集输联合站节能降耗技术研究与应用

1 引言

油田联合站作为油气集输和处理的核心枢纽，承担着原油脱水、脱硫、脱盐、污水污油回收及合格原油外输等重要任务，同时也是油田生产中的能耗大户。特种油开发公司生产的原油全部为超稠油，具有特殊的物理性质，脱水处理一直采用以水溶破乳剂和油溶破乳剂为主要脱水药剂的两段热化学沉降脱水工艺，能耗问题尤为突出。辽河油田稠油产量占比大，能耗和碳排放占总量 70% 以上，攻关稠油低碳开发新技术成了辽河油田的现实课题。特种油开发公司围绕节能降耗目标，通过技术革新和管理优化，积极探索有效路径，取得了显著成效。本文结合其实际生产情况，系统分析联合站节能降耗技术措施，以期为类似油田提供经验借鉴。

2 集输联合站能耗现状与瓶颈分析

2.1 能耗构成特征

基于辽河油田特种油开发公司集输联合站运行数据，能耗主要集中于三个领域：一是集输加热系统，包括原油集输管线伴热、脱水处理加热等，燃气消耗量占总能耗的 58% ；二是流体输送系统，涵盖外输泵、污水提升泵等设备，电耗占比达 32% ；三是辅助系统，包括照明、自控设备等，能耗占比约 10‰ 。其中，超稠油集输过程的加热伴热与高含水采出液的输送成为能耗控制的核心难点。

2.2 主要技术瓶颈

2.2.1 集输工艺适应性不足

原有“井口加热、单井进站、集中计量”工艺模式，导致加热点分散，热能损失严重。以锦 45 块为例，分散的加热炉运行效率低下，需长期依赖外购气维持生产，既增加成本又存在供应风险。同时，开发后期采出液乳化特性变化，原有分离设备处理效率下降，需延长沉降时间或提高加热温度，进一步加剧能耗负担。

2.2.2 加热伴热系统效率偏低

伴热系统存在两大问题：一是运行模式僵化，全年连续运行导致燃气浪费，尤其非严寒季节热能过剩现象突出；二是设备调控精度不足，锅炉燃烧状态不稳定，烟温过高、空气含氧量超标等问题普遍存在，热能利用率仅为 65%-70% 。此外，导热油系统气蚀问题导致加热效率下降，进一步增加燃气消耗。

2.2.3 外输系统配置冗余

分散布置的外输单元存在“小而散”的问题，部分单元处理量不足设计能力的 40% ，造成设备空转能耗。同时外输泵型号与实际液量不匹配，偏离最佳工况运行，导致单位输送能耗偏高，且设备维护成本居高不下。

2.2.4 防腐问题加剧能耗损失

联合站部分管线设备已运行超过 20 年，原有石油沥青防腐涂层老化破损，管线穿孔、设备腐蚀问题频发。

3 节能降耗关键技术应用

3.1 电能系统优化技术

3.1.1 泵机组变频优化改造

变频调速技术通过改变泵的转速来适应流量变化，使泵的工况始终处于高效工作区，特别适合于处理液量波动较大的情况。根据油田联合站改造实践，将脱水泵、换热泵、原油外输泵、回注泵和反洗泵等进行变频改造后，可使得整个联合站的电能消耗降低 50% 以上。通过利用中频 PLC 系统，结合"峰谷平"时段设置多时段自动升降、启停电加热，实现了电加热运行"一井一策"。

3.1.2 泵设备运行效率提升

针对泵效率低下问题，可采取多种措施：一是对离心泵的叶轮进行切割或更换，当实际流量和扬程远小于工艺要求时，更换小叶轮或切割叶轮可提高运行效率；二是采用高效柱塞泵替代离心泵，在输送介质少、输送压力要求高的场合优先使用。特种油开发公司集输大队特一联合站巧妙采取"二合一模式"，在满足生产要求的前提下，对二次沉降罐向一次沉降罐抽底水、稀油掺入一段和二段系统、外输自循环泵等情况实施错峰运行，降低用电成本。

3.2 加热伴热系统节能技术

3.2.1 伴热系统间歇运行改造

基于设计院模拟计算数据，将伴热系统由全年运行调整为冬季应急运行模式，运行天数缩短至 95 天，关停 10 处低效伴热单元。通过安装温度传感器与自动调控阀门，根据环境温度与管线油温动态启停伴热装置，实现“温度达标即停运、低于阈值再启动”的精准控制。

3.2.2 锅炉运行参数精细化调控

在集输大队高温分离水站建立“一调、二控、三平衡”调控体系：调整炉前燃气压力，由 15kpaA 降至 10kpa，将天然气瞬时消耗量控制在 530 立方米/小时以下；控制锅炉空气含氧量在 3%-5% 、烟温低于 180^∘C ，确保燃烧效率最优；平衡罐区、脱水区、卸油区导热油流量，维持进出油温差15-20℃。通过该技术，锅炉热能利用率提升至 85% 以上，单台锅炉日节气400 立方米。

3.2.3 新型脱水药剂研发与应用

针对传统破乳剂成本高的问题，公司专门成立技术团队聚焦"破乳剂替代优化"，通过对两段脱水工艺的分析比对，将一段初步脱水工艺中使用的水溶性破乳剂作为替代重点。技术人员经过 5 种低成本药剂筛选，10 余次复配试验，最终选定 3 种替代药剂，通过室内模拟试验检验，成功达到初步脱水指标要求。新型脱水药剂在脱水率、配伍性、污水含油、悬浮物等各项指标中"表现突出"，费用相比破乳剂直降 30% 。

3.2.4 导热油系统气蚀治理

针对导热油系统气蚀导致的加热效率下降问题，实施系统改造项目：在膨胀槽增设氮气密封装置，防止空气进入系统；优化导热油循环泵进出口管路设计，消除局部负压；安装在线气蚀监测传感器，实现故障提前预警。

3.3 工艺优化与运行管理创新

3.3.1 不加热集油及低温集油工艺

该工艺基于传统技术，利用压力和温度等因素解决传统集油流程的缺陷，减少了加热需求。通过分析区块集油运行参数，将集油工艺由"井口加热、单井进站、集中计量"优化为"单井计量、环状集油、冷输进站、集中加热"。

3.3.2 脱水系统参数优化

电脱水器是电能消耗大户，保持脱水电场的稳定和降低工作电流可有效节能。将每台脱水器控制电流在 5-30A，单台电脱日耗电量便能控制在400kWh 左右。根据联合站自身含水油油质，合理选择药剂并控制加药量，可在脱水器稳定的情况下调节加热炉参数，炉温最低可控制在 55°C 左右，节省加药量的同时还能大量节省加热炉耗气量。

3.3.3 能耗管理制度完善

完善的制度是节能降耗工作顺利进行的重要保证。特种油开发公司建立了"日检查，周通报，月考核"的监督模式，对投送电加热井的温度、电流、含水等进行不定时督查，对不符合投送要求的送电井及时关停电加热，并将检查结果纳入作业区考核，与奖金挂钩。油田还按照"强度不降则总量不升"的原则，根据能耗强度指标及年度生产任务指标，测算全年能耗总量，每季度检查能耗指标使用进度，对超标单位进行预警并落实奖惩制度。

4 结论

通过分析其能耗现状与技术瓶颈，研究并应用了电能系统优化、加热伴热系统节能、工艺优化与运行管理创新等关键技术，得出以下结论：联合站能耗主要集中于集输加热系统（ 58% ）与流体输送系统（ 32% ），超稠油加热伴热与高含水采出液输送是能耗控制的核心难点，同时存在集输工艺适应性不足、加热伴热系统效率低、外输系统配置冗余、防腐问题突出等技术瓶颈。泵机组变频改造、伴热系统间歇运行、锅炉参数精细化调控、新型脱水药剂研发等技术可有效降低能耗：变频改造使电能消耗降低 50% 以上，间歇伴热使伴热系统能耗下降 62% ，新型脱水药剂使药剂费用降低30% 并减少加热温度，。不加热/低温集油工艺与“日检查、周通报、月考核”管理制度的结合，可进一步提升节能效果，实现技术与管理双轮驱动的节能模式。研究成果可为国内同类超稠油油田联合站的节能降耗工作提供切实可行的技术路径与管理经验，同时为油田实现绿色低碳发展提供参考。

参考文献

[1]司先锋,杨伟,刘辉,等.油田联合站系统节能降耗途径分析与探讨[J].内江科技,2006(1):149-150.