吐哈油田能耗现状及节能潜力研究与应用
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摘 要 通过对6个采油厂、巴喀原稳厂及甲醇厂各系统能耗数据和水平分析计算，结合各系统工艺流程、设备及运行参数，分析评价油田能耗现状，找到制约油田能耗的主要影响因素。利用指标法或技措法对油田节能潜力进行研究，从地面系统的优化调整、天然气的综合平衡及利用、高能耗设备技术改造等方面，有针对性的提出油田节能的技术改造方向及对策。根据研究成果，提出并实施重点节能项目16项，实现节能量1.08×104 tce，为吐哈油田“十一五”期间节能改造规划的持续改进与实施提供技术支持。
关键词节能 潜力研究应用
中图分类号： TE08 文献标识码： A
1目的
1.1吐哈油田“十一五”期间节能目标为6.6×104tce，通过研究，细化、量化分年节能目标及措施，为活动的开展及目标的完成提供指导。
1.2 提高吐哈油田节能改造规划的持续改进与实施水平。通过研究，找出制约油田能耗水耗的影响因素，明确节能改造方向及对策，挖掘节能潜力，提高吐哈油田节能改造规划的适应性、科学性和可操作性。
1.3 促进吐哈油田节能工作的深入开展。通过研究，找出油田生产系统高能耗的环节，分析技术及管理方面存在的问题，为油田节能工作的深入开展提供技术支持。
2 能耗现状及存在问题
2.1 油田能耗现状
2.1.1 “十五”期间，吐哈油田累计消耗能源266×104tce。
2.1.2吐哈油田2006年生产原油205.73×104t，天然气16.54×108m3，共折标煤514×104t，折油气当量338×104t，共消耗能源428537tce，占所生产一次能源的8.34%。
2.1.3吐哈油田能源消耗以天然气、电力和原油为主。天然气、电力和原油能源消耗量之和占油田能源消耗总量的99%左右。其中天然气消耗所占比例最大，占总能耗的56.75%；其次是电力消耗，占总能耗的26.12%；排在第三位的是原油消耗，占总能耗的16.42%。
2.1.4 电力消耗主要集中在采油、天然气处理和注水三大系统，三大系统耗电占生产耗电的94.3%。
2.1.5原油及天然气损耗率偏高。2006年，吐哈油田原油和天然气损耗率分别为2.39%和3.75%，原油和天然气损耗量占油田能源消耗总量的36.31%。
2.2用能方面存在的主要问题
2.2.1电潜泵井和气举井用能水平偏低
电潜泵井平均系统效率只有10.07%，气举井采油液量平均单耗为72.94kgce/t，抽油机井平均吨液单耗为7.59kgce/t。
2.2.2东部老油田原油处理系统负荷率较低
二段脱水及原油稳定系统平均负荷率为30%左右，其中丘陵油田二段脱水及原稳系统负荷率只有19.1%、18.3%。
2.2.3天然气放空问题依然存在
吐鲁番、丘东、鄯善采油厂部分区块地处边远，配套设施建设滞后，每天仍然有8.4×104m3左右天然气存在放空，，造成天然气资源浪费。
2.2.4集输系统效率偏低
集输油泵运行效率45.08%，与国外先进指标相比，存在较大差距。
2.2.5部分联合站脱水工艺（或参数）还需进一步优化
鄯善油田油气比较高，造成换热器换热效率较低，联合站二段热化学脱水温度达到70℃，脱水温度偏高；西部油田原油脱水采用一段脱水工艺，脱水加热负荷较大，增加了天然气消耗。
2.2.6 烟气余热回收力度应进一步加强，以提高用能综合利用水平
燃气发电机普遍存在排烟温度高，部分加热炉排烟温度较高。目前，有各类燃气发电机20台，排烟温度在420-600℃之间，普遍存在排烟温度高的问题，400℃以上的烟气是一种高品位的余热资源，具有较高的利用价值。
2.2.7部分注水泵功率因数低且存在高压水回流
2006年对注水泵监测26台，功率因数合格率53.8%。
2.2.8电力设备选型、配置及管理方面存在薄弱环节
S7型或SL7型变压器等部分高耗电设备仍在使用；电力设备“大马拉小车”现象较普遍；部分电力设备选型、配置不合理，西部油田供电线路变压器平均负荷率为15.85%，合格率23.7%；节电设备维护、管理存在一定问题，以上原因均影响了供配电系统效率的提高。
2.2.9巴喀原稳厂用能方面存在的问题
常压加热炉热效率偏低，加热炉平均热效率为52.62%，排烟温度为242.2℃。与设计值（79相比，热效率降低了26.38%、排烟温度增加了32.2℃；蒸汽锅炉蒸汽减温减压使用，有效能损失较大；部分管线保温情况较差，热力损失过大。
2.2.10原油损耗率高
2006年原油损耗量49241t，占原油产量的2.39%,占吐哈油田能源消耗总量的16.42%，原油损耗存在于采出、集输、储运、原油稳定、污水处理和气处理等工艺过程中。
3.1 机采系统节能潜力
通过气举井转变采油方式，实施电泵井和抽油机井措施调整方案，预计到2010年累计新增节气量766.5×104m3，新增节电量1213.1×104kW.h，折合1.52×104tce，
3.2 放空天然气回收节能潜力
吐哈油田天然气损耗率为3.75%，通过加强温米、丘陵、丘东和吐鲁番等采油厂放空天然气回收和资源化利用工作，能够实现天然气损耗率低于1.8%的要求，预计2007年～2010年累计新增节气量4275×104m3，折合5.69×104tce。
3.3 低效泵改造节能潜力
吐哈油田集输油泵平均运行效率只有45.08%，低于《细则》规定的大于65%的要求，也低于股份公司2006年的68.01%平均水平，主要原因是集输油泵运行工况偏离高效区。通过更新高效泵，对部分低效泵进行改造，可使吐哈油田集输油泵平均运行效率达到65%。
3.4余热回收节能潜力
吐哈油田在余热回收利用方面存在一定的节能潜力。通过对鄯勒10计、巴喀、红台、牛圈湖等站12台燃气发电机和部分锅炉、加热炉安装烟气余热回收装置，到2010年，预计累计节气1020×104m3, 折合1.36×104吨标煤。
3.5油气集输与处理系统
2007年～2010年，油气集输系统通过实施系统优化调整、放空天然气回收及资源化利用、低效泵改造和余热回收等措施，预计累计新增节约天然气5585×104m3,新增节电443×104kW.h，折合7.61×104tce。
3.6供配电线路无功补偿节电潜力
通过实施机采配电系统改造、电力变压器的优化配置和更新、供配电线路无功补偿等措施，预计累计新增节电1789.3×104kW.h，折合0.72×104tce。
3.7 巴喀原稳节能潜力
通过实施加热炉节能技术改造、管道保温、催化剂优选及低温热能利用等措施，预计新增节气量80.2×104m3，减少原油加工损失560t，折合0.19×104tce。
3.8 原油损耗方面的节能潜力
按照2006年原油损耗率2.39%计算，预计到2010年原油损耗率达到《细则》规定的老油田、小断块油田不大于0.8%的要求，则吐哈油田在原油损耗方面仍存在4.88×104tce的节能潜力。
根据上述分析，2007年～2010年，吐哈油田预计节气潜力6797.7×104m3，节电潜力3630.6×104kW.h，节油潜力3.41×104t，折合13.92×104tce。
4应用
4.1 根据研究成果，2007年以来，吐哈油田通过多渠道筹措资金1.91亿元，组织实施节能项目16项，已经完成14项，实现年节气7237.5×104m3、节电986.54×104kW.h、节油1.12×104t，实现节能量1.08×104 tce，经济效益1.18亿元，取得了显著成绩。
5 认识与建议
5.1项目研究紧密结合油田实际情况及生产运行中存在的问题，提出的节能潜力及技术改造措施先进适用，有较强的适用性，可以指导油田节能工作和节能改造规划的持续改进和实施。
5.2在鄯善、温米、丘陵、丘东、吐鲁番、三塘湖等采油厂和甲醇厂、巴喀原稳厂等8个单位应用该技术成果，涉及到采油、油气集输和处理、注水、供配电、炼油化工等生产系统，对于推动吐哈油田节能管理工作具有重要的意义。
5.3 根据油田生产的特殊性，建议每3-5年组织开展一次节能节水潜力研究，以更加有效的指导油田节能节水工作。
参考文献
[1] 解红军等吐哈油田能耗水耗现状及节能节水潜力研究报告中国石油天然气股份有限公司节能技术研究中心