联合站能耗状况分析及下步工作六版.docx

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联合站能耗状况分析及下步工作六版

孤东采油厂2013年勘探开发技术座谈会专题发言材料

联合站能耗状况分析

编写：

刘清富

审核：

王乾泽

孤东采油厂集输大队

2014年1月

目录

前言………………………………………………………………1

一、能耗状况…………………………………………………1

（一）集输综合能耗概况…………………………………………1

（二）热能耗概况…………………………………………………2

（三）集输电能耗概况………………………………………………2

二、集输热能耗分析…………………………………………2

（一）集输系统生产工艺热能节点分析…………………………2

（二）联合站热能耗数据分析……………………………………6

三、集输耗电分析……………………………………………13

（一）积极推行技术改造………………………………………13

（二）科学进行流程优化…………………………………………14

（三）狠抓内部精细管理…………………………………………15

四、2013年能耗挖潜工作亮点……………………………16

五、目前存在问题……………………………………………18

六、下步工作…………………………………………………20

联合站能耗状况分析

联合站生产需要消耗大量能源，联合站的能耗在采油厂占有较大比例，如何在确保生产良性运行的情况下实现能耗效益最大化是联合站管理的重要工作任务和工作目标之一。

联合站能耗（不包括注水站）包括热能和电能两部分，热能由原油、天然气、水煤浆三部分构成，具体应用作为燃料通过加热炉和换热器给原油加热升温，用于提高油水分离效果；电能主要在于联合站内各类机泵动力和轻烃生产消耗。

孤东联合站因为特殊的生产状况，主要是油水性质有较强的独特性，处理难度大，需要能耗高；加之设备设施老化严重，机泵效率、加热炉效率普遍较低，单耗较高。

近几年，积极进行系统工艺优化，加强节点控制管理，部分设备进行了更新，能耗得到有效控制。

但是当前工艺流程还存在很多问题，还有大量工作要做，也有较大潜力可挖。

一、能耗基本状况

（一）集输综合能耗概况

2013年集输大队自用原油6477吨，自用天然气600.77万立方米，消耗水煤浆热能39.6514万吉焦，耗电2301万千瓦时，合计总能耗3.24万吨标煤（折合原油2.268万吨），其中，热能耗2.96万吨标煤，集输用电折合0.28万吨标煤。

从统计数据看，近几年随着采油厂的产量递减，能耗总量逐年减少，液量单耗逐渐降低；但是处理吨油单耗则呈现波动趋势，这是因为近几年采出液处理性质越来越复杂，处理难度越来越大，生产情况变化大，生产温度较大提高；机泵老化严重，效率降低；同时也与近两年原油产量紧张，实行旬度赶油有直接关系，但2013年比2012年呈现单耗下降趋势。

（二）热能耗概况

2013年生产系统消耗总热能2.96万吨标煤，折合原油20724t，包括原油6477t，天然气600.77万m3，水煤浆热量396514GJ，处理吨原油单耗8.30kg/t。

与去年同比燃油总量减少1228t，吨油单耗降低0.15kg/t。

2013年吨油、吨液单耗比2012年略有下降，主要原因一是对个别能耗设备进行了更换，东三联、东四联更新了三台加热炉，提高了设备效率。

二是在联合站探索实施了节点控制管理，内部管理调控进一步细化、科学化。

（三）集输电能耗概况

2013年集输生产耗电2301万kW·h。

与去年同比减少138万kW·h，吨油单耗降低0.19kW·h/t。

集输用电（联合站生产）近年来呈下降趋势，主要是大队近年来大力推行技术改造，优化管网流程，优化了设备运行数量，减少无功损耗，深化内部管理挖潜。

二、集输热能耗分析

（一）集输系统生产工艺热能节点分析

当前联合站原油处理的工艺流程如下：

东一联的工艺流程是环节最多，处理工艺最复杂的。

下面以东一联为例进行说明。

东一联工艺流程示意图

具体工艺处理流程是：

采油矿产液量进站，先经过油气水三相分离器（俗称分水器），将液量分为油、气、水三部分，这是油、气、水的第一次分离，联合站热能主要用于油部分的处理。

分水器油出口的液量此时仍为油水混合液，含水依然较高（60-85％）。

油部分混合液随后进入加热系统（加热炉或水煤浆换热器）进行加热升温，这是能耗的直接点和关键点；随后进入油气分离器（油气两相分离器）进行天然气第二次分离；再进入稳定塔进行天然气第三次分离；再进入一次沉降罐，进行沉降脱水，进行脱水的第二次分离；再进入二次沉降罐，混合其他联合站来油沉降（称为原料油），进行脱水的第三次分离；随后通过脱水泵把原油第二次输入加热炉（或水煤浆换热器）进行二次加热，再进入后稳定塔，稳定轻烃生产轻质油，最后进入净化原油罐沉降放水（此为第四级脱水环节），达到成品原油标准（含水低于1.8％）后进行外输。

各站处理工艺不完全相同，东一联最为齐全和复杂，其他各站都有所简化，其中东一联、东二联属于两级脱水工艺，含水95％以上井排来液经分水、加热、油气分离、一次沉降等处理工序后，含水降低20%左右；经再次加热、稳定，进入净化罐沉降达到1.8％含水以下后外输。

东三联、东四联属于一级脱水流程，井排来液经分水、加热、油气分离、沉降等处理工序后直接外输，含水率5％-25％。

热能主要消耗在加热环节，用来提升油水混合液温度，加快分离速度，是保证联合站含水指标的重要条件之一。

影响热能总量的关键节点有四个：

1、油气水三相分离器分离效率

采油矿采集的油、气、水混合液进入联合站后首先经过油气水三相分离器，初步分为油、气、水三部分；下一个环节是对分离出的油部分进行加热升温，而分离的效果如何，即分离出的油部分含水率多少决定了需要加热的总液量，对整个热能消耗有关键性影响。

在这个环节的节能要点是如何维护好分离器的运行，保持较高的运行效率，使油部分含水（气）尽可能低，水部分含油尽可能少。

分离器分出的油含水越低，不但需要加温的液量少，同时需要提升的温度要求也低；含水量越高，需要越高的温度来保证进一步的分离。

脱水原油含水率对系统的影响

脱水原油含水率（％）

原油的有效热负荷（％）

10

81.81

15

73.91

20

66.67

25

60.00

30

53.85

35

48.15

40

42.86

45

37.93

50

33.33

就当前在用的油气水三相分离器效果来看，不同的站因为进液性质、特点不同和分离器类型不同而不同，分离效果不一；一般进液含水在90％以上，分离出的油量含水60％-80％。

但有两个共同的特点：

一是凡是新设备比老设备效果好，即设备在使用中效果逐渐变差，这是因为在使用过程中设备内部构件逐步腐蚀、老化、淤堵造成的。

二是历史来看，分离器整体效果越来越差，这是因为我厂采出液聚合物含量持续上升影响，聚合物在有效提高采收率、增强油水乳化程度的同时，严重影响集输系统的油水分离。

含聚采出液的处理目前是世界性难题。

这个环节目前存在三个问题：

一是三相分离器使用多年，内部构件淤堵、腐蚀、坍塌严重，效率逐步降低；应该对效果较差的进行更新改造；同时，应定期进行拆卸清理，更换局部构件。

二是限于我厂油水独特的性质，主要是指的稠油、高含聚量、矿化度高等，严重影响了三相分离器分离效果，同样的三相分离器在其他采油厂的效果截然不同，在注聚前我们的分离器效果也很好，分出油含水率也曾经能达到20％-50％；随着采出液中含聚量的上升，分离效果越来越差。

因此当前亟需研制适合我们目前油水性质的高效分水器。

2、加热设备效率

加热设备是直接耗能环节，也是集输系统控制热能耗的最关键环节。

从分离器分离出来的油部分进入加热升温系统，提升温度，目的是在较高温度条件下，实现油水的进一步分离。

这个环节加热设备主要是加热炉和水煤浆换热器，目前在东四联、东一联主要使用水煤浆生产蒸汽进行换热，加热炉作为辅助同时运行，主要燃料是原油、天然气和煤。

联合站加热炉统计表

单位

加热炉

合一加热炉

燃油炉

螺旋板换热器（台）

功率（kW）

数量（台）

功率（kW）

数量（台）

功率（kW）

数量（台）

东一联

3500

10

230

1

8

东二联

2500

1

2500

5

230

1

8（停用）

2000

1

东三联

3500

1

230

1

2500

2

1750

4

1500

3

东四联

2500

2

2500

5

230

1

6立1卧

目前东三联、东四联仅有一次加热，将温度由进站的35-42℃升高15-30℃至55-75℃；东一联和东二联是两级加热，即进行两次加热，最终升高至80℃以上。

在这个环节主要控制点是两个：

一是要保持较好的加热设备系统效率，对加热炉进行精细科学调控，根据不同季节的生产要求实行燃料结构调整，定期对因管线堵塞、结垢效率低下的加热炉进行清洗；水煤浆换热器需要保持较高的换热效率，定期进行清洗，合理调控流向流量。

二是科学确定生产需要温度，对目前我厂稠油原油脱水来说，温度越高越好（低于100℃）。

但在实际生产中，要综合考虑能耗效益，在脱水基本满足生产要求的情况下，应尽量减少能耗，不加热为过高的温度。

这个环节存在的问题是加热炉、换热器时常结垢、淤堵，导致效率大幅度下降，尤其在东二联、东四联，东二联因为换热器壁聚合物粘附、结焦而致使水煤浆系统停运；同时，目前有很多加热炉因为穿孔内部部分烟管焊堵封死，严重影响效率。

东四联无论是换热器还是加热炉，因为矿化度高、油稠在加热设备的管壁结垢、粘附而效率大幅下降，需要经常清理，换热器和加热炉都曾经多次清洗，效率较低。

3、设备的热量散失

能耗的第三个环节沿程设备设施管线的热量散失，也即保温工作。

管线流程、分离器本体、原油储罐、加热炉本体等流程、设备都会散失一定热量，必须进行全面的保温。

目前存在的问题是各站有的罐没有保温层，东二联、东三联、东一联均有一个油罐没有外保温，有的油罐保温层损坏脱落，有必要进行保温和维修。

4、工艺优化与管理

站内的工艺与管理直接影响能耗的多少。

包括两个方面，一是站内污油污水循环量，联合站内净化罐放底水、毛石池污油回收、水罐污油回收等都是站内二次处理，回收后的液量有的进井排重新循环处理、有的进一次罐，无论回收到哪个环节，都将增加热能、动能消耗。

管理的要点是要优化工艺流程，精细节点调控，尽可能减少外排量和回收量，科学确定回收点，减少站内循环量。

目前问题是站内毛石池、污水罐、注水罐老化油的处理难度极大，这部分油乳化稳定性极强，一般的温度和破乳方法难以奏效，每次回收往往会导致外输含水升高，需要提高温度、增加药剂投加量，用高能耗来做保障。

第二个方面是对储罐进行精细科学调控，控制调整在罐内沉降时间和油层厚度，合理的沉降时间和油层厚度能有效进行脱水，可以弥补温度的效能，实现减少能耗。

三是进行局部工艺的优化，比如说，目前东三联、东四联进入东一联的油量全部要进行二次升温处理，增加了能耗，有必要探讨更加科学合理的工艺，减少不必要的重复，降低能耗。

（二）分站热能耗数据分析

联合站的原油加热工艺根据流程环节分为两段，第一段（前段）是指对从分离器出来的原油进行加热；第二段（后段）是指原油进入沉降罐后，从沉降罐出来再次进行加热。

目前有的站仅进行一段（前段、后段其一）加热，有的站进行两段同时加热。

每个环节进行一次加热的我们叫做一级加热，进行两次加热的叫做两级加热。

目前各站因为工艺设计、油品性质以及具体生产情况不同采取不同的加热工艺，东三联、东四联采用前段一级加热，东二联采用的是两段两级加热，东一联同时具备两段加热流程，但目前运行的是一段（后段）两级加热。

1、东一联

1）东一联加热工艺状况

原油加热工艺目前为“一段两级加热”，后段加热两次。

主要在后段，对二次罐内原油加热，包括一矿、三号联、海洋采油厂海六联、四号联、兴东公司等来油量，一级为水煤浆换热器换热，二级为水套加热炉加热，原油温度从43℃—46℃加热至85℃—88℃。

东一联热负荷工艺流程图

目前东一联在装加热炉10台，功率全部为3500千瓦。

目前工艺全部用于后段加热，与水煤浆换热器串联实现两级加热；一般在冬季运行4-5台，夏季运行2-3台。

2013年平均效率为70.98%。

2013年东一联效率测试表

水煤浆运行1台锅炉，8台换热器全部运行，日加热液量8000m3以上，夏季水煤浆提供热值532*106KJ/d；冬季水煤浆提供热值559*106KJ/d,进出口平均温升23℃，换热效率在85%左右。

生产调节中，主要依据东一联水煤浆出口的温度和实际加热效果来调节加热炉运行，如出口温度降低则加大燃油量或增加加热炉台数；反之，则控制燃油量或减少运行台数。

因此水煤浆换热效率越高，加热炉的负荷也就越少，热能总量和单耗均能降低。

2）东一联热能耗分析

东一联近年进液量呈小幅递减趋势，处理原油量每年递减，吨油单耗呈现小幅度波动态势。

具体数据如下：

2009-2013年东一联加热能耗统计表

年度

自用油

（t）

自用气

（万m3）

水煤浆热量

（GJ）

热能折油

（t）

进液量（m3）

处理油量

（万t）

吨油单耗

（kg/t）

2009

5026

66.98

216041

10706

17328427

239.02

4.48

2010

4368

67.11

199875

9664

17572236

232.67

4.15

2011

4807

59.83

190383

9819

17083492

213.07

4.61

2012

5123

21.03

203665

10140

17014347

208.76

4.86

2013

3032

74.47

202808

8457

16800732

201.63

4.19

能耗数据分析：

2009年因东一联水煤浆实施两段加热，冬季在井排段将沉降温度从48.5℃提高到51.1℃，夏季停运，因此相应热能消耗高。

2010年一矿来液温度高（年均49.1℃），较去年增加0.7℃，为生产挖潜，停运了井排段的水煤浆换热器，集中在脱水段加热，含水指标控制在1.21%，热能总量减少1004t，单耗降低0.33kg/t。

2011年下半年采油厂产量紧张，实行旬度交油，东一联原油库存降至1.8—2.0万t，原油沉降时间缩短6—8h，为保证含水指标，脱水温度提升至86.4℃，能耗增加155t，单耗升高了0.46kg/t，全年含水控制在1.26%。

2012年含水指标调整至2.0%，但开发形势更为严峻，东一联原油库存进一步降低至1.5万-1.7万吨，再加上8月份水煤浆换热器效率下降，出口温度降低，面对此局面，大队通过提高脱水温度、优化药剂投加量、实施储罐“少进多倒”管理运行模式等措施来降低含水指标，因而全年燃油当量增加了321t，单耗升高至4.86kg/t，含水指标控制在1.77%。

2013年针对2012年的被动局面，实施了月中保持库存、月底交油的方式，阶段性增加库存量，稳定含水指标，高含水交油次数明显减少，含水指标趋于平稳；4月份协调清洗水煤浆换热器，出口温度升高1.6-2.3℃；受有机氯事件影响，东一联6-8月份库存份增加至4万t左右，我们适时调节加热炉，将脱水温度降至82℃；推行“气代油”模式，节约燃油消耗；通过上述措施，2013年燃油当量比去年减少1684t，单耗降低0.67kg/t，含水指标控制在1.44%。

2、东二联

1）东二联加热工艺状况

原油加热工艺为两段两级加热，前后段分别加热一次。

前段一级加热是对分水器出来后的液量进行加热，从37℃—40℃加热到48℃—51℃；后段一级加热将原油从47℃—50℃加热到84℃—86℃。

东二联热负荷流程图

东二联目前有加热炉7台，其中6台为水煤浆与燃油二合一加热炉，日常运行3-4台，其中一段加热井排来液1台，后段加热脱水来液2台，冬、夏季运行数量基本相同，但燃料不同，2013年平均效率为71.46%。

2013年东二联效率测试表

从测试结果看，东二联的合一加热炉在燃气时的效率高于燃油时效率，在保证生产的情况下，燃气更有利于节能挖潜。

2）东二联热能耗分析

东二联处理液量逐年下降，但燃油总量和单耗总体呈上升趋势。

具体数据如下：

2009-2013年东二联加热能耗统计表

年度

自用油

（t）

自用气

（万m3）

水煤浆热量

（GJ）

热能折油

（t）

进液量（m3）

处理油量

（万t）

吨油单耗

（kg/t）

2009

3635

155.13

7293

5050

14067465

74.03

6.82

2010

3265

150.04

23430

5023

14188788

69.73

7.20

2011

2413

56.88

63121

4371

14157631

66.18

6.60

2012

4311

53.49

0

4739

13778935

64.60

7.34

2013

1930

313.96

0

4442

13825141

62.02

7.16

能耗数据分析：

2009年东二联使用5台3500kW，2台2500kW的加热炉，10月份应用水煤浆螺旋板换热器，全年比2008年节约燃油当量145t。

2010年初，螺旋板换热器因聚合物淤堵严重，无法运行，5月份开始试验合一加热炉，并陆续更换4台，改造影响时间长，全年脱水温度仅为77.6℃，含水指标波动频繁，单耗升高0.38kg/t。

2011年燃油加热炉和水煤浆供热系统共同运行，因水煤浆效率高，脱水温度上升到83.0℃，含水指标趋于平稳，年度平均指标完成1.71%，单耗比2009年增加0.6kg/t。

2012年初，因水煤浆费用不足，东二联水煤浆停运，合一加热炉以燃油为主，效率明显低于水煤浆蒸汽，再加上原油库存低，为降低含水指标，加热温度提升到86.5℃，单耗比2011年增加0.74kg/t，年含水指标控制在1.62%。

通过总结经验，2013年我们立足现状开展节能挖潜，热能总量得到有效控制。

4月开始实施“气代油”，再加上低库存影响，我们通过井排流程改造、分水器清洗、油罐两季清砂、合一炉火嘴改造、加强能耗管理等措施，在完成1.62%含水指标下，节约燃油197t，单耗降低0.2kg/t。

3、东三联

1）东三联加热工艺状况

原油加热工艺为一段（前段）一级加热，前段一次加热是对分水器出来后的液量进行一次加热，从37℃—39℃加热到44℃—45℃，但仅在冬季是这个工艺。

在夏季不进行加热。

东三联热负荷流程图

东三联有加热炉10台，型号种类多，新旧不一。

冬季一般运行2-3台，全部为井排来液加热，2013年平均效率为75.48%。

2013年东三联效率测试表

2012年开始东三联对加热炉进行改造，共改造4台，整体效率较前几年提高，目前较好的满足联合站的生产需要。

加热炉效率在联合站中较高，冬季燃气也可以满足生产需要。

2）东三联热能耗分析

东三联热能消耗量少，单耗在联合站中最低，主要是因处理油品易分离，在夏季可以有5个月时间实施常温脱水。

因此，东三联热能消耗受气温影响大，挖潜重点是保持加热设备的高效运行。

具体数据如下：

2009-2013年东三联加热能耗统计表

年份

自用油

（t）

自用气

（万m3）

热能折油

（t）

进液量（m3）

处理油量

（万t）

吨油单耗

（kg/t）

2009

733

91.0251

1461

14313709

72.16

2.02

2010

673

89.14

1386

14482025

68.90

2.01

2011

596

61.67

1089

14386518

58.14

1.87

2012

879

32.52

1139

14420389

52.33

2.18

2013

397

60.80

883

12979813

47.08

1.88

能耗数据分析：

2011年常温脱水6个月，全年单耗最低；2012年因加热炉损坏严重，10月份组织更换了4台加热炉，全年单耗升高0.31kg/t。

2013年通过分队计量改造，加热炉盘管维修，精细化管理等措施，燃油单耗降低0.3kg/t。

4、东四联

1）东四联加热工艺状况

原油加热工艺为一段（前段）一级（或二级）加热，应用螺旋板换热器、合一加热炉、水套加热炉串联（或并联）加热，原油温度从37℃—40℃加热到74℃—76℃。

东四联热负荷流程图

东四联7台加热炉全部为2009年后更新，1#、2#、3#为2012年底更新改造，2013年水套炉平均效率76.54%，主要是因新加热炉盘管结垢少，传热效率高，热量损失少，加热效果较好。

2013年东四联效率测试表

东四联水煤浆运行1台锅炉，为确保换热器清洗时有备用设备，4台换热器运行2台，每天供热量560GJ、加热液量5600m3，进出口平均温升16℃；实际运行中，东四联换热器运行效率远低于东一联换热器，主要是油品性质脏、粘稠导致换热器管线结垢、淤堵严重，换热效果差。

东四联目前加热设备系统存在两个问题：

一是二合一加热炉换热盘管结垢严重，换热效率越来越低，试验多种清洗方式均无法彻底解决；二是螺旋板换热器内部淤堵严重，且清洗时发现螺旋板表面有大量点蚀坑；每次清洗在2个月后效率开始逐渐下降，并且由于费用问题，清洗难以及时。

影响加热炉、换热器结垢淤堵的主要原因是四矿、新滩均属于稠油，并且矿化度高。

目前只能通过定期清洗的方式来提升效率，因此东四联的重点是如何降低换热设备的结垢问题。

2）东四联热能耗分析

东四联来液近年呈增长趋势，为保证含水指标，热能和单耗呈上升趋势。

具体数据如下：

2009-2013年东四联加热能耗统计表

年份

自用油

（t）

自用气

（万m3）

水煤浆热量

（GJ）

热能折油

（t）

进液量（m3）

处理油量

（万t）

吨油单耗

（kg/t）

2009年

1890

180.9015

109469

5944

8020839

84.35

7.05

2010年

1979

177.5573

99210

5762

8080841

83.52

6.90

2011年

777

120.68

184978

6147

8110125

80.95

7.59

2012年

510

105.68

198987

6093

8886200

86.60

7.04

2013年

1118

151.54

193706

6942

8840620

85.53

8.12

能耗数据分析：

2009年东四联来液量比2008年日增加1100m3，为保证含水指标，投运了水煤浆螺旋板换热器，热能总量比去年增加400t，含水控制在18.8%。

2010年换热器频繁出现汽化、堵塞状况，加热炉效率下降的问题，沉降温度只能达到68.1℃，6-