油田生产过程中的节能技术与实现途径_图文

1、节 能 ENERGY CONSERVATION 2012年第5期 (总第356期引言油田生产过程中的节能技术与实现途径 陈勇(玉门油田分公司规划计划处,甘肃酒泉735019摘要:结合生产实践,分析油田企业生产过程中,机采、注水、集输、热力、供配电系统等方面的节能潜 力及存在的主要问题。通过典型节能技术应用案例分析,总结了系统和部分高效节能设备等节能技术 与实现途径。关键词:油田;节能技术;港力;途径中图分类号,TE08文献标识码:B文章编号:10047948(2012050048-05在原油开采过程中,自身也要消耗大量能源。2011年,全国累计生产原油2.04108t,天然气 988108m3

2、,综合能源消费量约为6.2107吨标 准煤,占自产一次能源的15%左右。企业节能降耗有工艺技术进步、结构调整和管 理创新三种主要方式。三者在节能降耗中所占的 比例分别是50%、30%和20%。近年来,油田企 业在技术节能方面,从堵跑、冒、滴、漏,到开展单元 设备、单项工艺的节能技术改造,再到开展系统优 化。提高系统的运行效率,以及各耗能系统相互之 问节能技术的完善配套和按品位实行能源梯级利 用。使原油生产中的节能技术不断朝着深入细致 和提高效益的方向发展,取得了很大的突破和显著 的节能效益。 1油田生产过程中的能耗环节油田生产中机采、注水、集输、供配电、热力等 工艺系统足生产耗能的“五大系统”

3、。消耗的能源 品种有原煤、天然气、电力、蒸汽、成品油等。其中, 除天然气损耗外。原煤、天然气、蒸汽主要用于集输 系统加热炉、锅炉;电力主要用于机采、注水、集输 系统的抽油机、注水泵、输油泵等机泵设备;成品油 主要供运输车辆使用。能源消耗总费用占油气开 采成本比例约为2l%一30%。I.1机采系统机械采油是将电能转换为机械能从地面传递 给井下液体,把井下液体举升到井口的一种采油方 式。机采系统效率是指传给液体的有效能量与输 入系统的能量之比。机械采油系统节点潜力分析 如表1所示。它涉及抽油机、电动机、管柱、抽油泵 等一系列的设备;地层结构、原油物性反差、设备工 况、管理水平以及产液量计量和测试条

4、件都会影响表1机械采油系统节点潜力分析表 注:游梁式抽油机井平均系统效率应达到30%,不小于25%;电潜泵井系统效率应大于32%。2012年第5期 节 能(总第356期 ENERGY CONSERVATION 一,19一能耗。影响机采系统效率的主要环节有:拖动装 要增加地层压力。油田注水耗电平均占油rote:置、抽油机、抽油杆、井下管注和井口装置等。 用电的20%以上,影响注水系统效率的主要环节 1.2注水系统 有:注水泵机组、主水管网、配水问、井口等。注水 由于地层能量不足,原油开采进入中、后期需 系统节点潜力分析如表2所示。表2注水系统节点潜力分析表节点翌兰兰存在的主要问题 备注实际 先进

5、水平 节能潜力泵机组老化严重,自身效率降低。机泵不匹电机效牢88%一95%;泵效50%一泵机组 5078788配,节流损失大。 .82%;地面系统效率50%以上。1.3集输系统油气集输主要是汇集、处理采出的原油、天然 气,经储存、计量后进油库或输送给用户。据统计, 40%,所消耗热能和电能是油田节能的重点对象。 集输系统分为集油、脱水、稳定、储运等环节。影响 集输系统效率的主要环节有泵机组、集输管网等。油气集输能耗一般占原油生产总能耗的30%一 集输系统节点潜力分析如表3所示。 表3集输系统节点潜力分析表1.4热力系统热力系统主要解决油井原油保温集收、中转加 热站和联合站库的保温。供热的主要设

6、备是锅炉、 加热炉。在油田消耗的能量中,50%左右是通过燃 料在炉子中燃烧取得热能加以利用的。影响热力 设备效率的主要环节有炉型、燃料不完全燃烧、炉 体散热损失、排烟损失等。该系统节点潜力分析如 表4所示。表4热力系统节点潜力分析表注:油田燃气锅炉和燃煤锅炉平均设备效率分别不应低于84%和74%,燃油、燃气加热炉平均设备效率应大于80%o1.5供配电系统 配电变压器和配电线路,一般足指6(10kV及以 油田供配电系统通常分为供电网和配电网两 下电压等级的线路,主要任务是为用电设备分配电 大部分。供电网是指6(10kV以上电压等级的线 能。影响供配电系统效率主要环节有供配电线 路,用于电力的远距

7、离输送,由变电站、输电线路和 路、变压器等。供配电系统节点潜力分析如表5所 自备电厂组成。配电网是指直接供应生产设备的 示。节 能ENERGY CONSERVAlrl0N 2012年第5期 (总第356期表5供配电系统节点潜力分析表节点 兰誓:+一 存在的主要问题 备注节点空载损耗占10%左右。负 载损耗占90%左右。2油田生产环节的节能技术途径2.1机采系统1改造常规抽油机、淘汰落后的抽油机,选用 节能型抽油机,加强抽油机日常维护、保养和维修, 加大抽油机调平衡力度。2合理匹配节能型电机,如高转差、超高转差 电动机,变频调速电动机、稀土永磁同步电动机 等,淘汰低效高耗能电机。3推广应用电容补

8、偿、降压运行、冲次调节等 节能控制柜,选用具有电压和频率调节、星一角转 换和无功补偿的控制器。4油井参数自动监测优化运行,优化油井参数, 进行偏磨治理,合理调整泵挂深度;优化配置选用的 节能产品,优化设计机采系统,提高管、杆、泵效。 ,5实施采油新工艺、新技术改造,如针对不同井 况应用提捞采油机、潜油往复泵、低冲次抽油机等。 此外,还可通过加强机采系统管理、实施智能 间隙采油技术等,达到降低机采系统能耗的目的。 2.2注水系统1降低电动机损失。选择节能型高效电动 机,淘汰低效机泵,减少无功损失,保证注水泵合理 匹配,避免“大马拉小车”。2降低注水泵损失。合理选择配置注水泵; 合理利用注水泵的高

9、效区;加强维修,防腐蚀,以保 持泵效。3注水泵排量节能调节。如拆级改造、变频 调速控制开泵台数、泵出口阀门开度、水泵转速等。 4注水系统整体优化。注水压力基本相同的 注水站联网运行;对注水压力相差较大的系统,实 施高低压系统分离,进行分层分压注水;对少数不 能完成配置水量的注水井在井口增没增压泵,实施 单井增注,以降低系统运行压力。2.3油气集输1淘汰低效机泵、推广高效机泵,选用效率 高、压降小的各种设备,应用电机功率因数补偿,输 油泵变频凋速改造等,降低脱水过程的动力消耗; 采用高效加热设备和回收热能的换热设备,提高原 油脱水的热能利用率。2管网优化调整,推广应用原油密闭集输、不 加热集输、

10、简化油气集输工艺流程,选择低温性能 好的化学破乳剂,减阻降黏,减少沿途输送压力损 失。3井口原油集油。针对油井原油高凝固点、 高粘度、高含水的特点,采用井口加药方法,因地制 宜地应用化学防蜡、乳化降粘、定期热洗和磁防蜡 等技术。此外,对于放散天然气,可采用撬装式轻烃回 收装置、套管气回收、大罐抽气和天然气发动机等 技术回收利用放散天然气。2.4热力系统1改善炉子燃烧节能技术。包括采用高效燃 烧器、燃烧控制技术、燃料添加剂及燃料磁化技术, 能使炉子燃烧过程更完全、更充分。2提高锅炉热效率技术。对锅炉按需配风、 合理配风,降低锅炉过剩空气。对燃煤炉安装分层 燃烧装置、热管式空气预热器、省煤器等装置

11、和静 电水除垢、蒸汽余热回收、恒液位变频控制等新技 术、新工艺,增加锅炉回收的热量,提高炉子的燃烧 效率。3加强炉子保温。保温主要是采用硅酸盐、 有机泡沫等高效保温材料,提高炉体保温效果,减 少散热损失。4减少排烟热损失。排烟热损失是指锅炉、 加热炉运行中排烟所带走的热量损失。过剩空气 系数和排烟温度是影响排烟热损失的主要因素。 为保证燃料完全燃烧,必须供给比理论所需更 多的空气,实际空气量与理论空气量之比为过剩空 气系数。加热炉负荷率在70%一100%时,最佳过 剩空气系数,重油为1.051.15,天然气为1.1 1.2。排烟温度一般要求控制在1800c左右(当排 烟温度过低,使炉子受热面的

12、金属壁温低于烟气露2012年第5期 (总第356期节 能 ENERGY CONSERVATl0N点温度时,会产生低温腐蚀。减少排烟损失,可以采用热管加热炉、热管换 热器,强化传热过程,预热燃烧用空气。充分利用烟 气余热,提高炉子热效率。5供热管网优化。优化供热管网设计,采用 新型保温材料,安装高效疏水阀回收蒸汽管网凝结 水,解决供热管网蒸汽跑冒、利用率低的问题。 2.5供配电系统1电网的优化运行。在保证供电安全和质量 的基础上,通过电力线路运行方式和负载的经济凋 配与供电线路运行位置的优化组合等技术措施,最 大限度地降低供电线路的损耗。2提高功率因数。首先是无功补偿,交流电 在通过纯电阻的时候

13、,电能都转成了热能,而在通 过纯容性或者纯感性负载的时候,并不做功,也就 是说没有消耗电能,即为无功功率。而实际负载不 可能为纯容性负载或者纯感性负载,一般都足混合 性负载,这样电流在通过它们的时候,就有部分电 能不做功,就是无功功率,此时的功率因数小于I, 为了提高电能的利用率,就要进行无功补偿。其次 是配电网的三级无功优化补偿(电动机的低压无 功就地补偿、配电网高压无功分散补偿、变电所高 压无功自动跟踪补偿。再次是提高用电负荷自 身的功率因数。要正确选用电动机和变压器的容 量,提高用电负荷的负载率。3变压器的经济运行。选用节能型变压器, 淘汰低效高耗变压器。选取变压器最佳运行方式、 负载调

14、整的优化、运行位置的最佳组合及改善运行 条件等技术措施,最大限度降低变压器的电能损耗 和提高电源侧的功率因数。节能型变压器经济负2.6部分高效节能设备1高效三相分离器。如/INS型高效三相分离 器,采用旋流预脱气、活性水洗涤加速脱水、机械破 乳强化脱水等技术,设备的运行效果能达到国际同 类设备的先进水平,单位体积的处理能力是传统设 备的5倍以上。2多功能处理装置。具有气液分离、沉降、加 热、一段热化学脱水、二段电化学脱水及水力清砂、 缓冲功能。可取代传统流程中的复杂工艺和各种 设备,简化工艺,获得较好的经济效益。3高效加热炉。包括真空加热炉、相变加热 炉、热煤炉、无机传热余热利用装置等,加热炉

15、效率 可达到85%以上。4螺杆泵采油技术。包括大中小排量系列螺 杆泵、专用系列防断脱抽油杆、无渗漏低矮型驱动 装置、螺杆泵井工况分析、诊断及监测等核心技术 以及配套技术。同抽油机井相比,平均泵效提高 20个百分点,节能效果显著。3典型节能技术应用及效果分析3.1抽油机无功补偿节能技术机采电力系统中,电动机及其他带有线圈的 (绕组的设备很多。对这类设备实施就地补偿可 以大大提高其功率因数,降低无功损耗。通过采用无功补偿技术,可以提高用电质量, 改善设备运行技术条件,提高用电设备的电能利用 率,以达到节约用电、降低生产成本、提高经济效益 的目的。2008年,选择在玉门采油厂负载率和平衡率 都很高的

16、A井,进行了息动机功率因数补偿试验。荷率约为0.4,经济运行范围为0.230.69。 A井安装电容补偿现场试验数据如表6所示。 表6A井安装电容补偿现场试验表借鉴这口井改造的经验,又在功率因数较低的 101口井上应用,功率因数改善明显,获得了成功。 可见,普通电动机获得合适的电容补偿值是补偿效 果好的根本所在。一52一节 能ENERGY CONSERVAll0N2012年第5期 (总第356期3.2能量回馈变频拖动技术. 抽油机采用能量回馈智能变频技术,可有效解 决油井抽油设备运行负载率低,电动机“大马拉小 车”的现象,实现电动机软启动,并将再生电能反 馈回电网。可配合井下状态,根据需要调整生

17、产冲次、从 而提高抽油机的工作效率。实现柔性启动,降低了 对电网的冲击,延长电动机和机械设备的使用寿 命。可实现再生电能的回馈。达到节电的目的。 2010年,玉门采油厂推广应用34套能量反馈 式变频器,经测试平均节电率达到了32.53%,吨 液单耗下降36.61%,油井系统效率平均提高 9.4%。按照改造前吨液单耗8.74kWh,单井平均 日产液量29.75t计算,推广应用34台能量反馈式 变频器年节电量为121.6万kWh。经比对测试综 合节电率达到29.5%,单井可节电2.75万kWh, 投资回收期2年。3.3注水泵变频调速技术油田注水系统采用变频调速技术。可实现恒压 注水,同时解决“大马

18、拉小车”和节流造成的能量 损失。实现了无极调速、软启动、软刹车及恒压供水 等功能,使机泵与负载合理匹配优化运行参数,延 长机泵使用寿命。经测试,节电率在20%左右,投 资回收期2a以内。玉门采油厂注水站投产于1997年,共有3台 离心注水泵,l用2备。电机运行电流180190A。 泵出口平均压力为20MPa,流量225m3/h左右(平 均5400m3/d。为适应注水量的变化,只能通过开 泵台数或人工调节阀门开度来控制供水流量,造成 能源浪费。高压离心泵出口阀门节流严重,注水干 线压力不稳定,设备老化。2010年,该注水站应用了闭环控制变频调速 技术,采用“一拖三”形式。通过变频改造,泵管压 差控制到小于O.5MPa,经测算,采油厂注水用电 单耗由10.238kWh/m3下降到9.629kWh/m3,下 降了9.629kWh/m,日节电3288kWh。3.4离心泵注水站自动化监控技术通过采用先进的DCS智能控制系统,实现对 注水泵的远程监控、数据的采集、异常事故处理和 报表的自动统计打印功能。注水站生产设备实现自动检