高含水后期油气集输系统效率及能耗计算分析

1、摘 要油田既是产能大户，也是耗能大户。油田地面工程耗能在整个油田耗能中占有较大比例，而原油集输系统又是油田地面工程的主要耗能部分。目前国内外对高含水后期油气集输系统效率及能耗分析的研究报道比较少，因此，急需进行大量的工作弥补这方面的不足。本文依据大庆采油四厂杏十联地区原油集输系统冬季掺水加热期运行数据测试结果，对该地区原油集输系统各部分进行了效率及能耗计算。论文主要包括如下几部分：联合站效率及能耗计算、转油站效率及能耗计算、集输管网效率及能耗计算以及整个原油集输系统效率及能耗计算。在计算的基础上分析了集输系统各部分的用能状况，找出了该地区原油集输系统用能的薄弱环节，通过计算分析，该系统热耗占总

2、能耗的95.76%，因此降低热耗是提高能量利用率的关键。转油站能量损耗占系统总能损的75.62%，是整个系统中能损最大的部分。提出了节能改造方案，并预测了该系统的节能潜力。预测经过节能改造后，该地区油气集输系统每年节电1.878106kWh，每年节气2.11106m3，年节约能量107MJ。关键词：油气集输系统；效率；改造；能耗；计算AbstractThe oil field is a large energy producer, as well as a large energy consumer. The energy consumption of oil field surface en

3、gineering is a large proportion in the oil field, and the oil gas gathering system is the main energy consumption of the oil surface engineering, the analysis and reports of high containing water period oil gas gathering system efficiency and the energy consumption computation home and broad is not

4、enough. Therefore, a lot of work is needed to make up for this deficiency. The thesis is based on the result of the high containing water period oil gas gathering system efficiency and the energy consumption computation analysis on Daqing No.4 Oil Production Plant. And make computation on each syste

5、m .The thesis includes the sections as following: the computation of union station efficiency, the computation of Oil Transfer Station, the computation of pipeline network efficiency, the computation of oil gas gathering system efficiency. Make an analysis on each system based on the computation, di

6、scovers the weak part. Through the computation, the heat consumption is % of the total energy consumption. So, reduce thermal energy consumption is the main work; Oil Transfer Station energy loss can be accounted for 75.62% of the total system, its the largest losses of the system. Proposes the ener

7、gy conservation transformation plan, predicts the energy-saving of each system and the gathering system. Through the transformation, the energy-saving of the gathering system is 1.878106kWh per year; the gas-saving is 2.11106m3; the energy conservation is 107MJ per year.Key words:Oil gas gathering s

8、ystem; Efficiency; Transformation of energy conservation; Energy consumption; Computation目 录 TOC o 1-2 h z u HYPERLINK l _Toc171168720 第1章 概 述 PAGEREF _Toc171168720 h 1 HYPERLINK l _Toc171168721 研究目的意义 PAGEREF _Toc171168721 h 1 HYPERLINK l _Toc171168722 油田节能降耗技术现状 PAGEREF _Toc171168722 h 1 HYPERLINK

9、 l _Toc171168723 本文的主要工作 PAGEREF _Toc171168723 h 5 HYPERLINK l _Toc171168724 第2章 油气集输系统流程简介 PAGEREF _Toc171168724 h 7 HYPERLINK l _Toc171168725 2.1 转油站集输工艺流程 PAGEREF _Toc171168725 h 7 HYPERLINK l _Toc171168726 杏十联合站集输工艺流程 PAGEREF _Toc171168726 h 8 HYPERLINK l _Toc171168727 杏十联地区原油集输系统工艺流程 PAGEREF _T

10、oc171168727 h 8 HYPERLINK l _Toc171168728 第3章 集输系统效率及能耗计算模型 PAGEREF _Toc171168728 h 10 HYPERLINK l _Toc171168729 能量平衡分析模型 PAGEREF _Toc171168729 h 10 HYPERLINK l _Toc171168730 能量平衡原理 PAGEREF _Toc171168730 h 11 HYPERLINK l _Toc171168731 本章小结 PAGEREF _Toc171168731 h 11 HYPERLINK l _Toc171168732 第4章 集输系

11、统效率及能耗计算方法 PAGEREF _Toc171168732 h 12 HYPERLINK l _Toc171168733 术语解释 PAGEREF _Toc171168733 h 12 HYPERLINK l _Toc171168734 部分计算公式 PAGEREF _Toc171168734 h 13 HYPERLINK l _Toc171168735 本章小结 PAGEREF _Toc171168735 h 17 HYPERLINK l _Toc171168736 第5章 杏十联地区集输系统效率及能耗计算 PAGEREF _Toc171168736 h 18 HYPERLINK l

12、_Toc171168737 杏十联合站效率及能耗计算分析 PAGEREF _Toc171168737 h 18 HYPERLINK l _Toc171168738 杏十联地区转油站效率及能耗计算分析 PAGEREF _Toc171168738 h 22 HYPERLINK l _Toc171168739 杏十联地区管网效率及能耗计算分析 PAGEREF _Toc171168739 h 27 HYPERLINK l _Toc171168740 杏十联地区集输系统效率及能耗计算 PAGEREF _Toc171168740 h 32 HYPERLINK l _Toc171168741 本章小结 PA

13、GEREF _Toc171168741 h 34 HYPERLINK l _Toc171168742 第6章 集输系统节能改造潜力预测 PAGEREF _Toc171168742 h 35 HYPERLINK l _Toc171168743 杏十联地区原油集输系统节能措施 PAGEREF _Toc171168743 h 35 HYPERLINK l _Toc171168744 杏十联合站节能改造潜力预测 PAGEREF _Toc171168744 h 35 HYPERLINK l _Toc171168745 杏十联地区转油站节能改造潜力预测 PAGEREF _Toc171168745 h 36

14、 HYPERLINK l _Toc171168746 杏十联地区管网节能改造潜力预测 PAGEREF _Toc171168746 h 38 HYPERLINK l _Toc171168747 杏十联地区集输系统节能改造潜力预测 PAGEREF _Toc171168747 h 38 HYPERLINK l _Toc171168748 本章小结 PAGEREF _Toc171168748 h 40 HYPERLINK l _Toc171168749 结论 PAGEREF _Toc171168749 h 41 HYPERLINK l _Toc171168750 参考文献 PAGEREF _Toc17

15、1168750 h 43 HYPERLINK l _Toc171168751 致 谢 PAGEREF _Toc171168751 h 46 HYPERLINK l _Toc171168752 附 录 PAGEREF _Toc171168752 h 47概 述研究目的意义油田是产能大户，也是耗能大户。随着含水率的增加，原油集输系统能耗占油田地面系统能耗的比例达到70%以上。因此，提高集输系统效率是油田节能降耗的关键环节。本文通过对高含水后期油气集输系统效率及能耗进行测试分析，给出集输系统能耗分布状况，找出造成系统效率低、能耗高的主要影响因素，提出节能改造措施，并预测改造后的节能效益，从而达到节能

16、降耗的目的。油田节能降耗技术现状由于我国油田大部分采用加热方式进行集输，因此油气集输系统自身消耗了大量的能源，特别是随着许多老油田进入高含水后期，开发难度不断增加，集输能耗逐年上升。因此，节能降耗已经成为石油企业降低成本、提高经济效益的重要途径。进行节能工作的前提是进行能量平衡分析。通过能量平衡分析可以了解油气集输系统的用能现状、用能水平、预测节能潜力和节能效果，为节能改造提供可靠的科学依据。下面介绍国内外油田节能降耗集输的进展状况：1充分利用油井进入高含水后期，油井出油温度和产液量较高的现状，从而实现常年不加热集油。随着油田全面进入高含水后期开采阶段，油井出油温度呈上升趋势；当原油含水率高于

17、80%后，剪切速率的变化对含水原油粘度已无明显影响，表明含水原油转相，采出液完全呈现牛顿流体的流动特性；另外，进入高含水后期，集油管道管壁结蜡量也明显下降，因此，应充分利用高含水后期油井生产的有利条件，对油井实现不加热集油。且这类不加热集油井由于高含水后期、高产液不需加流动改进剂1。2实施降温集油实施降温集油的油井是含水率已超过转相点但产液量低于100 t/d或处于转相点附近的油井。其采用的技术措施如下：不加流动改进剂，采用掺常温水措施，提高油井总含水率，促进转相。从而改善流动条件，实现常年降温集油。该措施已在全油田推广，但实施范围及效果仍有差别。降低掺水温度，实现降温集油。对含水率已经超过转

18、相点但产液量较低的油井，由于液流已不受粘度温度关系影响，可使集油温度降低到凝固点附近甚至低于凝固点。具体措施是降低掺水温度，但要根据集油系统条件，经过集油参数优化及生产实践确定经济合理的集油温度范围。通过加流动改进剂实现降温集油及不加热集油。流动改进剂对集油温度有较明显影响，随着加药量的增大，集油温度明显降低，而且其影响随产液量及含水率的上升而增大。这种变化主要是由流动改进剂对含水原油粘度及乳状液形态的改变引起的。因此，加流动改进剂不仅可以实现降温集油，而且如果集油温度降到混合出油温度以下，还可实现不加热集油2。3进行低能耗油气集输配套的低能耗输液、低温游离水脱除及低温含油污水处理工艺攻关及推

19、广大范围不加热集油或常温集油会明显降低集油温度。实施不加热集油及降温集油，只有配套常温输液、常温游离水脱除及常温含油污水处理，才能最终摆脱对高含水产出液的升温处理，实现全过程低能耗集油3。常温输液。加流动改进剂及破乳剂常温输液试验表明：离心泵在低温下输送高含水原油是可行的。加化学助剂可以实现常温输液，但加药次数及加药量要优选，需进行整个集油系统一次加药还是多次加药的试验。也可进行螺杆泵输液试验。常温游离水脱除。近年来开展的加流动改进剂降粘、转型试验表明：一定浓度的流动改进剂，能降低含水原油转相温度；降低含水原油粘度，有利于改善油水分离条件，特别是有利于改善利用重力分离原理的游离水脱除条件及含油

20、水处理的除油条件。因此，应该继续从优化筛选流动改进剂、破乳剂入手，开展室内及现场加药试验，以较低加药量获取较大幅度降温，力争把处理温度降到2830。为了尽可能减少大量添加化学助剂给原油生产成本增加带来的压力，要从多方面为降低集油温度创造条件，进一步挖掘填料在提高油水分离效率方面的潜力，最大限度降低填料型游离水脱除器的沉降温度。进一步改善破乳剂的低温破乳性能及高效性能，即利用管道破乳及游离水脱除降低沉降温度并使其保持良好的电化学脱水性能，以减少流动改进剂的使用。优化集油参数，调整集油系统，充分利用油井出油温度；充分利用高产液井热力条件减少热损失，保持尽可能高的系统出油温度，以缩小利用流动改进剂集

21、油的范围46。4油气集输处理系统耗能分析及用能优化方法的建立通过这一方法可使采油厂集输系统用能做到有分析、有预测、有计划，使集输能耗得到有效控制。为此，要充分利用各厂地面工程信息系统数据库，建立集输系统仿真、用能分析及运行参数优化软件，逐步形成适于各厂原油集输系统工艺条件及管理模式的软硬件系统，并利用这套方法及手段，建立用能调度管理体系，把用能指标、监管要求、奖惩办法纳入用能调度管理系统，使节能降耗成为强化经营管理、控制和降低生产成本的有效措施7。对管网进行效率计算，分析管网的薄弱环节8。5利用热泵技术回收含油污水中的余热随着油田的不断开发，油田产水量及注水量将大幅度增加。使用热泵提取含油污水

22、余热，将其中的热量回收给联合站采暖伴热，另一部分用于集油或原油脱水，节能效果很明显9,10。6根据油田及工艺技术发展，调整设计技术界限，实现优化运行随着油田进入高含水后期开发阶段，地面工程运行条件与中低含水期相比发生了很大变化，同时由于油田节能降耗、降低原油生产成本的趋势及近年低能耗工艺技术的发展，为了达到节能降耗、降低生产成本，实现全系统优化运行的目的，需要进一步调整有关主要设计技术界限(包括工艺参数)：油井出油温度预测方法；集油温度界限；集油方式的技术界限；游离水脱除的技术界限；与投加化学助剂相关的技术界限。对老旧机泵进行更新改造11，安装变频器和调整泵的规格，提高集输效率；转油站合并、脱

23、水站改放水站，降低转油站、脱水站泵管压差，可减少输油（液）耗电，从而达到节能目的12。7优化低负荷系统运行方案，降低系统运行能耗13在与产油量有关的各系统面临低负荷运行时期到来之前，应认真考虑好系统调整改造方案，以利于系统高效运行14。这一方案必须按大区进行各系统的能力测算，因此必须开发原油集输、处理、外输及油田气系统的优化运行软件，才能科学实际地开展评价及确定系统改造方案。建立优化数学模型15,16，对管网进行优化17,35,36。软件应具有流程仿真、测算不同生产规模下系统技术经济适应能力及在给定的系统条件下优化运行方式的功能。同时，推广先进地面工艺技术，采用连续脱水技术18。通过改进脱水泵

24、19也能达到节能降耗，优化系统运行的目的。8全面实施注水系统装置节能型配置及优化运行，降低用电单耗，实现高效生产运行在今后注水量增加的情况下，要有效的控制注水耗电，就需要采取降低注水单耗的有效措施。要降低注水单耗，必须提高注水系统效率。注水系统能量损耗，主要由电机损耗、注水泵损耗及管网损耗三部分组成。分析影响注水系统效率的这三个因素，电机效率的变化幅度很小。因此，影响注水系统效率的主要因素是注水泵效率及管网效率，而影响注水泵效率及管网效率的主要因素是注水系统的运行方案和注水泵的性能。因此，要在注水系统运行优化及注水泵性能改进等方面进行深入研究2023。9加热炉节能措施使用高效加热炉和新型高效燃

25、烧器；用自动空气调节器或在运行中根据烟气中氧含量的大小随时调节进风挡板，以控制过剩空气系数在1.2之间；在烟管内加翅片管、紊流带或循环水管等以降低排烟温度，减少排烟损失；对于有充足气源的油田，可采用加热炉改烧天然气技术，如果伴生气量不能满足实际生产的需要，则可以考虑采用燃煤分体相变加热装置；采用新型保温结构及材料，以降低由于加热炉表面散热造成的热损失；改进加热炉及燃烧道结构，提高热效率；适当提高加热炉的工作压力；另外，还可以利用变频调速控制加热炉助燃风量，以减少排烟损失。实践证明，这些措施在生产上都是可行的，并获得了巨大的经济效益。10采用原油密闭生产及新型高效的油气水三相分离器24为解决好高

26、含水后期生产时大量低温高含水原油处理问题，关键是解决原油预脱水。原油密闭输送能最大限度减少油气损耗,实现油气处理的安全运行, 减轻了环境污染2528。油区集油干线来液进联合站后，不加热直接进高效油气水三相分离器，将油、气、水初步分离。污水去污水处理站，天然气去气体处理厂处理，原油进电脱水器进一步深度脱水，合格原油进负压稳定塔稳定后，增压外输。油气水三相分离器结构及工作原理：油气水三相分离器主要由进料分离筒、捕雾器、布液板、防冲专职、稳流装置及油水室等组成。油气水混合物从切线进料口进入进料分离筒以后，利用离心力、重力及碰撞分离，脱出的气体经平衡管与沉降室脱出的气体混合，通过捕雾器后流出设备。油水

27、混合物经导液管进入沉降室，分离出的原油翻过塌板进入油室排出，水经集水管进入水室后流出装置外，泥沙等污物由设备底部的入孔及排污孔排出。油气水三相分离器特点：（1）应用气液预分离技术，提高分离器的处理能力。气液混合物在进料分离筒中将90%以上的天然气预先分离出来，降低了分离器内的气相负荷，使分离器溶剂利用率由60%提高到90%，提高设备的处理能力。（2）设置防冲装置，延长设备寿命。油田进入高含水后期，随着产液量加大，采出的沙量也增加，而采出液中含沙对设备造成了相当大的损害。为此专门设计了防冲装置。以其凹面迎着导液管口，从导液管口射入的混合物冲击它的表面时，流体的速度和运动方向突然改变，起到了转向器

28、的作用，减小了动能，而且避免了流体直接冲刷筒体下部，防止了沙腐蚀穿孔，延长了设备的寿命，节约了成本。（3）利用水位调节装置，保证设备平稳运行。为了实现沉降室油水界面的调节，在水室集水管出口处，安装了一个水位调节装置。有效的抑制了液量波动及其它干扰对油水分离过程的影响，保证了设备有一个稳定、良好的工作状态。11. 影响集输系统效率的因素集输工艺、输油动力设备、热能损耗、输送温度、原油粘度对油气集输系统效率均有不同程度的影响2931。通过选用合理、先进、经济的集输工艺，优化布站技术，加强生产管理，搞好热能综合利用，推广应用节能型输油动力设备和保温材料，以节能为中心采用先进、合理的工艺和设备进行生产

29、改造。对转油站、联合站节能改造，加热炉的改造，提高集输系统效率32。本文的主要工作（1）建立原油集输系统能量平衡分析模型。（2）计算分析大庆采油四厂杏十联地区原油集输系统转油站、杏十联合站和管网的效率及能耗分布情况。（3）找出造成系统效率较低、能耗较高的主要影响因素。（4）提出大庆采油四厂杏十联地区原油集输系统调整改造方案，并预测节能潜力及节能效益。油气集输系统流程简介本文测试计算内容选择的区块为大庆采油四厂杏十联地区原油集输系统。测试内容包括该系统下辖的联合站1座，转油站2座，计量间3个及井口到计量间、计量间到转油站和转油站到联合站之间的管道。下面分别介绍该地区转油站、杏十联合站及原油集输系

30、统的工艺流程。 转油站集输工艺流程转油站工艺流程方框图如图2-1所示。各计量间来液首先进入汇管，经汇合后输往三合一，经三合一后分为三部分：天然气、经过三合一简单分离出来的水以及含水油。其中天然气经除油器后输往流量计间，然后一部分外输到杏十联，一部分用于二合一加热炉自耗（其中各站天然气流程可能有些不同，如某站自产的气量较少，无法满足该站自耗用气时，需要天然气处理厂补充供应一部分天然气）；由三合一简单分离出来的水经二合一加热炉加热后进入泵房，再经泵加压后通过阀组送回计量间；含水油进入泵房升压，经流量计计量后再经调节阀外输至杏十联井口来液去杏十联回计量间三合一二合一加热炉泵流量计除油器一水 含水油

31、天然气 图2-1 大庆采油四厂杏十联地区转油站集输工艺流程杏十联合站集输工艺流程杏十联合站集输工艺流程如图2-2所示。通过脱水站处理的油分为两部分：一部分油是转油站来液。转油站来液首先经过游离水脱除器，分离出的油加压后送往一段加热炉，由一段加热炉出来后进入电脱水，经电脱水处理后进入二段加热炉，然后被送往净化缓冲罐处理，再经输油泵被送往计量间，经外输流量计计量后外输；另一部分油是污水沉降罐的油，这部分油经收油泵加压后送往游离水脱除器。脱去的水经污水泵进入污水处理系统，然后排掉。转油站来液排污游离水脱除器二段炉净 化缓 冲一段炉电脱水污水处理外输计量污水岗外输图2-2 杏十联合站集输工艺流程杏十联

32、地区原油集输系统工艺流程杏十联地区原油集输系统工艺流程如图2-3所示。井底产液与计量间来的掺水在井口混合后经集油管道输送到计量间，计量间对单井产液量和掺水量进行计量后输送到转油站，转油站进行气液分离和油水沉降分离，分离出来的天然气部分自耗，剩余部分输送至杏十联脱水站，杏十联脱水站一部分气自耗，剩余部分输送至天然气公司处理；转油站沉降后的含油污水经加热及泵升压后进行回掺水；沉降分离后的高含水油输送到杏十联脱水站进行沉降、加热、加药、电脱水处理，处理后的合格油经加热炉加热、外输泵升压后外输至杏三联合站，沉降分离后的含油污水进入污水处理系统处理。井口井口井口井口油管掺水管油管掺水管计量间计量间转 油

33、 站杏 十联合站气管油管气外输油外输污水处理图2-3 杏十联地区原油集输工艺流程集输系统效率及能耗计算模型本章通过建立能量平衡分析模型，对集输系统效率及能耗进行分析计算。能量平衡分析模型联合站、转油站、集输管网效率计算采用黑箱分析模型33,34, 如图3-1所示：Ew2Eow1Eow2Ew1EfEeE1图3-1 联合站、转油站、集输管网能量平衡黑箱分析模型Eow1油井来液带入能; Eow2外输液带出能; Ew1循环水带入能;Ew2 循环水带出能; Ef供给的燃料能; Ee供给的电能;E1系统总能耗; Ehi热能; Epi压能。由上述黑箱模型可以得出各项能量： (3-1)供给能量： (3-2)有

34、效能量： (3-3)系统能损: (3-4)能量平衡原理 对大庆采油四厂杏十联地区原油集输系统来说，其能量平衡关系遵守热力学第一定律，即能量守恒原理：输入系统的能量有效利用能量各项损失能量。即：式中：外界供给系统的能量之和； 系统有效利用的能量之和；系统的各项损失能量之和。此外，系统中物料在传输与转换过程中还应遵守物料平衡方程，即输入物料应等于输出物料及中间损失物料之和。上述能量平衡方程是建立测试模型、确定测量项目、选择测点及处理数据的理论依据。本章小结本章通过建立能量平衡分析模型，为集输系统效率及能耗的分析计算奠定了理论基础。联合站、转油站、集输管网效率计算均采用黑箱分析模型。集输系统效率及能

35、耗计算方法本文测试数据来自大庆采油四厂杏十联地区原油集输系统冬季掺水加热期运行数据。共测试杏十联合站1座，转油站2座，及井口到计量间、计量间到转油站、转油站到联合站三部分管网。评价分析执行SY/T 5264-1996 原油集输系统效率测试和单耗计算方法。术语解释(1) 原油集输系统原油从油井产出后，经计量、接转、脱水、稳定、外输到油库的整个工艺处理系统。(2) 原油集输系统效率被测系统各站站效与其管效乘积的加权平均值。(3) 站效介质进、出该站具有的能量的差值与该站供给介质能量比值的百分数。(4) 管效介质在各管道（外输、掺液、热水伴随、采暖、二段脱水、原油稳定）末端具有能量与介质在该管道首端

36、具有的能量比值的百分数。(5) 站的热能利用率介质进、出该站具有的热能的差值与该站供给介质热能比值的百分数。(6) 站的电能利用率介质进、出该站具有的压力能的差值与该站供给介质电能比值的百分数。(7)原油集输系统的单耗被测系统每集输1t液体所消耗的各种能量。(8) 外输管道单耗外输管道每输1t液体、距离1km时所消耗的各种能量。(9) 外输管道单位散热外输管道在输送液体时管道的单位外表面积的平均散热量。部分计算公式(1)站效计算 站效计算公式： (4-1)式中：介质从该站带出的能量（相对于计算参数基准），； 该站供给介质的能量，；介质带入该站的能量（相对于计算参数基准），。其中， (4-2)式

37、中：分别为各类站外输油或含水油量、采暖热水量、伴热总水量、掺液总量，；对应介质比热容，；各类站外输出站、采暖热水、伴热热水、掺液、稳定炉出口温度，；一、二段脱水炉出口介质具有的热能，；站内各类泵出口介质具有的压力能，；管道种类数，种。 (4-3) (4-4)式中：、分别为一、二段脱水液量，；、分别为一、二段脱水的介质比热容，；、分别为一、二段脱水炉的出口温度，； 分别是各类站外输泵出口压力、掺液出口汇管压力、伴热出口汇管压力、二段脱水泵出口汇管压力、采暖热水泵出口汇管压力、原油稳定泵出口压力，；对应液体密度，；泵的种类数，种。 (4-5)式中：各类站外输炉进口、采暖回水、伴热回水、油进站汇管（

38、掺液流程）、稳定炉进口、外输管末端温度，；一二段脱水炉进口介质具有的热能，；站内各类泵进口介质具有的压力能，；管道种类数，种。 (4-6)式中：、分别为一、二段脱水炉的进口温度，。 (4-7)式中：分别为各类站外输泵、掺液泵、伴热水泵、采暖热水泵、二段脱水泵、原油稳定泵的进口、外输管末端压力，;泵的种类数，种。 (4-8) 平均站效计算公式 (4-9)式中：某站的站效，%；平均站效，%；某站的供给能量，；被测系统的站数，座。(2)管效计算 管效计算公式 (4-10)式中：某类管道管效，%。 平均管效计算公式 (4-11)式中：平均管效，%；被测系统的某类管道总数或总管道数。(3)热能利用率计算

39、公式站的热能利用率计算公式 (4-12)式中：站的热能利用率，%。站的平均热能利用率计算公式： (4-13)式中：站的平均热能利用率，%； 某站的热能利用率，%； 被测系统站数，座。(4)站的电能利用率计算公式站的电能利用率计算公式 (4-14)式中：站的热能利用率，%。站的平均电能利用率计算公式： (4-15)式中：站的平均热能利用率，%； 某站的热能利用率，%； 被测系统站数，座。(5)站外输管道的单耗计算 站外输管道每输送1t液、距离1km的单耗计算 (4-16)式中：原油外输管道每输送1t液、距离1km的耗能量，；外输管的长度，km；重力加速度， 。 站外输管输送介质时每单位外表面积平

40、均散热量计算 (4-17)式中：外输管道单位散热，；外输管外径，。(6)系统效率计算原油集输系统效率计算公式： (4-18)式中：原油集输系统效率，%；某站管道管效，%；某站站效，%；某站的耗气（油）量，；某燃料基低位发热值，；某站的耗电量，；电能折算系数（当量热值），；被测站数，座。本章小结本章给出了集输系统效率及能耗计算公式，利用所给出的公式可对原油集输系统各个部分站效、管效、热能利用率、电能利用率、管道效率及能耗等分别进行计算，这些公式是计算原油集输系统效率及能耗的基础。杏十联地区集输系统效率及能耗计算本章主要依据第四章的集输系统效率及能耗计算公式对杏十联地区原油集输系统及下辖各个子系统

41、进行效率及能耗计算。本章计算所用数据来自杏十联地区原油集输系统冬季掺水加热期实际运行数据，包括该地区联合站1座，转油站2座，计量间3个及其下辖的井口24个的站及管道运行数据。杏十联合站效率及能耗计算分析杏十联合站测试数据详见表5-1。表5-1 杏十联合站2006年10月23日测试数据测量数据单 位3测试数据二段脱水液量t/h二段脱水戒指比热容kJ/(kg)二段炉进口温度二段炉出口温度二段脱水泵进口汇管压力MPa二段脱水泵出口汇管压力MPa外输泵进口压力MPa外输泵出口压力MPa采暖热水量t/h100采暖热水泵出口汇管压力MPa采暖热水进口汇管压力MPa采暖热水出口温度采暖回水温度 续表5-1测

42、量数据单 位3测试数据外输液量t/h进站液量t/h外输介质比热容 kJ/(kg)外输炉进口温度外输出站温度56外输介质密度t/m3站耗燃料气量m3/h燃料基低位发热值kJ/m341860站耗电量 (kWh)/h联合站效率及能耗计算过程以杏十联合站2006年10月23日测量数据计算为例，计算公式如下：介质带入能量中二段脱水炉出口介质具有的热能由公式(4-3)得： =75.33.45542.51000 =1.12107 ()介质带入能量中站内各类泵出口介质具有的压力能 由公式(4-4)得：=(862+1000.613/1)1000 =1.03105 () （3）介质从该站带出的能量 =(56+10

43、04.18645.07)1000+1.12107+1.03105 =3.33107 ()（4）介质带出能量中二段脱水炉出口介质具有的热能 由公式(4-6)得：=75.33.45534.781000 =0.91107 ()（5）介质带出能量中站内各类泵出口介质具有的压力能 由公式(4-7)得：=(1000.207/1+0.04/162)1000 =0.26105 ()（6）介质带入该站的能量=(100)1000+0.91107+105 =2.58107 ()（7）该站供给介质能量 由公式(4-8)得： =2041860+3600 =0.87107 ()（8）杏十联合站站效 由公式(4-1)得：=

44、(107-2.58107)/ 107100%=%（9）杏十联合站平均站效 由公式(4-9)得：=(%107+81.73%0.91107+%0.96107)/( 107+0.91107+0.96107) =7%（10）杏十联合站热能利用率由公式(4-12)得：=(56-)+(-)(45.07-39.88)1000+(1.12107-0.91107)/(41860)100%=%（11）杏十联合站热能平均利用率由公式(4-13)：=(%41860+%41860+%41860)/(41860+41860+41860)100% =82.75%（12）杏十联合站电能利用率由公式(4-14)得：=(1.03

45、105-105)/(3600) =2%（13）杏十联合站平均电能利用率由公式(4-15)得： =(2%103.66+%107.4+30.59%99.8)/(103.66+107.4+99.8) =%（14）杏十联合站平均供给能量 Esup=+266.984+292.96)/341860+(+80.417+75)/33600 24 =108 ()（15）杏十联合站有效能量Eef+266.984+292.96)/34186082.75%+(+80.417+75)/3360029.01%) 24 =2.13108 ()（16）杏十联合站能损Ei = Esup -Eef=2.62108-2.13108

46、 =0.49108 ()（17）能量利用率= Eef/Esup =(2.13108)/(2.62108) 100% =81.35%（18）能损系数= Ei /Esup =(0.49108)/(2.62108) 100% =18.65%联合站站效及能耗计算结果联合站能量平衡计算结果如表5-2 所示。表5-2 联合站系统效率及能耗计算结果名称单位数值外输液量t/d700含水率%续表5-2名称单位数值站耗燃料气量m3/d站耗电量(kWh)/d站效%热能利用率%电能利用率%站供给能量kJ/d108站有效能量kJ/d2.13108站能量利用率%站能损kJ/d0.49108站能损系数%有效热能占总能耗%有

47、效电能占总能耗%结果分析根据表5-2对杏十联合站做如下分析：（1）杏十联合站站效为%。（2）站的热能利用率为%。（3）站的有效电能占总能耗为0.75%，电能利用率仅为29.01%，因此必须采取措施对机泵进行改进，以提高电能利用率。杏十联地区转油站效率及能耗计算分析本节进行转油站系统效率计算，其计算公式和联合站计算公式相同。杏十联地区杏北3201、杏北1802转油站2006年10月23日测试数据详见表5-3、5-4。表5-3 杏北3201转油站2006年10月23日测试数据测量数据单位原油进站温度续表5-3测量数据单位原油进站压力MPa总掺液量t/m3掺液去计量间出口汇管压力MPa掺液出口温度掺

48、液泵进口压力MPa外输含水油量t/m366外输出站温度30外输出站压力MPa外输泵进口压力MPa外输炉进口温度30站耗燃料气量m3/h燃料基低位发热值kJ/m341860站耗电量(kWh)/h表5-4杏北1802转油站2006年10月23日测试数据测量数据单位原油进站温度原油进站压力MPa总掺液量t/m3104 掺液去计量间出口汇管压力MPa掺液出口温度47掺液泵进口压力MPa外输含水油量t/m3162外输出站温度33外输出站压力MPa外输泵进口压力MPa续表5-4测量数据单位200外输炉进口温度33站耗燃料气量m3/h214燃料基低位发热值kJ/m341860站耗电量(kWh)/h216转油

49、站效率及能耗计算过程以杏北3201转油站2006年10月23日测量数据计算为例，计算公式如下：因为转油站没有脱水过程，所以=0、=0，（1）介质带入能量中站内各类泵出口介质具有的压力能由公式(4-4)得： 1.92/1)1000 =1.18105 ()（2）介质从该站带出的能量 =(663.9930+50.294.241.49)1000+1.18105 =1.68107 ()（3）介质带出能量中站内各类泵出口介质具有的压力能由公式(4-7)得： =(660.173/0.986+50.290.2/1)1000 =0.22105 ()（4）介质带入该站的能量 =(663.9930+50.294.1

50、8631.09)1000+0.22105 =1.45107 ()（5）该站供给介质能量 由公式(4-8)：=79.8741860+103.663600 =0.37107 ()（6）杏北3201转油站站效 由公式(4-1)得：=(1.68107-1.45107)/( 0.37107) 100% =62.29%（7）杏北3201转油站平均站效由公式(4-9)得：=(62.29%0.37107+64.19%0.73107+61.23%0.98107)/( 0.37107+0.73107+0.98107)=62.47%（8）杏北3201转油站热能利用率由公式(4-12)得： =(663.99(30-3

51、0)+50.294.186(41.49-31.09)100/(79.8741860)100%=65.48%（9）杏北3201转油站热能平均利用率由公式(4-13)得：41860)/(79.8741860+165.5641860+224.441860)100% =63.98%（10）杏北3201转油站电能利用率 由公式(4-14)得：=(1.18105-0.22105)/(103.663600) =25.91%（11）杏北3201转油站平均电能利用率由公式(4-15)得： =(25.91%103.66+20.77%107.4+30.76%)/(103.66+107.4+99.8) =25.69%

52、（12）杏北3201转油站平均供给能量 Esup=(+165.56+224.4)/341860+(+107.4+99.8)/33600 24 =108 ()（13）杏北3201转油站有效能量 Eef=(79.87+165.56+224.4)/341860%+(103.66+107.4+99.8)/33600% 24 =108 ()（14）杏北3201转油站能损Ei = Esup-Eef=108108 =108 ()（15）能量利用率= Eef/Esup =108108100% =61.92%（16）能损系数：= Ei /Esup =108108100%=38.08%转油站计算结果转油站计算结果

53、如表5-5所示：表5-5各转油站效率及能耗计算结果站 名杏北3201转油站杏北1802转油站 外输液量t/d3872含水率%92 站耗燃料气量m3/d9168 燃料基低位发热值kJ/m34186041860站耗电量kWh/d2200站 效%62.47电能利用率%热能利用率%站供给能量kJ/d108108站有效能量kJ/d108108 续表5-5站 名杏北3201转油站杏北1802转油站站能量利用率%站能损kJ/d108108站能损系数%有效热能占总能耗的百分数%有效电能占总能耗的百分数% 结果分析由转油站效率计算结果表5-5，做如下分析：(1)杏北1802、杏北3021两座转油站站效分别为%、

54、%，平均值为62.47%。(2)杏北1802、杏北3201两座转油站热能利用率分别为%、64.78%，应对转油站的加热炉进行改进，提高效率。(3)杏北1802、杏北3021两座转油站%，比较高，应该通过提高站热能、电能利用率来降低能损系数。(4)有效电能占总能耗的比例分别为%、7.99%，有必要对机泵进行改造。杏十联地区管网效率及能耗计算分析本节对杏十联地区的管网效率及能耗进行了计算分析，包括三个部分的管道效率及能耗计算：井口到计量间的管道，计量间到转油站管道和转油站到联合站管道。井口到计量间管网井口到计量间的测试数据详见附表4。计算过程以5-4-丙441杏32-3计量间之间管道为例计算。（1

55、）管效由公式(4-10)得：%=(42.46+2.2)1/(42.4661+2.21.58/1)100%=93.11%（2）集输管道每输送1t液、距离1km的单耗计算由公式(4-16)得：=2.31104 ；（3）集输管输送介质时每单位外表面积平均散热量计算由公式(4-17)：=178.11 （4）管道能损 =2.31104/24=13.79 （5）井口到32-3计量间之间管道平均管效由公式(4-11)得：=91.94%计算结果杏十联地区计量间管道效率如表5-6所示。表5-6 大庆采油四厂杏十联地区计量间管网效率计算结果起 始 点产液流量(t/d)表面散热(kJ/m2h)能损(MJ/h)管效(

56、%)5-4-丙441杏32-3计量间16-1-丙412杏32-3计量间6-1-6413杏32-3计量间5-4-更44杏32-3计量间26-1-丙422杏32-3计量间6-1-6403杏32-3计量间95-4-丙423杏32-3计量间76-2-丙441杏32-3计量间46-2-丙6441杏32-3计量间86-21-丙45杏32-3计量间6-1-丙403杏32-3计量间96-1-6404杏32-3计量间7-J3-144杏182-5计量间7-J2-143杏182-5计量间47-J2-145杏182-5计量间77-20-644杏182-5计量间27-2-41杏182-5计量间77-32-644杏182

57、-5计量间16-J3-150杏182-8计量间16-31-651杏182-8计量间86-31-652杏182-8计量间46-J3-152杏182-8计量间26-30-652杏182-8计量间6-J4-143杏182-8计量间8结果分析（1）单井32-3计量间集输管线平均管效为91.94%。其中6-1-6413管道管效为89.75%，且表面散热量比较大，能损也比较大；5-4-更44管道管效为86.42%；6-2-丙6441管道管效为87.18%，低于平均值，应加强保温。（2）单井182-5计量间集输管线平均管效为%。其中7-J3-144管道管效为%，7-20-644管道管效为2%，7-2-41管

58、道管效为8%，低于平均值，且这3条管道表面散热量均比较大，能损值比较高，应加强保温。（3）单井182-8计量间集输管线平均管效为%。其中6-J3-152管道表面散热量比较大，能损比较大；6-30-652管道管效为91.81%，6-J4-143管道管效为89.28%，低于平均值，应加强保温。计量间到转油站管网本节主要计算计量间到转油站之间管网的效率及能耗，计量间到转油站测试数据详见表5-7。表5-7 计量间到转油站集输管网测试数据起始点管径长度出站温度进站温度出站压力进站压力质量流量密 度比热容mmKmMPaMPam3/dkg/m3kJ/kg杏32-3杏北3201站219507991杏182-5

59、杏北1802站219484989杏182-8杏北1802站219330989计算过程以杏32-3计量间杏北3201站之间的管道为例计算，管效由公式(4-10)：1) =92.75%计算结果计量间到转油站集输管网效率计算结果如表5-8。表5-8 大庆四厂油田集输管网效率计算结果始 点表面散热(kJ/m2h)单 耗(kJ/tkm)能 损(MJ/h)质量流量(t/d)管 效 (%)杏32-3杏北3201站507杏182-5杏北1802站484杏182-8杏北1802站330结果分析（1）3条计量间转油站管道的平均管效为91.69%，其中杏182-8计量间杏北1802站效率为89.01%，低于平均值，

60、应当加强保温。（2）杏32-3计量间杏北3201转油站的集输管道外表面散热较大，应当加强保温。转油站到联合站管网转油站到联合站管网测试数据详见表5-9。表5-9 转油站到联合站集输管网测试数据起始点管径长度出站温度进站温度出站压力进站压力质量流量密度 比热容mmKmMPaMPat/hkg/m3kJ/kg杏北3201站杏十联2191500杏北1802站杏十联27334000计算过程以杏北3201转油站到杏十联合站管道为例计算。（1）管效由公式(4-10)得：0.32/0.986) =89.75%（2）杏北3201转油站集输管道每输送1t液、距离1km的单耗 由公式(4-16)得：=-23.06)