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转油站机泵节能技术与方法应用分析

文档作者：胡延军文档来源：大庆油田有限责任公司第六采油厂		点击数：	更新时间： 2022年04月28日
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■ 技术·应用，Technology&amp;amp;Application
转油站机泵节能技术与方法应用分析
胡延军(大庆油田有限责任公司第六采油厂)
摘要 机泵用电是油田用电的重要组成部分， 由于机泵高配低效等诸多因素的影响，导致
实际生产运行中大量电能浪费。针对现状，分析了造成转油站机泵能耗高的原因，通过采取减
级、变频、延长停掺时间、涂膜、更换机型、单泵分洗等治理措施，使转油站同比去年多节电
2 5 X 1 0 kWh，年节约电费14万元，收到了较好的节能效果，为油田站库机泵节能降耗工作提供
了可借鉴的实践管理经验。
关键词 转油站 离心泵 能耗 节能措施
D0I：10．3969／i．i ssn．2095-1493．2014．009．006
转油站承担着采油队抽油机、螺杆泵、电泵井
的产液、产气处理和含水原油外输及集油管网掺
水、油井热洗等任务，是油田油气集输的专用场
所。油田现场能耗主要分为采油、集输、注入三大
系统能耗，其中转油站集输系统能耗占总能耗的比
例为70％左右，而输油泵、掺水泵、热洗泵又是油
气集输系统中的主要耗电设备， 占集输耗电的
60％，存在一定的节能潜力。通过调查转油站机泵
运行情况，发现综合耗电高的主要原因，并采取行
之有效的措施来遏制能耗的上升，为转油站节能降
耗提供技术支持是油田亟待解决的问题。
1 转油站机泵能耗分析
据统计我国驱动各种泵的电动机超过5 X
10 kWh，每年要消耗800×10 ～1000 X 10 kWh的
能量，占我国工业能源消耗量的75％ ，总能源消耗
量的60％ 。经统计某作业区20l0—2013年集输油
系统年耗电为2500×10 kWh左右，主要包括转油
站外输油、掺水、热洗耗电，如转油站外输油系统
输液单耗，最高的站输液单耗为0．46 kWh／m ，最
低的站输液单耗仅0．1 kWh／m 。
1．1 外输泵能耗分析
本站外输泵型号为155D一30A×4， 额定电流
164 A， 理论排量为3720 m ／d， 而目前最高流量为
3200 m ／d左右。为了平稳输油，采用控制泵出口阀
作者简介：胡延军，集输技师，2006年毕业于大庆石油学院，从事
油气集输工作，E—mail：bhlluck@163．COI／I，地址：黑龙江省大庆油
田有限责任公司第六采油厂第三油矿，I631I4。
1 4 l vvw ．syshj ．c。m
门的开启度来调节外输排量，但这样截流损耗大，
大量电能消耗在克服截流部件的阻力上，损失率可
达到16％ ～19％，导致泵不在经济高效区内运行。
实际运行时泵管压差达到0．7 MPa，超过大庆油田
规定的泵管压差值0．5 MPa的标准。综合情况分
析，泵机组运行效率低的主要因素是泵管压差大以
及泵流量、扬程与实际生产需要不相匹配。本站
2013年输油全年总耗电为230 310 kWh。
1．2 掺水泵能耗分析
油井生产所需的拌热掺水量是随着油井回油温
度和环境温度升高而逐渐减少的。本 站从2003年
采取了夏季停掺水泵管理，使油井掺水总量大大减
少。随着油田进入高含水期的开采，油井产液、含
水逐渐上升，使不掺水生产的油井数逐渐增多，结
合近年季节和环境因素的变化，给延长停泵时间提
供了内在及外在条件。
另外冬季掺水泵输送的液体为缓冲罐沉降的含
油污水，水质差、矿化度高，在长期高温运行状态
下，造成泵内结垢腐蚀，泵效明显下降。转油站每
年定期酸洗，定时定量加注缓蚀阻垢剂，但治标不
治本，只能暂时延缓泵垢的危害，而且这些化学药
品会造成环境污染，损害泵内机件。本站2013年
掺水泵全年总耗电为401 385 kwh。
1．3 热洗泵能耗分析
本站两台热洗泵机组主机型号为YD48—50 X
12，扬程为600 m， 额定排量为48 m ／h； 副机型号
为YB315M一2，功率132 kW，额定电流242．3 A。
根据实际洗井经验，热洗压力达到4 MPa左右可保
证洗井质量(另有洗井温度作为热洗辅助条件)。
现有机组在正常洗井时(即井、问、站控制良好，
没有憋压现象)， 电流控制在180～200 A之间，热
洗压力即可到5～6 MPa。另外近年来螺杆泵增多，
因其为容积式的转子泵，洗井时，热洗泵排量大，
螺杆泵需要热洗排量相对较少，使热洗泵的大量热
洗水打到掺水管线内做无效水循环。因此现有机组
整体技术参数与实际生产不匹配，存在“大材小
用”现象，设备没有充分发挥其功效，从而造成实
际生产运行中大量电能浪费。据统计2013年热洗
泵全年总耗电为94 726 kWh。
2 转油站机泵节能措施
机泵能耗高是由机泵运行效率低引起的，机泵
的运行效率由泵的运行工况点所决定，泵的工况点
就是离心泵特性曲线与管路特性曲线的交点，即离
心泵给出的能量与管路输送液体所消耗的能量相等
的点称为离心泵工况点。而要提高离心泵运行效率
就要用技术的手段调整离心泵的工况点，也就是让
离心泵在最佳工况区内运行。现场广泛采用的是改
变离心泵性能曲线的方法来调整离心泵的工况点。
结合2013年油田老区改造，提出了各类机泵
的节能措施，在1—9月份间实施，达到了预期的
效果，且收到了一定的经济效益。
2．1 外输泵节能措施
2．1．1 离心泵减级
本站有3台外输泵，1 、2 为变频泵，因此对3
工频泵改造减级， 由四级减为三级(减去第三级叶
轮， 中间加入相应尺寸减级套填补)。2013年4月
改造实施完毕，减级后泵管压差降低，输油平稳。
见表1、表2。
表1 3 外输泵减级前后各参数对比
月运行情况 液量，m 输油耗电／kWh 输液单耗／(kWh·in )
减级后按月节电6000 kWh计算，年节电3．6×
10 kwh (按运行6个月计算)，年节约电费1．970 2
万元(按0．547 3元／kWh标准计算)。输液单耗由
0．22 kWh／m 下降至0．16 kWh／m 。
技术·应用，Technology&amp;amp;Application ■
2．1．2 应用变频技术
转油站2台外输泵安装变频(一拖二)装置。
由交流异步电动机转速公式n=6o／(1一S)IP
可知，在磁极对数P和转差率S不变时，如均匀地
改变电源的频率厂，就可平滑地改变电动机的同步
转速n， 因此变频器是通过改变供电频率来改变电
动机同步转速，使与电动机相连的泵转速与电动机
转速相同，泵出口阀门可处于全开状态，使机泵达
到“无阻力” 输送， 同时实现动态调控泵运行参
数，维持液位或压力稳定在设定位置上，保证外输
泵在最佳工况区域运行，避免无效损耗。实践证
明，利用变频调速避免了设备“大马拉小车”，节
能效果明显。
变频技术调速范围宽，调速效率高；功率因数
一般保持在0．92左右，启动次数不受限制，启动损
耗小，对电网冲击小，启动电流约为额定电流的
1～1．2倍，电动机绕组不会过热；可有效延长机泵
及相关设备的使用寿命，进一步降低装置运行噪
声，操作简单，安全可靠。应用此技术与更换机泵
相比将大大减少投资。
应用变频调速装置消除了阀门截流产生的无功
能耗。变频运行频率仅为33 Hz，站内泵管压差由
原来的0．7 MPa下将至O．1 MPa，转油站日均节电
240 kwh， 年节电4．32×10 kwh(按运行6个月计
算)， 年节约电费2．364 3万元(按0．547 3元／kWh
标准计算)。在来液量稳定、生产条件允许的情况
下，将变频由自动改为手动运行，每天还可多节电
1OO kW h。
2．2 掺水泵节能措施
2．2．1 延长停掺时间
转油站2003年开始冷输试验，季节性停炉停
泵。每年夏季都停用掺水泵来实现节能目的。按平
常管理全年停运掺水泵时问为5月初一9月末，共5
个月。但根据近年来气候变化， 自然环境温度有所
升高，且随着油田的深入发展，含水由开发初期的
50％上升到现在的95％ 以上，管道沿程摩阻下降，
原油流动性增强，掺水伴热作用显著降低。根据环
境及原油物性变化，结合现场跟踪调查，并总结管
理经验，本站在原有停掺时间上前后各延长1个月
— — 提前1个月停泵和推迟1个月启泵，也就是停
泵时间改为每年4月初一l0月末， 由原来的5个月
延长至7个月， 多停掺2个月。本站2013年开始尝
试此管理方法，同样保证了生产正常运行， 同时达
到了节能效果。
~1-11 1年第q期石油石化节能l 15
■ 技木·应用，Technology＆Application
启动掺水泵日耗电为2000 kWh左右，按上述
管理方法， 年节约电费：2000 X 60 X 0．547 3=6．567
6万元(按60 d，0．547 3元／kWh标准计算)。
2．2．2 应用涂膜技术
掺水泵涂膜处理技术是将泵壳体、叶轮、导翼
等泵内主要过流机件，经过高光洁度材料涂层后，
减小能量损失，增加流速，从而提高泵效，进而节
省电耗。其特点是涂层不易破损脱落，可使泵内流
道表面光滑，降低粗糙度，水力条件良好，不易结
垢，并且抗流体腐蚀和气蚀损害。
目前，本站2台掺水泵已于2013年1月份增效
涂层完毕并投运生产，运行良好。据计算涂膜后日
节电130 kWh。截至2013年12月底已累计运行
3600 h(4— 10月份停掺)，年节电1．95 X 10 kwh，
年节约电费 1 067 2万元(按0．547 3元／kWh标准计
算)。
2．3 热洗泵节能措施
2．3．1 更换机组
整体更换热洗泵机组。更换主机型号为
DYGA150_-80×12，扬程600 1TI，额定排量25 1TI ／h；
副机型号为YBz一280M一2，功率90 kW，额定电
流160 A。在装配中直接减去泵一级叶轮—— 由12
级减为11级(减去中间一级叶轮，并加入相应尺
寸工艺套填补)。2013年6月实施完毕，机组运行正
常，热洗效果良好。见表3、表4。
表3 热洗泵机组更换前后各参数对比
项目 排量／(m ·h )扬程／m 电流，A 泵／~,／MPa 热洗压力／MPa
热洗耗电，kwh 203
2．3．2 单泵分洗
一般采用一泵一井的热洗方式洗井，但在实际
洗井生产中，由于具体井所需热洗排量有限(例如
螺杆泵洗井排量为8～9 m ／h)，热洗泵排量又较
大，为防止洗井压力过高，造成干线穿孔等事故，
通常在转油站或计量间内泄压，这样就会导致剩余
的热洗水量做无效循环。针对此问题，经过现场跟
踪调查，摸索出启动1台热洗泵同时分洗2口油井
的方法。具体做法是选择1口抽油机和1口螺杆泵
或2口螺杆泵井同时洗井(动液面都在300 400 m
以下最好)。洗井时把压力控制在3～4 MPa之间，
先把洗井液导入所需压力较高的油井，控制正常
后，再把剩余热洗液导入另一口油井进行洗井。该
方法自2013年在本站实施，实现了单泵次洗井情
况下运行效率最大化，既保证了洗井效果和正常生
产，又有效地利用了能源，达到了节能的目的。
本站平均洗井周期112 d，年计划洗井150井
次，采用单泵分洗后，年减少洗井43井次。每次
洗井耗电400 kWh；年节约电费：400×43 X 0．547
3=0．941 3万元(按0．547 3元／kWh标准计算)。
3 结论
1)根据油田生产动态变化及时优化机泵运行
参数和采取节能措施，是提高机泵泵效和系统效
率、降低机泵生产耗电的重要手段。
2)加强转油站的实际运行管理，进一步改造
制约油田生产中的耗能问题，对油田节能降耗具有
重要意义。
3)节约、高效生产已纳入油_田的日、常管理
中，广大员工应根据油田系统运行参数的变化不断
改进完善节能方法和措施，为油田实现有质量、有
效益、可持续发展做出贡献。
— — 参考文献：
机组更换后按每次洗井节电200 kWhi}~ ，年 [1]姬忠礼
， 邓志安．赵会军．泵和压缩机[M]l北京：石油_[
节电2．14×10 kWh，年节约电费1．171 2万元(按 业出版社
， 2009
0．547 3元／kWh标准计算)。 (收稿日期：2014—04—25)
16 l ．。y。hj ． 。
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