普遍偏低，通常在 50%以下。由于大部分加热炉于 80年代投用，该时期正是中原油田原油产量的高峰时期，加热炉的处理能力满足了油田当时原油生产的需要。进入 90年代后，随着油田油气产量的降低，加热炉运行负荷日渐降低。 2散热损失 由于各联合站加热炉运行效率差别不大，因此设备和管线散热损失成为影响站效的主要因素。比较各联合站的站效，文三联、明二联、胡二集输站、马厂联和桥口联站效较高，达到60%以上，这是因为这几个站原油最高加热温度和外输温度相差在 5 以内，散热损失较小。文一联、濮一联、濮二联和濮三联因其原油加热和出站温差高达 15 以上，因而站效较低，大都在 45%以下。而胡状联因在测试期间部分原油进大罐倒流程循环加热，导致散热损失严重，站效计算结果为负值。 由此可见散热损失对能耗的影响很大，部分联合站散热损失大的原因主要有以下两点： (1) 原油加热温度高，过高的温度造成过高的散热损失。 (2) 稳定温度远高于外输需要温度，因而散热损失对能耗的影响往往被忽略，设备和管线保温也得不到足够的重视。 3动力设备效率 联合站内动力设备主要有负压压缩机、外输泵和脱水泵，本次调查主要测试分析了外输机泵的组合效率，测试结果见报告附表 E。 从测试结果来看全局输油泵平均机组效率为 最高为 最低仅为 按照 6275石油企业节能监测综合评价方法 规定的合格指标计算，全局泵机组效率合格率为 总体效率偏低。 电机功率因数平均为 率因数合格率为 100%。 电机负载率平均为 最高为 总体处于较低水平。 根据测试结果，结合油田开发和生产情况，分析外输泵机泵组合效率偏低的主要原因有以下几点： (1) 效率分布与电机负载率和泵负荷基本呈正相关系。大部分电机负载率和泵负荷均较小，“大马拉小车”现象严重，是泵效偏低的主要原因。采用变频器后，电机功率因数达到或接近 1，在一定程度上改善了这种状况，有效地节约了电能，但不能从根本改变机泵效率偏低的现状。而且由于近几年机泵改造只换泵不换电机，机泵不配套，电机负载率过低，很大一部分在 30以下，用变频器已不经济。 (2) 大部分泵的输量变化大，不少泵长期间开，泵工作状态不稳定，导致泵效偏低。 2 1 9 6 1 . 8 k 4 例(15+80) 2 6 7 北濮一联200 2 5 7 0 . 8 6 k 2 6 7 3 . 2 8 k 7 3 7 1 1 . 6 3 k 1 0 25常压力下在柳屯原油库汇合后输至中洛首站和中原石化总厂，当来油压力很低（，首先进储罐，然后经外输泵增压后外输。 外输管线现状及存在问题分析 表 4原油田外输管线运行参数统计表 线 名 管径 管长 (保温 方式 输送量 (m3/d) 流速 温度（ ） 压力（ 管效 （ %） 设计 实际 (m/s) 起点 终点 起点 终点 文三联至文一联 3257 沫 6000 960 0 58 二联至文一联 3257 沫 6000 1920 2 44 一联至柳屯油库 4267 沫 9000 2400 6 45 三联至濮一联 1595 沫 1500 940 0 二联至濮一联 2737 青 5000 540 一联至柳屯油库 2737 沫 5000 1800 0 48 0 明二联至明一联 2196 沫 3000 671 9 70 一联至柳屯油库 2737 沫 3000 1680 2 46 寨联至柳屯油库 2196 沫 3000 384 9 44 二集至胡状联 1596 11 泡沫 1500 540 0 38 状联至柳屯油库 1597 沫 1500 720 5 40 外输管线目前存在的问题为：管径大、输量小、管效低、腐蚀严重。 一、管效低 管效主要反映了原油在管线输送过程中热能和动能的损耗情况，散热损失是影响管效的重要因素。管线的散热损失主要由管径、输量、管线长度、输送温度及管线保温方式等因素影响。从计算结果来看，中原油田外输管线管效普遍偏低，大都在 60%以下，造成管效偏低的主要原因有以下几点： 1管径大、输量低 中原油田外输管线大部分为 80年代末 90年代初所建，设计输送能力较高，随着油田产量下滑，造成目前管线管径偏大、输量偏低、流速远小于经济流速（ 1 3m/s）等问题，使管线沿程散热多、温降大，增加了热能消耗。虽然后来经多次局部改造，并根据输量合理设计管径，但仍未从根本解决管径、输量不匹配的矛盾。 对比明二联明一联和马寨联柳屯油库输油管线，两条管线规格相同、长度相近，但前者输量较大，因此管效比后者高了近 22%；马寨联柳屯油库管线规格相对输量偏大，实际输量远小于管线设计输量，造成沿程温降过大，马寨联起点温度 79 ，油库收油温度 46 ，每公里温降达 5 ，管线散热损失严重；濮三联濮一联管线因管径和输量较匹配，因此管效较高。由此可见管径和输量对管效的影响。 2起点温度过高 部分管线起点温度过高，过高的起点温度造成过高的沿程温降，对终点温度升高意义不大，因此存在严重的热能浪费。 3个别管线未保温 濮二联至濮一联管线未采取保温措施，散热严重，短短54 ，管效仅为 二、腐蚀严重 外输管线因投用时间长，且管道实际输量大大低于设计输量，原油流速低，底部积水，易于细菌聚集和繁殖。导致部分管段腐蚀严重，大部分管段壁厚变薄，实际承压能力低于设计压力。据统计， 1997年至今，各条管线共计发生腐蚀穿孔 245个，其中 176个腐蚀穿孔部位未经防腐、加固处理，既加大了原油损耗，又存在很大的安全隐患。 外输管线中明一联柳屯油库管线腐蚀最为严重，该管线建于 1982年，为 273 7钢管，总长 1996年至今改造 6次，更换同管径管线 有 12整改管道至今已运行 20年，管段腐蚀严重，且防腐层大部分均已被破坏，管线散热严重，部分管线处于鱼塘之下，潮湿的土壤环境更增大了管线散热损失。同时管线沿线非法占压 15处，造成严重的安全隐患。 胡状联柳屯油库管线最初建于 1986年 ， 为 325 7钢管 ， 总长 1995年更换胡状联 金堤河南 159 5钢管 151999年更换金堤河北 柳屯油库 159 5钢管 由于该管线投产过程中对焊缝部分防腐处理不到位 ， 造成局部腐蚀严重 。 同时 ， 由于管径较小 ， 沿 程水力损 失大 ， 管 线运行压 力高 （ ， 使得腐蚀严重段更容易穿孔 。 该管线自改造至今已累计腐蚀穿孔 48次 ， 目前实际承压能力远小于设计压力 ， 经常出现因压力过高而被迫停输的现象 ， 这些问题使管线运行存在非常大的安全隐患 。 表 4原油田外输管线腐蚀情况统计表 序号 管线名称 自然腐蚀穿孔个数（个） 合 计 97 98 99 2000 2001 2002 2003 1 文二联至文一联 4 4 7 3 10 2 1 31 2 文一联至柳屯油库 10 10 5 10 5 8 0 48 3 濮一联至柳屯油库 4 8 5 0 1 2 0 20 4 明一联至柳屯油库 4 8 11 15 19 21 9 87 5 马寨联至柳屯油库 2 1 1 3 3 1 0 11 6 胡状联至柳屯油库 1 3 9 8 6 13 8 48 第五章 节能增效改进方案 集油系统改进方案 处理系统改进方案 外输管线改造方案 集油系统改进方案 一、合理控制原油升温温度 根据上章分析结果，中原油田计量站原油升温温度大都高于实际所需温度，热能浪费严重，本着经济、安全运行和方便管理的原则，建议实施表 5理控制原油升温温度。 表 5量站原油控温方案 集油干线 保温方式 原油出站温度 ( ) 备注 冬季 其它季节 泡沫保温管 45 40 对如表 4 4降大的管线，可根据实际生产需要适当提高升温温度。 沥青管 50 45 二、更新改造加热炉，提高用能效率 加热炉的运行效率直接影响着能耗水平，根据加热炉运行过程中存在的问题，拟通过以下途径提高设备整体运行效率： 1从加热炉测试分析结果来看，大部分加热炉运行效率偏低的主要原因是加热炉运行工况差，因此应从加强管理着手，根据加热负荷情况适当调节进气量和混气比例，使其工作在相对较佳工况下；彻底清扫炉体，提高传热效率，并定期进行必要的清扫和维护。 2对因保温层破坏导致炉体表面热损失大的加热炉进行保温改造。 3对热负荷率过小，运行效率低于 60%的加热炉进行更换，配置效率较高的加热炉代替，并使负荷率大于 80%。 4对运行效率低于 70%，且主要是因为炉体结构所致的加热炉进行更换。 三、更新部分集油管线，减少原油集输损耗 根据集油管线运行状况，对投用时间长，腐蚀、跑油现象严重的管段进行更换，并根据输量、压力和输送原油性质等合理设计管线参数，以提高管效，降低原油集输单耗。 四、实施工作量 表 5油系统改造实施工作量统计表 序号 项目名称 规格 单位 数量 备注 1 计量站加热炉更新 台 50 2 集输管线更换 沫保温 3 集输管线更换 沫保温 4 集输管线更换 泡沫保温 5 集输管线更换 沫保温 6 集输管线更换 0 泡沫保温 处理系统改进方案 一、继续应用高效原油脱水技术，减少升温热能消耗 应用高效原油脱水技术就是要用较小的容器，较少的设备，消耗较低的热能、电能，达到脱水指标。 1优选破乳剂，降低脱水温度 根据原油的性质、含水率、乳状液分散及乳化膜强度，进行破乳剂筛选和复配，从脱水率、脱水速度、油水界面、脱出水含油率、药剂浓度、低温脱水性能等方面对破乳剂性能进行评价，优选适应油田开发特点的破乳剂。采用提前加入（井口或集油干线端点）破乳剂，运用管道破乳技术，降低脱水温度，使一段脱水在原油进站温度下进行，从而避免加热大量污水。 2更新一段脱水设备 高含水原油采用两段脱水，只有不断改进一段脱水设备，提高油水分离效率，使油出口含水低，水出口污水质量好，才会尽可能减少二段脱水升温热能消耗。 本次拟对采油六厂的老式分离器进行更换，采用新型高效三相分离器，使一段脱水后