杨阳（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

1 油田集输系统现状及潜力

截至目前，某油田共建转油站47座、联合站7座。油气集输系统分离转液能力46.98×104t/d，运行负荷率76.56%，游离水脱除能力29.92×104t/d，运行负荷率73.9%，电脱水能力3.4×104t/d，运行负荷率48.82%。

由于集输系统整体液量大，因此电量消耗占比较大。按转油(放水)站外输液量762.7×104m3预计，如果按照平均吨液耗电从1.09 kWh/t 降低到0.1 kWh/t计算，则年节电可达915.24×104kWh。

1.1 节电潜力

集输系统用电主要集中在外输泵，通过节点分析看，节电潜力主要集中在两个方面：

1）外输泵。随着油田整体产液量的逐年降低，部分转油站存在站内设备不匹配、能力过剩的矛盾，而且仍有能耗高设备运行。调查表明，共有16 座站外输负荷率低于55%，检测外输泵32 台，其中有18台机泵低于行业标准效率。

2）变频器。目前，油田联合站、转油站变频设备均采用定频运行，即在设定的30～45Hz 频率区间定时进行变频调节。根据站内生产实际负荷及罐内液位动态变化的规律，却未能达到轻负载、降能耗的目的。对比表明，采取动态依据负荷变频生产，与常规的额定功率的定频工作相比，单台年节电5×104kWh。按全油田采用方式相比，新增及优化调整集输系统变频，预计年节电240×104kWh。此外，转油站安装变频器57 套中变频损坏、停运的有11 套，如果11 套变频全部正常投用，预计年可增加节电113×104kWh。

1.2 节气潜力

高含水油田集输系统耗气主要集中在冬季，受低温影响，必须进行加热集输。单井冬季掺水，以及维持较高掺水汇管压力等，导致扩边井冬季加热集输年耗气约50×104m3。……