油田集输联合站能耗分析及控制对策探讨

2018年08

月工程与施工预制钢筋混凝土盖板安装完毕后，按设计采用土方回填压实至路基设计标高。3安全管理措施3.1施工现场管理施工现场布置应符合有关HSE规定，机具摆放整齐有序，各种标志、标识符合目视化管理要求，达到文明施工标准。施工过程中严禁烟火，安全员必须检查所有施工人员不能携带火机等火源进入施工现场。3.2开挖保护管道方法施工过程严格采用人工开挖的方式进行开挖，开挖需按照开挖界线进行开挖，靠近天然气管道处开挖时需轻铲试挖，一挖一观测，避免出现超挖或直接伤到天然气管道。3.3保护措施3.3.1联系抢修人员，获悉南宁—百色供气支线管道的抢修电话。如有管道损坏、漏气等问题出现，立即疏散施工及周围人员，并上报有关部门关闭阀门，避免更大的危险，并协助相关部门工作人员一道实施抢修。3.3.2一旦发生事故，根据现场需要，积极组织人员及材料、设备，配合相关部门进行抢险作业。3.3.3在施工期间，在埋地管线2.0m范围内严禁摆放沉重的设备、机具、车辆、材料等。3.3.4工程管理人员要与现场直接操作人员交底到位，一定要将天然气管线保护的重要性交叉点到每一个现场施工人员，并严格现场监管。3.3.5若在施工过程中发现天然气管线有异常现象或管位有差异，可能对管线的安全造成影响时应立即停止施工，同时与从南宁—百色供气支线管道联系，并通知工程监理、设计单位落实保护管道的措施后方可继续进行施工。4质量管理措施4.1施工现场管理建立健全各项质量管理制度，明确各级质量管理人员的职责和权限，制定各种岗位责任制。4.2施工过程质量管理4.2.1质量员对施工现场进行与质量有关的活动进行观察、监督与检查，检查现场的施工工作是否按已批准的程序进行。施工过程进行全程质量检查。4.2.2在施工过程中认真做好自检、互检、专检并详细记录检查的原始情况，对于质量不合格的，坚持返工；建立质量奖罚制度，切实把好质量关。4.2.3施工技术、质量人员在施工中要认真贯彻质量管理制度，认真执行质量管理规范，必坚持技术交底作业，做到谁操作谁负责，从而提高操作人员的质量意识，促进工程质量的提高。4.2.4施工用的各种仪器必须在计量器具校验的有效期内，确保施工时测试准确率。5环保措施5.1实行环保目标责任制建立以项目经理为第一责任人的环保责任考核制。5.2施工现场文明施工，多余材料及建筑垃圾及时清运出场，做到工完场清。5.3严格控制施工噪音。5.4注意施工点附近的排水措施，做到施工后管道附近无积水。6交通管理措施（1）许可证办理道路从管道上方通过前，应向所属单位进行申请，并办理相应的许可手续。待办理好许可手续后。（2）通行车辆或设备根据道路施工或通行的需求，通行的主要有：客车、小车、货车等。（3）

油田集输系统的能耗分析与节能措施

随着石油资源会逐渐变少，更会成为关系国家安全的战略资源，因此，必须高度重视油气的集输节能措施的落实，油气生产企业加大研发攻关，不断完善油气集输系统，确保我国油田节能工作实现快速提高。

标签：油田集输系统;能耗分析;节能措施

现阶段我国的油田集输系统的能源消耗还是非常大的，但是我们针对不同的情况可以应用不同的节能技术对能源消耗进行有效地降低。

一、集输系统相应能耗现状

能源消耗以及油气损耗等都未能与节能要求相契合，而其能耗原因如下：首先，集输工艺未能与现代开采相适应。现阶段开采愈加复杂，导致开采更富难度。而部分集输系统仍以传统集输为基准，使其性能、适应性等无法与油田开采契合，再加之集输能耗不容忽视，使其能耗愈加显著。其次，油水处理愈加困难，开采技术推动诸如新型设备等投至油田开采，在使开采得以强化的同时，油水性质则因特殊油藏而改变，使油水处理受限。第三，就集输设备而言，其并未与现代开采相接轨。现阶段，诸如油田开采以及设备使用等相应时限过长，使得集输管网、设备等产生腐蚀、老化，再加之检查维修未以相应标准为导向，使其集输效率未能得以强化。第四，油田生产需油水灌以及分离器等多类设备不断运转，不论是检修时间还是备用设施等相对缺乏，导致检修愈加困难的同时，也无法就其能耗进行高效把控。

二、强化集输节能的有效措施简述

1、以热泵为基础对油污水相应余热等进行回收

热泵主要以循环原理为基础，确保载热工质可对余热进行吸热，同时于高温处实现热回收。油田集输以热泵为基础，可推动低温位热向高温进行转换，使其能源利用得以高效强化。热泵回收应以油田实际为导向，采取诸如压缩式、吸收式等多类热泵方案对相应余热实现有效回收，确保出水温度以及节能效用等得到高效提升。

2加热炉节能技术

加热炉的作用范围比较广，通过其作用可以实现油井常见的掺水、热洗、脱水、采暖伴热等环节综合为一体，是一种效能非常的机械设备。虽然可以通过加热炉提高油气生产中的工作效率减少能源的消耗，但是不同的加热炉产生的效果是不一样的，因此，在加热炉的选择上必须严格按照油气生产企业的实际情况通盘进行考虑，从而选择质量合格、处理效率最高的加热炉，倘若选择的加热炉不合格或者效率不高，那么在實际的生产中，对节能降耗的促进作用是相当有限的，

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如何实现油气集输系统的节能

作者：谢田维

来源：《科学与财富》2017年第18期

油田地面工程包括油气集输与油气矿场加工（以下简称油气集输）、油田采出水处理、供排水、注水、供电等系统。地面工程约占油气田开发总投资的 30%～40%，占气田投资的

60%～70%。其核心是油气集输系统，担负着油气计量、收集、分离、净化处理、储存、以及外输的重任，同时也消耗着大量的能量，是油田生产中的主要耗能环节之一。

随着许多老油田进入开发后期，开发难度和油气处理的难度急剧增加，单位产量的能耗逐年上升。而我国正处经济迅速发展的时期，能源短缺问题日益严重，一定程度上影响了社会的可持续发展。因此，做好节能降耗工作，提高集输系统的能源利用率，降低集输系统的生产成本，从而降低油田开发系统的生产成本，增加效益，对油田的可持续化发展至关重要。

1 油气集输系统能耗特点

（1）油气水处理能耗高，油气蒸发损耗高。油田开采后期，原油含水量高达 80%以上，使油气处理难度加大，处理装置的负荷加大，能耗加大。同时，一些老油田还采用传统的工艺流程，系统密闭有待提高。

（2）热负荷分散，产热设备数量多、运行效率低。油田广泛采用的加热炉，平均运行效率低于75%。

（3）普遍采用燃烧高能质的石油燃料以获取热能。

（4）生产用电量大，电、热力采用分产、分供的方式，利用率低。即动力或电力几乎全部由电网供给，热能则由小型锅炉和加热炉提供。

2 油气集输系统能耗现状和原因

（1）油水比例变化使原来的集输工艺和设施的不适应性，不匹配性日益严重。 例如，进入特高含水开发期后，产油量的减少使外输泵“大马拉小车”现象严重，电耗大。部分油田还沿用传统的进站直接加热升温、沉降的工艺，造成能源浪费，系统效率降低。

大庆油田北十五联合站加热设备耗能现状及节能措施探讨

【摘 要】本文阐述了大庆油田北十五联加热设备的耗能现状，详尽地分析了预热炉、外输炉及站外地下输油管线运行参数的变化范围。通过实测和计算，提出了加热设备的运行参数和具体的节能措施。

【关键词】节约能源；合理运行；精细管理；生产运行；参数最优化

0.前言

自2007年北十五脱水转油站改造及北三西地区产能增加以来，北十五联的来液量增加及综合含水率的上升，使来液量大大超过了预热炉的额定流量值，预热炉热负荷增加，造成了油水混合液通过预热炉后温升不够明显。为此，应积极采取有效的措施予以解决。

1.加热设备耗能现状

1.1预热炉

北十五现有预热炉两台，单台热功率2.5MW，额定流量210m3/h，效率85.72%，设计入口30℃，出口40℃，另有一台2.0MW预热兼脱水炉。

以上两种用预热炉情况都是按来液量28000m3/d，炉的设计热效率计算的结果，而实际生产中，情况比较复杂。因来液量时刻变化，当来液量增加时，在不提火情况下，温升还要下降。另外，炉运行的实际热效率一般要比设计热效率低一点，因而温升还要下降。

1.2外输炉

外输炉是真空相变炉，热功率1.5MW，额定流量160m3/h，效率90%，设计入口35℃，出口55℃。2008年11月投入使用，目前北十五联净化油量约在166-200m3/h，炉进口温度一般在48-54℃，有时还要高一点。因炉自控系统设定的出口油温在65℃，加之脱水炉出口油温一般情况在51-57℃，经站内地面管线和容器后温降在1-3℃（冬季），到外输炉进口处油温也有48-54℃，再经外输炉加热后，出站油温一般在56-63℃，经站外地下管线温降3-6℃，到达北二一的终点油温在53-57℃。这个终点油温有些偏高，地下热能损失偏多，浪费热能。

1.3站外埋地Φ273×7mm输油管线运行参数及散热损失

对于埋地热油输油管线来说，在某一个季节，当输油量和输油温度变化不大的情况下，管线周围的土壤温度即地温，相对来说基本不变或者变化不太大，这就是基本的稳定温度场。