天然气压缩机组节能措施的应用

王明礼魏建宏陈强

（1.中原油田分公司采油一厂；2.中原油田分公司油气储运管理处）

天然气压缩机组节能措施的应用

王明礼1魏建宏2陈强1

（1.中原油田分公司采油一厂；2.中原油田分公司油气储运管理处）

通过对天然气压缩机组和气举生产系统的耗能环节进行量化分析，制定出针对性措施，开展了优化开机组合方式、调整间开井工作制度、放空气监控以及加强润滑油管理等工作，节能效果显著。

压缩机 优化开机 放空气 气举井间开 节电

在油气田开发和能源输送管道领域，天然气压缩机组作为增压设备被广泛应用。众所周知，大型压缩机组具有功率大、能耗高、控制复杂等特点，目前主要依赖进口，由于资产值高、安全要求高，一般被作为关键设备重点监管。

针对文东油田深层、低渗、异常高温、高压、高气油比、高矿化度的特殊类型油藏，气举采油是最佳开发方式。采油一厂气举增压站是根据文东油田的开发需要建设的。气举采油工艺流程包括增压站、站外地面配气流程和气举井三部分，压缩介质是文东油田的油井伴生气。增压站压缩机组增压后的高压天然气，经注气管网分输到各配气站，通过配气橇计量后分配到各单井，把地层产液举升到地面，经计量站汇入联合站分离、脱水，天然气返回增压站循环使用，整个工艺流程全密闭。

目前文东气举增压站共有压缩机组9台，分电动机和燃气发动机两种驱动方式，其中电驱动机组5台，燃气发动机驱动机组4台。压缩机均为往复活塞式、四级压缩，设计进口压力0.2MPa，出口压力12MPa。

天然气压缩机组作为气举工艺系统的增压环节，是气举系统能耗相对集中的部分。压缩机组的能耗主要包括以下几个方面：驱动机消耗的电和燃料气，压缩过程中的天然气放空与泄漏，润滑油消耗等。如何有效降低压缩机组的能耗损失，在不断加强精细化管理的基础上，通过排查耗能环节，量化能耗单元，在节能工作中进行了以下尝试，收到了一定的成效。

1 压缩机组运行经济性分析

基于扎实的单机核算工作，每季度开展压缩机组运行经济性分析活动，通过数据对比分析，优化调整压缩机组的运行组合。

在用压缩机组额定排气量分为18×104Nm3/d和23×104Nm3/d两种，分别有6台和3台。所配驱动机的功率也不同，分别是1770k W和2000k W。通过每天对单机日常消耗的电力（燃料气）费、修理费、配件费（大修费另计）、油料费等成本进行核算，对单机排气量进行计量测算，以一个季度为周期进行汇总，计算压缩机组单耗。通过比对各台机组的单耗，一是对照五项劳动竞赛核定指标找出成本管理的差距，找出下步工作努力的方向；二是根据各台机组的单耗数据进行运行、备用机组的动态调整和针对性维护。

根据油井维护作业需要，气举生产系统会周期性出现注气量调整，增减气量最多时能达到4×104~6×104Nm3/d，并持续2~4 d。这种情况下，通过厂生产调度系统实现信息互通，提前准备，及时调整压缩机组的开机。注气量减少到一定量时，调整为小功率小排量的机组，注气量增加到一定量后，调整为大功率大排量的机组，在满足气举井注气量需要的情况下，尽量做到压缩机组高负荷运行。

以两口气举井同时上作业停注气为例，系统将减少注气量3×104Nm3/d，由79×104Nm3/d降为76×104Nm3/d，分别运行两台23×104Nm3/d和18×104Nm3/d的机组就有一定的负荷余量。这时将一台23×104Nm3/d的机组倒换成18×104Nm3/d的，在同样满足系统注气量需要的情况下，调整后能减少用电量0.4×104k W h/d。2011年，针对注气量的变化，合理调整压缩机组的负荷分配和机型组合，收到了一定的成效。全年实际用电量与2010年同比减少41×104k W h，节约32.8万元。

2 合理调整间开气举井的生产时段

2011年采油一厂气举井生产井42口，其中间开注气4口（203-62、203-64、13-93、13-138），这些井举升效率低，供液能力较差，占全厂气举井的9.5%，平均单井日产液8.6t/d，平均单井注气量1.05×104Nm3/d,平均注入气液比达到814 m3/t，比全厂气举井的平均注入气液比480m3/t高334 m3/t，气举举升效率较低。为此，在保证气举井工况不变差、液量不下降的前提下，对这部分低能量低液量的气举井采取了间开方式生产。

实施间开注气的4口气举井，以前的工作制度是两口井为一组，8∶00-16∶00开一组生产，16∶00-24∶00开另一组生产，间开周期24 h。考虑到峰谷时段的电价差额，我们对间开井的工作制度进行了调整，改为将4口间开井集中到24∶00-8∶00开井生产，间开周期16h。这样既保证了4口间开井有足够的液面恢复时间，又使间开井生产增加的1.4×104Nm3注气量由电价峰时、平时段集中在了谷时段内。

通过对间开井工作制度的调整，在不改变压缩机组用电量和注气量，不影响间开气举井稳产的情况下，明显降低了压缩机组综合电价。2011年，单位综合电价比厂平均电价降低0.016元/k W h，全年少发生电费36万元，收效明显。

3 技术改造

压缩机组消耗的天然气主要包括两个方面：一是燃气发动机作功燃烧的燃料气，二是压缩机压缩过程中的泄漏和开停机过程中的放空气。这其中努力方向主要是放空气和漏失气的管理。

压缩机一级进口和每级压缩出口都安装有安全阀，能在超压时起到紧急泄放的作用，达到保护设备安全的目的。安全阀在长期的使用中，会出现密封橡胶件老化、阀芯密封面磨损、启跳后回坐不严等问题，造成安全阀出现非正常泄漏。由于压缩机组现场噪声高，安全阀的少量泄漏又不会造成很大的参数改变，传统的手触摸温度检查也不易察觉到，因此这部分的放空气很多时候就白白流失了。

为了减少机组压缩过程中的天然气漏失量，对放空工艺进行了技术改造。在安全阀出口与放空炬之间铺设一根ϕ159mm放空汇管，将所有安全阀、四级放空阀门出口由直接对空排放改为引入该汇管，接入放空炬。放空汇管上安装安全阀、压力表和压力变送器，二次信号采集到值班室操作面板上显示，实时监测放空压力变化。正常情况下，放空汇管压力为0~0.003MPa，一旦放空汇管压力显示异常，立即启动预案逐点进行排查，对天然气的泄漏早发现早处理，减少浪费。

压缩机组天然气放空系统改造以来，平均每年排查出安全阀泄漏问题5~6起，减少天然气放空量近1×104m3。

4 加强压缩机组润滑油管理

1）通过流程改造实现压缩机组润滑油密闭加注。建设两座3m3压力储罐，分别安装入口滤油机、出口过滤器、流量计，铺设ϕ60mm补油管线至压缩机和发动机的曲轴箱加油口，实现加油的密闭输送。定期使用滤油机从油桶向润滑油罐补充油，润滑油罐使用净化天然气加压到0.2MPa向压缩机组曲轴箱补油，整个过程润滑油为密闭，达到了润滑油使用三过滤一沉淀的标准要求。

通过加油流程密闭改造，操作人员不再手提加油壶加油，大大减轻了劳动强度，更重要的是减少了加油环节的油品污染，改善了运动部件的磨损状况。据统计，改造后压缩机组换油周期平均延长了2000h，润滑油费用逐年减少。

2）在日常管理中，以三级点检制的开展为基础，明确职责分工，细化管理单元，认真排查动静密封点的渗漏，及时整改，减少油品漏失。

近两年来，在天然气压缩机组管理中，通过不断加强节能管理工作，在降低压缩机运行单耗方面实施具体的节能措施，2011年节资近百万元，收到了比较明显的成效。今后我们将进一步细化管理环节，加强过程控制，深挖降耗潜力，不断推进大型设备节能降耗工作的持续有效开展。

10.3969/j.i ssn.2095-1493.2012.011.013

王明礼，高级工程师，1993年毕业于山东东营胜利石油学校（机械专业），从事中原油田分公司采油一厂设备管理工作，E-mail：wmL7609@sohu.com，地址：河南濮阳中原油田采油一厂气采队，457172。

2012-05-26）