机采系统能效对标体系评价与应用

蔡郁文 蔡小辉（.中国地质大学；.大庆油田有限责任公司第三采油厂）

1 目的意义

目前，第三采油厂机采井年耗电4.3×108kW h，占全厂生产耗电的42.9%，其特点是用电量大、耗能点多、分布零散、可控环节多，随着油田开发规模的不断扩大，机采系统用电控制难度将逐年增大。

能效对标管理是一种科学、系统、规范的企业能源管理方法，虽然目前油田能效对标的重要性有一定认识，然而油田能效对标体系的创建和实施还处于初始阶段，缺乏系统规范的对标程序和管理方法，因此，机采系统能效对标体系评价方法，为机采节能生产管理和决策提供科学依据，从而进一步达到降低能耗和提高机采系统效率的目的。

2 能效对标管理技术思路

运用系统能耗分析、统计对比评价等科学管理方法，依据能耗测试数据，掌握油井举升能耗现状，通过建立机采系统能效指标体系，找准影响能效水平的主要因素，与同业先进指标对比分析，寻找差距，分析原因，明确潜力，采取措施，持续改进，最终形成一套完整、成型的技术规范与管理模式，从而提升机采系统科学化、规范化管理水平，见流程图1。

3 对标指标体系的建立

按照股份公司关于能效对标工作的总体部署和要求，及时成立组织机构，制定了实施方案，根据“立标、对标、达标、创标”的基本思路，对外、对内同步开展对标，认真寻找差距，对对标管理进行了大胆探索，取得了阶段性成效。

3.1 选择标杆对象

依据既有先进性，又有可比性；既有持续优化，又有现实操作性的原则，通过收集分析油田资料数据，结合我厂自身特点，与油藏开发条件、地层性质、原油物性等基本情况相近的大庆六厂、大港一、五厂同行业先进水平开展对标工作，不断提高我厂能效管理水平。

3.2 优化单耗指标

依据能效对标指标应具有全面性、独立性、通用性、代表性和过程性的特点，以过程指标和终端指标相结合的原则，结合生产实际情况，选择最具影响力和代表性的机采井系统效率和产液单耗作为机采系统节能指标。

3.3 对标遵循原则

1）综合考虑各油田原油物性、油层发育、开发方式等诸多因素，采用分类进行机采系统效率和产液单耗对标模式，在充分调动全员节能意识的前提下，以确保节能目标的完成。

2）结合本单位现阶段生产开发实际及能耗现状，标杆值的确定采取就高不就低原则，既要纵向分析本单位历史能耗指标变化趋势，又要横向兼顾各油田间指标的约束。

3）鉴于油井产量自然递减，节能设备效果逐渐变差，节能潜力逐渐下降等原因，机采系统指标具有波动性，应依据油田生产实际制定合理的目标值。

3.4 标杆数值确定

1）公司同业对标。机采系统效率、产液单耗作为机采井单耗定额管理指标，原则上以同行业能耗指标最好值为标杆，同时，借鉴历年指标变化趋势确定阶段性标杆值，见表1。

表1 各油田机采井对标情况统计

2）油田内部对标。依据对标目标值确定实施原则，通过分析各区块近几年来机采井系统效率变化趋势，对比标杆区块指标，预测出全厂2013年机采井系统效率目标值，见表2。

表2 2013年各矿机采井系统效率目标值

4 差距分析与整改措施

4.1 差距原因对比分析

一是非节能抽油机所占比例高，使用年限长，耗能高。

目前，全厂节能型抽油机只有216台，占抽油机井总数的7.8%，应用比例低，与大港油田采油一厂（48.8%），大港油田采油五厂（73.1%）相比，差距较大。同时，常规抽油机中使用年限在20年以上有653台，运行状况较差，耗能较高。

二是电动机负载率较低，“大马拉小车”现象较严重。

抽油机井在用普通电动机1157台，其中，运行时间超过10年的有176台。电动机负载率24.36%，大马拉小车井有799口（电动机负载率<20%），小马拉大车井有46口（电动机负载率>75%），这些抽油机配备电动机装机功率不合理，功率利用率、系统效率较低。

三是抽汲参数匹配不合理，油井生产运行效率低。

抽油机井采用“长冲程、慢冲速、大泵径”有利于提高系统效率和泵效，全厂平均冲程3.88m，与大港油田4.51m相比，少0.63m，平均冲速4.71min-1，与大港油田3.58min-1相比，快1.13min-1，造成泵效低了6.4 个百分点；同时，由于大港油田采用组合抽油杆，进一步降低了悬点载荷。

4.2 影响指标因素分析

影响抽油机井系统效率高低原因有很多，根据系统效率计算方法综合分析，主要影响因素归纳为三个方面：油藏特性、技术设备和抽汲参数，其对应的数据参数分别是：产液量、电动机输入功率和有效扬程，结合生产测试资料及相应生产数据进行了统计分析。

4.2.1 抽油机井产液量与系统效率关系

抽油机系统效率随产液量的增加而不断上升，当产量小于10t/d时，系统效率低于7%，主要是低产液井供液不足和泵效降低原因所致；当产量大于40t/d时，系统效率处于较高水平（大于30%），其后增加幅度逐渐放缓，油井产量每增加10t/d，系统效率提高1.5个百分点见图1。

系统效率小于20%的井有253口，这部分井产量小于20t/d，是节能挖潜的重点。

图1 抽油机井产液量与系统效率关系曲线

4.2.2 抽油机井沉没度与系统效率关系

抽油机系统效率随举升高度的增加而增加，即随沉没度的减小，系统效率不断增大，当沉没度达到一定值时，系统效率趋于平缓，当沉没度过低时，由于主要是气影响增加，泵效降低、产量下降，导致系统效率下降。因此，油井应保持合理沉没度，对于特高含水阶段，抽油机井合理沉没度为150~350m见图2。

抽油机井51.2%处于合理运行状态，针对沉没度偏高和偏低井可采取相应的节能措施。

4.2.3 抽油机井消耗功率与系统效率关系

抽油机平均消耗功率11.21 kW h，消耗功率过小（小于3kW h），这部分主要是三低井（即：沉没度低、泵效低、产量低），因此，系统效率也较低，随着消耗功率的增加，系统效率略有上升，主要是消耗功率高的井产量也较高，装机功率相应增大，相比之下，系统效率变化不大见图3。

图2 抽油机井沉没度与系统效率关系曲线

图3 抽油机井消耗功率与系统效率关系曲线

4.3 相关措施对策

结合抽油机各节点运行状况诊断分析，对高举升单耗、低系统效率井制定了优化调整措施和技术界限（表3），提出了“三优化”方法，即优化举升方式、优化运行参数、优化节能措施，实现机采节能对标管理效益最大化。

表3 抽油机井对标管理影响因素及节能措施对策

5 对标管理实践情况

两年来，机采系统紧紧围绕能效对标管理这一主线，以精细管理和技术应用为支撑，以组合措施和优化参数为手段，以节能设备节态运行为保障，保证机采设备高效运行。

1）机采对标指标方面：通过加强机采节能精细管理，加大节能技术措施应用力度，取得了提高经济指标，降低举升成本。机采井的系统效率已从2010年的29.71%上升到2012年的31.19%，提高了1.48个百分点。

2）管理节能措施方面：在油井生产动态数据分析的基础上，对低系统效率、高能耗井采取针对性的管理措施，加强抽油机平衡率、间抽、盘根松紧适度、合理套压、调参等日常工作精细管理，及时监测节能运行状态，实时调整节能运行参数，确保抽油机井合理、节能运行。实施各项管理措施21 764井次，累计节电983.6×104kW h。

3）技术节能措施方面：通过强化机采节能工程项目管理，优化节能措施方案，扩大机采井变频调速、无功补偿、高转差电动机、能耗监控分析仪等节能设备应用规模，加强老井举升节能设备自动平衡装置改造力度，采用电磁防蜡器解决油井结蜡问题。共实施节能技术措施1439井次，年节电2487.5×104kW h。

6 几点认识

1）机采系统能效对标不仅能够判定能耗现有水平，更重要的是可以发现自身存在的问题和与先进水平的差距，挖掘节能潜力，提出针对性改进实施方案，进一步降低能源消耗。

2）提高抽油机系统效率是一个系统工程，在抓住影响指标主要因素的同时，从整体上进行分析和调控，实现最优化配置，才能最大限度地提高系统效率。

3）机采系统能效对标管理的研究仍处于起步阶段，理论分析和实践运用还有待于进一步优化和强化，同时，完善对标组织体系和考核体系，是取得对标管理实效的重要保证。