油田接转站内能耗分析及节能研究

赵洪滨，江 婷，杨 倩，杨 微，黄 辉，李 奇

油田接转站内能耗分析及节能研究

赵洪滨1，江 婷1，杨 倩1，杨 微1，黄 辉2，李 奇2

（1. 中国石油大学(北京) 机械与储运工程学院，北京 102249； 2. 中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院，北京 100083）

油气集输工艺接转站的能量供应通常采用加热炉消耗原油的供热方式，用能效率相对较低。为了全面了解接转站的能耗状况，本文以江苏油田某集油站为研究对象，结合热力学第一定律和第二定律基本理论，首先建立了油田集输系统不同设备的数学模型，然后结合现场采集的数据，对集油站能耗的现状进行了定量分析，得到了接转站年内不同时期的能耗，并进一步讨论了气温、油田采出液含水率、伴热热水温度和原油采出液温度对单位能耗的有关影响规律。并创新性地利用㶲 分析方法找出了接转站内用能薄弱环节。研究表明：加热炉耗油量随一年四季变化较明显，原油采出液单位能耗随含水率和加热炉温升的增加线性增加，伴热热水单位能耗随伴热热水加热炉温升增加而增加，并在此基础上给出了减少集输过程能耗的相关措施。

接转站；能耗分析；节能研究

1 接转站流程简介

目前我国大多数主力油田经过许多年的开发建设，已经进入高含水开发阶段[1,2]，原油产量逐年递减，含水不断上升，油田地面各生产系统的负荷率普遍下降，运行效率低，系统能耗升高。随着油田开发的继续进行，产量递减而能耗升高的矛盾将越来越突出[3-6]。针对油田面临的这种生产状况，油田企业应进一步完善集输流程，降低系统能耗，优化运行参数，调整与改造现有的集输系统，大力推行节能降耗技术，使之与油田生产实际相结合，达到降低生产成本、提高系统效率、节约能源的目的。本文在研究油田接转站内部能耗时，创新性地采用了㶲分析的方法，从热力学第一定律和第二定律两方面分析接转站能耗及其部分影响规律。

目前，油田生产过程能耗偏高，采用的是粗放式生产方式，对用能的具体损失分布没有定量的研究，同时，所消耗的能量都是常规的油和电，在生产、输送石油的同时，消耗了大量的宝贵能源。某接转站内部的流程图如图1所示。

油田井口输送过来的油田采出液和伴热热水经加热炉加热，油田采出液加热至满足外输要求后由外输泵输送出站，伴热热水分成两部分，一部分用来给站内储油罐和燃油罐保温，另一部分去往油田给油田采出液伴热从而满足油井至接转站段的集输要求。因此进入加热炉的伴热热水是由站内保温水和油田伴热水混合而成。

表1给出了该接转站内各设备的型号及功率。

2 集输系统能耗评价模型

集输系统接转站中加热炉是重要的耗能设备，占据了系统总耗能量中很大的比例，属于集油站主要的节能对象。加热炉通过燃料燃烧和对流换热两部分完成化学能向被加热介质热能的转换，这个过程伴有排烟损失、化学不完全燃烧损失、散热损失、机械不完全燃烧损失等能量损失过程，基于此分析建立了如下加热炉能量模型。

3 接转站加热炉热负荷分布规律

图2 为2013.04-2014.03某油田接转站内加热炉全年总热负荷及平均气温散点图。从图中可以看出，加热炉总热负荷总体呈现夏天低冬天高的状态，与年日平均气温趋势正好相反，这说明，虽然石油是储存在地下，但是将其开采出来的过程中其运输的热负荷与气温呈现反比的关系。图3给出了加热炉月日平均总热负荷，从图中可以看出，加热炉总热负荷月日平均值冬季明显较高，夏季较低。在2013年8月达到最低值，为275.20 kW；在2013年11月达到最高值，为459.12 kW。因此加热炉总热负荷受一年四季影响较大，而且具有较明显的趋势。

由于进入加热炉中被加热的流体有伴热热水和油田采出液，因此研究两者所占配比具有较大的意义。图4为2013.04-2014.03加热炉中采出液和伴热热水吨液热负荷散点图，由图中可以看出，加热炉中采出液热负荷在40～15 MJ/t的范围内变化，加热炉中伴热热水热负荷在50～90 MJ/t的范围内变化采出液的吨液热负荷高于伴热热水的吨液热负荷，这是由于采出液外输过程中要求温度在 80 ℃左右，因此加热温差大，在加热炉中，采出液盘管的位置处于内侧，接触的火焰温度高，伴热热水管在外侧，接触的换热气体温度稍低。

图5 给出了加热炉中原油采出液、伴热热水月日平均热负荷，加热炉中采出液月平均热负荷在20 14年3月份达到最高值，为117.99 MJ/t；在2013年8月份达到最低值，为65.33 MJ/t。加热炉中伴热热水月平均热负荷在2013年11月份达到最高值，为54.90 MJ/t；在2013年8月份达到最低值，为2 6.00 MJ/t。

4 集输系统能耗影响因素

4.1 采出液含水率对采出液能耗的影响规律

油田开发后期，采出液含水率较高，原油产量递减。图6(a)给出了采出液含水率对采出液单位吨液能耗的影响，从图中可以看出，采出液单位吨液能耗随含水率的增加线性增加。

采出液含水率每增加10%，油田采出液单位能耗增加0.204 MJ/t/K。图6(b)给出了采出液含水率对采出液单位能耗的影响，可以得到，当采出液含水率一定时，采出液单位能耗随加热炉采出液温升增大而增大，当加热炉采出液温升一定时，采出液单位能耗随采出液含水率增高而增加。例如当采出液含水率为0.8，加热炉采出液温升为20 ℃时，采出液单位能耗为75.44 MJ/t。

4.2 加热炉流体温升对能耗的影响规律

图7(a)给出了伴热热水在加热炉中的温升对其单位能耗的影响，从图中可以看出，随着伴热热水温升的增加，伴热热水能耗呈线性增长。加热炉伴热热水温升1 ℃，伴热热水单位能耗增加4.18 MJ。由于伴热热水是为了对井口采出的油田采出液伴热，因此，只要控制在满足伴热要求的范围内使水温升最小即可控制集输系统能耗。

图 7(b)给出了油田采出液在加热炉中的温升对其单位能耗的影响，采出液含水率取该接转站内平均含水率85%。从图中可以看出，随着加热炉油田采出液温升的增加，其能耗呈线性增长。加热炉油田采出液温升每升高1 ℃，油田采出液单位能耗增加3.874 MJ/t。在接转站内给油田采出液增压升温是为了满足下游集输管线的需求，因此，只要控制在满足集输要求的范围内使采出液温升最小即可控制集输系统能耗。

针对本文中的接转站，对于热负荷较大的冬季，通过计算可得，理想伴热热水温升为 10 ℃，单位热负荷为41.8 MJ/t；油田采出液温升为20 ℃，单位热负荷为77.48 MJ/t。对于热负荷较小的夏季，理想伴热热水温升为7℃，单位热负荷为29.26 MJ/t；油田采出液温升为15 ℃，单位热负荷为58.11 MJ/t。而该油田为粗放式生产，对油田伴热热水温度和流量没有一个严格的控制，因此如果加强油田对于伴热热水的监控调节系统，如有些井含水率较高，产液量极大，对于这些井可以取消管道热水伴热，依靠油井生产时的自身压力和温度将采出液通过管线输送；在主管线分叉处安装伴热热水流量计和流量控制阀，这样便于分配伴热热水量，避免流量过大引起的耗散，并在加热炉安装温度监测系统，严格控制加热炉出液温度，那么油田的能耗在一定程度上可以有所减小。

4.3 油田集输系统典型工况㶲分析

图8给出了接转站内一个典型日的能流图，从图中可以看出燃料的化学能中有 46.6%转化成了伴热热水的内能，18.9%转化成了采出液的内能，还有34.42%以各种形式散失到环境中。

表2给出了典型工况日加热炉的运行参数及㶲效率等计算参数，由表中可得，加热炉的㶲损失为599.097 kW，㶲效率为11.31%，而一次能源效率为65.57%；从一次能源效率来说效率已经相对较高了，但是㶲效率却很低。这是由于能量不仅有量的多少，还有质的高低，化学㶲的品质高于内能㶲，因此传统加热炉设备是对能量品质的一种浪费。

图9 给出了典型日系统㶲损失分布，伴热热水所得㶲和原油所得㶲分别为62.696 kW 和22.412 kW，所占总㶲投入的比例为11.64%。

从图9 可以看出，接转站内加热炉㶲损失为88.69%，而第一定律所给的热损失只有34.43%，因此油田接转站目前的能量品质损失较大。这是由于，目前大部分油田都采用直接燃烧原油来加热采出液和油田伴热热水，燃烧过程和传热过程㶲损失都比较大，所以再改进油田接转站伴热方式时可以采用更好的替代方式替代传统这种直接燃烧原油供热的方式，比如采用因地制宜，采用太阳能和生物质能辅助的方式来加热油田采出液和伴热热水，以寻求更高的㶲效率。

5 结 论

加热炉耗油量和加热炉热负荷随一年四季变化较明显，夏季加热炉耗油量低，冬季加热炉耗油量高，环境对接转站加热炉能耗有明显的影响。当采出液含水率一定时，采出液单位能耗随加热炉采出液温升增大而增大，当加热炉采出液温升一定时，采出液单位能耗随采出液含水率增高而增加。例如当采出液含水率为0.8，加热炉采出液温升为20 ℃时，采出液单位能耗为75.44 MJ/t。可以在加热炉安装温度监测系统，严格控制加热炉出液温度，减小系统能耗。随着伴热热水温升的增加，伴热热水能耗呈线性增长。加热炉伴热热水温升 1℃，伴热热水单位能耗增加4.18MJ。加强油田对于伴热热水的监控调节系统，控制油田伴热热水温度和流量，减小系统能耗。系统㶲损失主要在于加热炉内燃烧过程、传热过程以及排烟；另外，管路的换热损失也较大，而水泵、油泵的㶲损失相对较小。可以利用可再生能源替代传统能源或者采用新型工艺流程，提高系统㶲效率。

［1］ 魏立新，刘扬．油田集输系统生产运行方案优化方法[J]．大庆石油学院学报，2005，29(3)：47-49．

［2］ 刘万丰．油气集输系统生产运行方案优化方法[J]．油气田地面工程，2010，29(2)：32-33．

［3］ 王静，王陆，马文英．油气集输系统生产运行方案优化方法[J]．能源科技，2014(03)：44．

［4］ 单孝森．大庆采油三厂集输系统能量利用最优化研究[D]．大庆：大庆石油学院，2007：9-38．

［5］ 袁永惠. 油气集输能量系统的热力学评价与分析[D].大庆：大庆石油学院，2009.

［6］张兰双，魏立新，王秀文,等.原油集输系统效率计算与能耗分析软件开发[J].油气田地面工程，2005,24（11）：13-15.

Research on Energy Consumption and Saving in an Oilfield Transfer Station

ZHAO Hong-bin1，JIANG Ting1，YANG Qian1，YANG Wei1，HUANG Hui2，LI Qi2
（1. College of Mechanical and Transportation Engineering, China University of Petroleum, Beijing 102249，China；2. China Petroleum and Chemical Co., Ltd., Research Institute of Petroleum Exploration Development, Beijing 100083，China）

The power in an oilfield transfer station is usually supplied from crude oil combustion in heat furnace, but the energy efficiency is relatively low. In order to comprehensively understand and analyze energy consumption condition in the station, a transfer station in Jiangsu oilfield was chosen as the research object. Combined with basic theories of the thermodynamics first law and second law, the mathematical models of different devices in gathering and transportation system were established firstly, and then combined with the on-site data, the quantitative analysis on the current situation of energy consumption was carried out, and the energy consumption at different period in a year was obtained. Meanwhile influence of different factors such as oilfield produced fluid volume, ground temperature, heat tracing hot water temperature and produced crude oil temperature on the unit energy consumption was analyzed, the system energy loss factor was found out by the exergy analysis. The results show that the oil consumption of heat furnace obviously changes with the four seasons in a year; unit energy consumption of the produced crude oil linearly increases with increasing of the moisture content; and unit energy consumption of the heat tracing hot water increases with increasing of the heat furnace temperature. Finally based on the above analysis results, some relevant measures were recommended to reduce the energy consumption during gathering and transportation process.

Oilfield transfer station; Energy consumption analysis; Energy saving research

TE 832

： A

： 1671-0460（2015）05-1096-05

国家自然科学基金，项目号：No.51274224。

2014-11-27

赵洪滨（1964-），男，北京人,副教授，博士，1988年毕业于清华热能系，研究方向：从事系统节能工作。E-mail：hbzhao@cup.edu.cn。