节能监测在油房庄节能示范区的实践与探讨

雷 钧 ，王 勇 ，梁海峰，周学军 ，王海军

1.中国石油长庆油田分公司技术监测中心 （陕西 西安 710018）

2.中国石油长庆油田分公司中部气田指挥部 （甘肃 庆阳 745000）

3.中国石油长庆油田分公司质量管理与节能处 （陕西 西安 710018）

油房庄油田于1987年投入规模开发，主要开采层位为三叠系延长组和侏罗系延安组。节能改造前，油井开井483口，平均单井日产液7.44m3，泵挂1965m，冲程 2.8m，冲次 3.8min-1，泵径 36.8mm。

注水系统管辖水源井27口，注水站5座，稳流配水阀组（配水间）56座，注水井开井147口，联合站脱出水全部有效回注。集输系统主要包括联合站2座，计量接转站6座，计量站1座，增压点7个，各类集输管线共计83km。热力系统为蒸汽锅炉2台，真空加热炉8台，水套加热炉53台。电力系统为110kV变电站1座，35kV变电站2座，10kV架空线路6条，共317.4km，配电变压器255台。

节能示范工程要求对注水、集输系统进行优化、简化，配套增注泵、数字化增压橇，推广丛式井组集中控制节能装置、太阳能辅助原油加热装置、电力高压无功补偿等技术，实现年节能8 278t(标煤)。2013年10月，各项配套改造项目顺利完工，考核指标达到相关要求，经油田公司节能项目验收组验收合格。

1 测试和计算方法

机采系统、注水系统和集输系统采用SY/T 5264-2012《油田生产系统能耗测试和计算方法》标准进行能耗测试和计算。

1.1 机械采油井的系统效率

式中：η5为机械采油井的系统效率,%；N5.1为输入功率,kW；N5.2为有效功率,kW。

机采系统输入功率现场测试录取。

1.2 注水系统效率计算公式

式中：η7,J为注水系统效率，%；p7,Vout为注水井井口阀阀后压力，MPa；p0为基准压力 (绝对压力)p。：0.1MPa；G7,w为注水井井口流量，m3·h-1； p7,Pin为注水泵入口压力，MPa；G7,p为注水泵流量，m3·h-1； N7,si为电动机输入功率，kW；j为系统内注水井数量，口；i为系统内注水泵数量，台。

1.3 输油泵机组效率

式中：η为输油泵机组效率，%；Pu为输油泵输出功率，kW；pgr为输油泵电机输入功率，kW；

输油泵电机输入功率现场测试录取。

1.4 输油泵输出功率计算公式

式中：Pu为输油泵输出功率，kW；ρ为液体密度，kg/m3；Q 为输油泵流量，m3/s；g 为重力加速度，g=9.81m/s2；H 为输油泵扬程，m。

2 节能改造前现状测试

对油房庄油田机采系统、注水系统和集输系统能耗进行了普测，掌握了油田生产能源消耗总量和各系统的用能数据。

2.1 机采系统

对247口油井进行了监测，电机负载率27.3%，功率因数0.53，日耗电116.6kW·h，平均系统效率21.9%，系统效率小于20%的井数91口，占监测总数的36.8%，机采系统效率统计见表1。

表1 油房庄油田机采系统效率分布表

2.2 注水系统

对12台注水泵进行监测，依据SY/T 6275-2007《油田生产系统节能监测规范》标准对监测结果进行节能评价。注水泵输入功率平均值73.15kW，功率因数平均值0.78，功率因数节能指标限定值为≥0.84，合格率为58.3%；机组效率平均值53.85%，机组效率节能指标限定值为≥72%，合格率为41.7%；注水系统效率39.9%，低于注水系统效率节能指标限定值49%。

2.3 集输系统

对15个站点27台输油泵进行现场测试，输入功率平均值为22.1kW，功率因数平均值为0.71，机组效率平均值为32.1%，节流损失率达到13.82%，集输系统监测情况见表2。

2.4 加热系统

对9台加热炉进行了监测，依据SY/T 6275-2007《油田生产系统节能监测规范》标准对监测结果进行节能评价。加热炉排烟温度平均值为267.3℃，合格率33.3%；空气系数平均值为2.6，合格率66.7%；热效率平均值为76.1%，合格率22.2%，综合评价合格数量仅1台，加热系统监测数据见表3。

表2 集输系统设备能耗监测情况表

表3 2011年油房庄油田加热炉监测数据统计表

2.5 电力系统

油房庄油田电力系统用电负荷9 000kW，平均功率因数 0.61，年用电量 5 800×104kW·h。

3 系统能耗节点分析

对油房庄油田各系统能源测试结果进行分析，找出重点耗能设备的用能薄弱环节，从而为节能方案的制定和评价提供技术依据。

机采系统主要影响因素[1]为：一是抽油机及电机负载率低，对127口油井统计，平均负载率53%，功率利用率14.4%；二是抽汲参数大、泵效低，系统效率低，其中，产液量大于4m3/d油井的平均泵效33.8%，系统效率21.4%；产液量小于4m3/d油井的平均泵效26.7%，平均系统效率18.1%。

注水系统主要影响因素为：一是局部区块注水压力高，有3口注水井井口油压在16MPa以上，比该区大部分注水井压力高2.5MPa左右；二是注水干线压损严重，某注水干线出站压力为17.5MPa，配注量600m3/d，其末端配水间压力仅为12.5MPa，管线压损达5.0MPa；三是注水管线、设备腐蚀结垢严重，管线破漏频繁，造成注水量地面损耗大。

集输系统因多层系开发，联合站采用沉降罐脱水，乳化油处理困难，耗能高[2]；部分站点原油流向不合理，重复集输、处理；因下游原因有近100m3/d液量依靠罐车拉运，运行成本高。

加热炉排烟温度平均值为267.3℃，部分热量直接排空放掉，热损失较大，主要原因为油田多层系开发，产出液中矿化度高、水型复杂，配伍性差，导致加热盘管结垢严重影响传热换热[3]。

电力系统负荷以电动机为主，平均功率因数仅0.61，导致线路损耗大。

4 节能改造后节能监测

4.1 系统测试，提升监测数据质量

结合现场生产实际，重点开展了机采、集输、注水系统的系统监测。在机采系统监测过程中，要求在工况运行稳定的情况下进行测试，对于配套了高效多功率节能电机、井组无功补偿等多项技术的单井，采用单井综合节能量计算，不进行单个技术节能量累加，达到客观评价整体节能效果的目的。集输系统采用单位液量处理综合能耗指标，评价联合站处理工艺优化的节能效果。注水系统通过注水单耗和注水系统效率评价注水系统优化效果。从表4可看出，通过配套改造，油房庄油田各系统运行指标均有较大提高，为节能量核定提供了详实的数据。

4.2 创新实践，探索节能评价方法

在油房庄节能示范区块建设中，引进了部分新工艺、新技术，其工作原理、运行参数与改造前设备有较大差别，节能监测无相关行业标准，给节能监测评价带来一定困难。如智能提捞式抽油机把油管作为泵筒，采用柔性连续抽油杆，并在其下部配重，通过电机的正转、反转实现提捞采油过程，改变传统抽油方式；为此，采用单位液量耗电量指标进行节能评价，液量单耗从45.6kW·h/m3下降为20.4kW·h/m3。依托数字化监控平台，部分转油站配套数字化增压橇加热、输油，站点实现无人值守；为此，采用综合统计转油站月度、季度用电、用热数据，与数字化增压橇单位液量集输综合能耗进行分析对比，单位液量集输综合能耗（标煤）从0.95kg/t下降为0.68kg/t，并实现了密闭集输,密闭集输率从98.1%上升为99.6%。

4.3 现场督查，促进项目高效实施

依据相关节能法律法规和标准，对油房庄油田主要耗能设备的能源利用状况进行监督、检查。节能项目改造过程中，淘汰国家明令禁止使用的Y系列低压三相异步电机156台；按照能源计量器具配备要求，配套原油流量计8台，电度表53块，注水干式水表31块、压力表29块、温度计18支，确保能源消耗计量清楚、明晰。对于未达到节能指标的5台高效稀土永磁同步电机、6套井口电磁防蜡器提出整改要求，对项目承包商下发整改通知单，通过调整安装地点整改后再进行复测，确保各项技术完成节能量。

另外，按照能耗最低机采系统优化技术做好低产低效井的参数优化，督促生产单位抓好落实工作，通过实施10型抽油机降为8型抽油机20台、降杆径50口、降泵径117口，抽油机的平均电机负载率从27.3%提高至34.9%，平均系统效率 23.8%，实现油井节能降耗。

表4 油房庄油田各系统改造前后监测指标对比表

4.4 节能审核，推进项目规范运行

探索实践了节能项目节能量审核工作，依据相关国家、行业节能标准和设备标准等，在节能项目组织验收前，对油房庄油田节能项目实施前后的能源利用、计量检测、运行等情况进行审核，客观公正地对各技改项目的预期/实际产生的节能效果进行核查，核定出项目的节能量[4]。对未达到节能量的远程测控装置进行通报，并提出整改意见。通过项目实施的过程控制，规范了节能项目节能量的审核方法、审核程序和审核行为[5]，确保节能项目节能量的准确核算，各节能技改项目节能量见表5。该节能项目实施后，监测数据表明，示范区全年节电1 536.9×104kW·h，节煤 3 900t，节油 270t，折合 8 305t(标煤)。

表5 油房庄节能示范区建设节能指标完成情况

5 结论及建议

通过对油房庄油田节能检查、监督测试、评价分析和节能审核，得出了以下结论及建议。

1）油房庄油田通过配套改造，该油田各系统效率均有所提高，其中，机采系统效率由21.9%提高到23.8%；注水系统效率由39.9%提高到53.2%；集输系统机组效率由32.1%提高到52.2%；热力系统加热炉热效率由76.1%提高到83.9%；电力系统10KV供电线路功率因数由0.61提高到0.90。

2）在改造项目验收前引入节能项目节能量审核，达到了客观公正评价节能效果和推进节能项目规范运行的目的，为其它固定资产投资项目实施积累了经验。

3）节能项目的前期立项、组织实施、评价验收，以节能监测数据为依据，准确详实的提高了节能节水项目建设质量。

4）通过节能监测管理工作，科学有效的判断节能产品的节能量，实现了主动预测评价产品与工艺效果，起到了指导节能技措项目投入的重要作用。

5）节能监测工作要向节能技术研究和工艺节能的需求延伸，为油田发展提供技术保障。

[1]王卫忠，贺海洲，刘春林，等.长庆油房庄延长检泵周期的技术措施[J].石油和化工设备，2010,13（8）:40-41.

[2]王顺华,刘波,周彩霞,等.原油集输脱水处理工艺的优化[J].油气田地面工程，2007,26（11）:19-20.

[3]吴则中.油田加热炉节能运行的综合评价[D].大庆：东北石油大学，2011.

[4]陈鹏.节能监测与企业能源利用真实状况评估[J].节能技术，2009,27（3）:255-256,271.

[5]王录军,周学军,雷钧,等.长庆油田加热炉提效途径探讨[J].石油工业技术监督，2014,30（8）：4-6.