高含水油田集输系统节能潜力分析及区域性节能改造实践

管理·实践/Management&
Practice
1油田集输系统现状及潜力
截至目前，某油田共建转油站47座、联合站7座。

油气集输系统分离转液能力46.98×104t/d，运行负荷率76.56%，游离水脱除能力29.92×104t/d，运行负荷率73.9%，电脱水能力3.4×104t/d，运行负荷率48.82%。

由于集输系统整体液量大，因此电量消耗占比较大。

按转油(放水)站外输液量762.7×104m3预计，如果按照平均吨液耗电从1.09kWh/t降低到
0.1kWh/t计算，则年节电可达915.24×104kWh。

1.1节电潜力
集输系统用电主要集中在外输泵，通过节点分析看，节电潜力主要集中在两个方面：
1）外输泵。

随着油田整体产液量的逐年降低，部分转油站存在站内设备不匹配、能力过剩的矛盾，而且仍有能耗高设备运行。

调查表明，共有16座站外输负荷率低于55%，检测外输泵32台，其中有18台机泵低于行业标准效率。

2）变频器。

目前，油田联合站、转油站变频设备均采用定频运行，即在设定的30～45Hz频率区间定时进行变频调节。

根据站内生产实际负荷及罐内液位动态变化的规律，却未能达到轻负载、降能耗的目的。

对比表明，采取动态依据负荷变频生产，与常规的额定功率的定频工作相比，单台年节电5×104kWh。

按全油田采用方式相比，新增及优化调整集输系统变频，预计年节电240×104kWh。

此外，转油站安装变频器57套中变频损坏、停运的有11套，如果11套变频全部正常投用，预计年可增加节电113×104kWh。

1.2节气潜力
高含水油田集输系统耗气主要集中在冬季，受低温影响，必须进行加热集输。

单井冬季掺水，以及维持较高掺水汇管压力等，导致扩边井冬季加热集输年耗气约50×104m3。

这部分可通过合理匹配单井最小掺水量，控制掺水汇管压力等措施，实现冬季周期性不加热集输。

其次，调查目前联合站、转油站在用加热炉292台，其中有175台使用年限在15年以上，炉体老化严重、热效率低。

通过炉效普查结果表明，测试加热炉137台，平均炉效75.5%。

其中：炉效不符合节能要求的共39台，占总数的28.5%，造成炉效偏低的主要原因是负荷偏离正常运行负荷；超负荷运行15台，平均负荷率为106.4%；低负荷运行加热炉24台，平均负荷率38.7%。

由于加热炉燃烧热损失大、效率低，以及加热炉管道结垢问题，造成较大气量损耗。

通过实施加热炉烟道挡板改造等措施，预计可年节气1500×104m3。

高含水油田集输系统节能潜力分析及区域性节能改造实践
杨阳（大庆油田有限责任公司第六采油厂）
摘要：在油田开发后期，随着产液量的增加及综合含水率的升高，使得油田集输系统的负荷加大，造成电能和天然气的消耗越来越大。

针对这种情况，基于集输系统节能潜力点的分析，以区域性转油站、联合站为重点，进行了系列性节能改造实践。

采取的技改措施包括外输泵优化梯次配备、外输变频装置更新及优化运行、加热炉烟道挡板调节技术、加热炉物理除防垢。

实施上述措施后，吨液耗电从0.99kWh/t降至0.97kWh/t，吨液耗气从0.62m3/t降至0.60m3/t，大幅提高加热炉燃烧效率，显著降低集输系统的生产成本，确保高含水油田开发的经济性、高效性。

关键词：高含水油田；集输系统；外输泵；节能潜力；区域性改造
DOI:10.3969/j.issn.2095-1493.2021.02.011
作者简介：杨阳，2015年毕业于东北石油大学（石油工程专业）
大庆市让胡路区大庆油田第六采油厂第一油矿104采油队，163114。

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杨阳：高含水油田集输系统节能潜力分析及区域性节能改造实践第11卷第2期（2021-02）
2集输系统区域性节能技术改造
针对集输系统以上问题及潜力点，2019年，通
过更新改造变频设备，优化变频运行频率以及外输泵优化梯次运行，加大集输系统节电措施应用；同时，通过加热炉实施挡板调节技术和物理除垢技术改造，提高加热炉燃烧效率，进一步减少了天然气气量消耗，区域性节能改造见到明显效果。

2.1
外输泵优化梯次配备
针对集输系统中泵效低、能耗高的问题，节能改造中对机泵采取的主要措施有更换低效泵、机泵合理匹配。

油田外输系统设备经长时间运行，考虑实际扬程、原油密度及黏度等因素，外输泵特性曲线已发生改变，因此需重新绘制外输泵特性曲线
[1-2]。

现场
通过改变外输泵工作频率，测试外输泵在不同转速（频率）下的泵出口排量、扬程，1#
外输泵管线特性实测数据见表1。

由此绘制1#
外输泵流量-扬程特性曲线见图1[3]，并进行外输泵扬程梯次匹配。

表1
1#
外输泵管线特性实测数据
运行频率/Hz 504845444138
排量/(m 3·h -1)58.156.054.343.434.726.5
出口压力/MPa 3.373.292.982.692.362.15
扬程/m 440431390351312282
密度/(g·cm -3)
0.820.820.810.810.81
0.81
a —管线特性曲线；
b —泵并联Q -H 特性曲线；n 0—单台泵
Q -H 特性曲线；n 1、n 2、n 3—单台泵不同转速下的Q -H 特性曲线
图1
1#外输泵管线流量-扬程曲线
现场实际匹配时，充分考虑与变频配套使用情况，使用变频外输泵，则加大泵预留扬程；对外输管线使用超过10年，充分考虑老化结垢，先考虑采取清垢措施，避免直接增加泵扬程而增加能耗。

在满足当前产液量、机泵的高效运行、区块未来产能预留能力的条件下，对集输系统的15台机泵及注水污水系统的18台机泵进行合理匹配，年节电686.5×104kWh。

2.2
外输变频装置更新及优化运行
变频调速具有高效率、精度高、范围广、转矩脉动小的特点，是理想的拖动系统性能调整机构[4-5]。

应用变频调速，重点看实际工况点是否能保证在最佳效率点的30%~85%[6]。

结合外输系统实际情况，采用变频节能主要集中两方面：
1）依据外输及水量加大变频应用。

根据油田采出液凝固点进站的节能理念，结合采出液进站温度及掺水泵理论排量普遍为100m 3/h 的实际，单井掺水量有一定下调空间。

通过合理优化单井掺水量，更换小排量掺水泵及安装掺水泵变频等措施[4]。

2）合理优化变频频率控制。

根据中转站外输液量，通过试验摸索对应每小时外数量的变频频率，确定外输基准频率；根据液位高低变化，以基准频率为主进行优化，保持液位稳定，单站实现日节电273kWh，转油站自动与基准优化变频耗电量对比见表2。

集输系统实施变频调速改造及优化运行37台次，平均输油单耗下降20.1%，实现年节电397.5×104kWh；平均掺水单耗下降9.7%，实现年节电89.3×104kWh。

2.3
加热炉烟道挡板调节技术
由于加热炉负荷达不到正常负荷范围，加热炉的排烟温度和空气系数处于不合理的水平[7]。

现场调查表明，加热炉烟道挡板距离地面较高（4~6m），不易调节，排烟热损失较大[8]。

通过改进加热炉烟道挡板控制机构，增加负压测试装置，能有效改进操控性能，降低排烟热损失。

改造的挡板控制机构主要由摇把、减速器、
表2
转油站自动与基准优化变频耗电量对比
日期6月7日6月8日6月9日平均
自动运行
外输液量/m
3
4062407740644067
运行频率/Hz
30~5030~5030~50—
耗电量/kWh
1510156016501573
优化
外输液量/m
3
4220403341604137
基准频率/Hz
40404040
运行频率/Hz
41.139.740.5—
耗电量/kWh
1330127012991300
差值
液量/m 3
-15844-96-70
耗电量/kWh
180290351273
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刻度盘、数显负压表及排烟温度表构成（图2）。

通过传动机构将烟道挡板控制点由炉子上转移到地面，可根据加热炉负荷变化、风力的大小进行及时调节，控制过剩空气系数，延长换热时间，减少排烟损失。

挡板开度与加热炉负荷有近似比例关系，开度越大，加热炉热负荷越大。

根据加热炉进出口温度和加热流量估算出加热炉负荷率，确定挡板开度。

挡板开度与空气流动阻力系数关系见图
3。

图2
加热炉烟道挡板控制机构
图3
挡板开度与空气流动阻力系数关系
现场监测2#
热洗炉，应用烟道挡板调节技术后烟气含氧量变化和燃烧效率效果。

措施后，热洗炉过剩空气系数由1.73下降到1.24，排烟温度由373℃下降到213℃，燃烧效率由72.5%提高到81.1%，2#热洗炉措施前后对比见表3。

在40台加热炉上进行挡板调节和负压测试装置改造，实现节气102×104m 3。

2.4
加热炉物理除防垢
试验表明：当加热炉烟火管生成垢1.0mm，钢材温度将升高130~160℃，燃料消耗增加7%～8%，热效率降低8%～9%；当火管外壁结垢4mm 时，
燃料消耗增加20%～30%，热效率降低25%～35%[9]。

高效除防垢装置采用变频脉冲除垢原理，由控制器和反应器两部分组成，反应器安装在处于系统低位的管道上，除防垢装置控制器及变频脉冲反应器见图4。

运行时，周期性和规律性产生各种频率强大的直流脉冲电磁场，在这种脉动的电磁场作用下，产生的磁力线对管道中水进行切割，使水的原自然大缔合状态的结合键被深度打断，离解成活性很强的单水分子和小缔合体，从而改变了水的物理结构与特性，增强了水分子的极性，增大了水分子偶极矩，提高了水对Ca、Mg、CO 3、HCO 3等离子的水合能力，减少了彼此结合的机会[10]。

图4除防垢装置控制器及变频脉冲反应器
5台加热炉安装物理除防垢装置，经测试，烟火管垢质生成速度下降了27.3%。

测试对比表明，加热炉燃烧效率提高了8.7%，累计实现年节气29.7×104m 3。

3
经济效益
通过区域性节能改造措施，集输系统的吨液耗
电从0.99kWh/t 下降到0.97kWh/t，吨液耗气从0.62m 3/t 下降到0.60m 3/t。

年节电1171.3×104kWh，年节气131.7×104m 3，折合标煤3190.7t，油气集输系统区域性改造主要措施及效果见表4。

表4
油气集输系统区域性改造主要措施及效果
项目
外输泵优化梯次配备外输变频装置更新及优化加热炉挡板调节装置加热炉物理除防垢
合计
数量3337405115
年节电/104kWh 686.5484.8——1171.3
年节气/104m 3
——102.029.7131.7
折合标煤/
t 843.7595.41356.6395.03190.7
表3
2#热洗炉措施前后对比
对比措施前措施后
CO 体积分数/%
0.00280.0006
CO 2体积分数/%
7.78.1
O 2体积分数/%
9.24.5
排烟温度/℃
373213
空气系数1.731.24
燃烧效率/%
72.581.1
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杨阳：高含水油田集输系统节能潜力分析及区域性节能改造实践第11卷第2期（2021-02）
4结论
高含水油田集输系统的能源消耗是降低集输成本的重要潜力点。

其中，外输泵、变频控制以及加热炉节点又是主要电能和天然气消耗环节。

通过更新改造低效泵、优化梯次运行，优化变频运行频率，吨液耗电从0.99kWh/t下降到0.97kWh/t；通过实施加热炉挡板调节技术和物理除垢技术，可大幅提高加热炉燃烧效率，进一步减少天然气气量消耗，进一步验证了今后老油田集输系统区域性节能改造的方向。

参考文献：
[1]陈舒烔，吕宇玲，李红强．油田集输系统生产运参数优
化[J]．油气储运，2020（4）：418-424.
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析[J]．中国石油化工标准与质量，2013，25（19）：74.
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问题[J]．水泵技术，2009（4）：20-22.
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节能应用[J]．水能经济，2016（4）：46.
[6]吴嫚利．变频调速技术在外输泵上的应用[J]．城市建设
理论研究，2015（8）：1495.
[7]陈尚振．油田加热炉结垢趋势分析[J]．职业技术，2011（5）：106.
[8]顿宏峰．油田油气集输系统的节能降耗技术[J]．中国化
工贸易，2013（4）：366.
[9]王鹤，加热炉清垢方法的分析与对比[J]．中国石油和化
工标准与质量，2012，33（8）：281.
[10]王勇．二合一加热炉物理防垢技术研究[J]．石油规划
设计，2011，22（6）：43-45.
收稿日期2020-11-18
（编辑李发荣）
俄罗斯和沙特阿拉伯宣布在石油政策上继续协调
（2021年2月17日）沙特阿拉伯和俄罗斯希望继续协调，以支持石油市场的稳定。

OPEC+协议最具影响力的两个成员国领导人本周在电话交谈中表示。

俄罗斯总统弗拉基米尔·普京和沙特阿拉伯王储穆罕默德·本·萨尔曼就正在进行的OPEC+协议交换了意见“双方强调愿意继续保持俄罗斯和沙特阿拉伯之间的密切协调，以维护全球能源市场的稳定”克里姆林宫表示，并指出这是王储给普京打的电话。

“双方强调将继续进行协调，以支持石油市场的稳定和世界经济的增长，”沙特通讯社对此次通话进行了报道。

分析师表示，OPEC+的石油产量限制将导致第一季度市场收紧，这也得益于沙特阿拉伯在本月和下个月的OPEC+协议中超出其配额，额外削减了100×104bbl/d的产量。

虽然沙特在2月和3月削减额外的石油产量以支撑市场和价格，但作为OPEC+协议中非欧佩克组织成员国的领导人，俄罗斯被允许在这两个月分别增产6.5×104bbl/d。

随着下月的联合部长监测委员会（JMMC）的临近，计划于3月3日的会议上决定4月起的产量水平，关于沙特和俄罗斯对进一步放松OPEC+减产的看法的猜测将会增加。

无论是市场还是这两个国家都没有忘记去年3月的崩溃，当时俄罗斯和沙特阿拉伯在如何应对危机开始时急剧下降的需求上存在分歧，并打破了OPEC+协议长达一个月。

李缙摘译自https:///Latest-Energy-News/World-News
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Field Treatment Test of Sand Control Well in Peripheral Oilfield
WEI Wei(No.10Production Plant of Daqing Oilfield Co.，Ltd.)2021，11（02）：34-36
Abstract:In the daily production of oil Wells，the mud sand Wells seriously affect the normal production and development of oil fields，resulting in excessive wear of piston and pump barrel，and even cause the sand card piston and vale puncture，increasing the cost of production and maintenance.In view of different treatment measures for different levels of single Wells，for the Wells with serious sand production，chemical sand cementing method is used to inject the agent with sand cementing effect into the ground layer，to establish artificial sand cementing shielding with certain permeability and scouring resistance，to realize effective treatment of sand production Wells.For a single well with light sand production，two kinds of sand control screen tubes，stainless steel corrugated sand control tube and sand particle filling tube，are used to control the sand production by mechanical sand control.The pump inspection period of oil Wells using chemical sand consolidation test was extended by151days，and the average pump inspection period of12oil Wells tested by mechanical sand control technology was up to406days，saving the operation cost of1.638million yuan.
Keywords:peripheral oilfield；mud sand well；low permeability oil field；chemical sand fixation
Analysis of Energy Saving Potential of Gathering and Transportation System in High Water Cut Oilfield and Practice of Regional Energy Saving Reform
YANG Yang(No.6Production Plant of Daqing Oilfield Co.，Ltd.)2021，11（02）：37-40
Abstract:In the later period of oilfield development，with the increase of liquid production and integrated water content，the burden of oilfield gathering and transportation system increases，resulting in the consumption of electricity and natural gas is more and more large.In view of this situation，based on the analysis of energy saving potential points of gathering and transportation system，a series of energy saving transformation practices were carried out with regional transfer stations and combined stations as the key points.The technical improvement measures adopted include optimized cascade equipment of external transport pump，update and optimized operation of external transport frequency conversion device，regulating technology of flue baffle of heating furnace，physical cleaning and anti-scaling of heating furnace.After the actual application of the above measures，the power consumption per ton of liquid decreased from0.99kWh/t to0.97kWh/t，and the gas consumption per ton of liquid decreased from0.62m3/t to0.60m3/t，which greatly improved the combustion efficiency of the furnace，significantly reduced the production cost of the gathering and transportation system，and ensured the economy and high efficiency of the development of high water cut oil fields.
Keywords:oilfield with high water cut；gathering and transportation system；pumps；energy-saving potential；regional reconstruction。