降低大庆外围油田开采工程中的能源消耗

2015-10-31李福章大庆油田有限责任公司第九采油厂

石油石化节能 2015年11期

李福章（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

降低大庆外围油田开采工程中的能源消耗

李福章（大庆油田有限责任公司第九采油厂）

为了降低石油开采工程中的能源消耗，以大庆油田采油九厂为例，采取节点分析的方法，通过研究石油开采过程中举升、集输、注水及其它环节的能源消耗，提出控制举升、集输、注水及其它能源消耗的方法，并分析各环节节能措施效果，确立系统节能的理念，为今后油田建设和运行管理提供了参考建议。

石油开采能源消耗节能措施

1　石油开采过程中的能耗

1.1举升能耗

随着地层能量的衰减，石油已不能依靠自然能量从井底流到地面，需要借助外力将它举升到地面。目前通常的做法是利用抽油机有杆泵提供举升力，抽油机是四连杆机构，将电动机的旋转运动转化为上下往复的直线运动，从而带动井下的抽油杆、抽油泵，将石油从井下输送到地面来。这部分电能大约占石油整个开采过程中电能总量的40%。

1.2集输能耗

石油流到地面后，将它们集中起来分离其中的水、天然气，留下纯净的石油，然后分别输送到相应的地方。对于大规模的石油生产，一般采用管线将70℃左右热水输送到油井，在井口与采出液混合在一起，提高采出液温度，降低石油的黏度，再输送到脱水站进行脱水处理。在这其中主要消耗的能源是电能和天然气，电能主要用在掺水、脱水和外输的动力上，占电能总量的10%左右，天然气主要用在保持掺水、脱水和外输的温度上，占总量的75%左右。

1.3注水能耗

为保证地下石油流动，需要给地层补充能量，目前注水是最主要的能量补充方式之一。注水设备一般有离心泵和柱塞泵两种，这部分耗电占电能总量的35%左右。

1.4其它方面能耗

石油生产中电能消耗还包括电网损失，大约占总量的5%；天然气消耗包括生产生活采暖，约占总消耗量的20%。

2　节能措施

2.1控制举升能耗

1）合理选择抽油机。通过合理选择抽油机型号，提高抽油机载荷利用率，避免出现载荷过低情况的发生。采油九厂已累计完成抽油机设计1939台，实现累计节电4434×104kWh。

2）合理选择拖动装置。试验结果表明，与偏置抽油机匹配，双功率电动机节电效果较好，平均效率能够达到7.8%；与双驴头抽油机匹配，永磁电动机的节电效果较好，平均效率能够达到8.77%。采油九厂主要应用偏置抽油机和双驴头抽油机，配套应用双功率电动机和永磁电动机，其中双功率电动机应用404台，累计节电2 631.7×104kWh；永磁电动机417台，累计节电2 937.9×104kWh。

3）应用间歇采油技术。在正常生产井上采取间歇采油技术，使油井在合理流压范围内生产，既保证产量稳定，又达到节电的目的。采油九厂目前共实施340口间歇采油井，实施前平均单井日产液1.2 t，日耗电77.2 kWh；间抽后平均单井日产液1.3 t，日耗电30.9 kWh，平均单井日节电46.3 kWh，年累计节电198.9×104kWh。

4）应用平衡调整技术。应用净扭矩曲线计算公式及实测功图数据，编制扭矩曲线绘制及平衡诊断软件，实现了扭矩曲线的绘制，能够对抽油机平衡状况进行判定，并且给出了平衡半径及平衡重的调整值。通过现场应用，扭矩法能够指导小电流井现场调平衡。采油九厂目前共实施188口井，日耗电由调整前的136.8 kWh下降到调整后的126.5 kWh，年累计节电27×104kWh。

5）应用参数优化技术。以低渗透油田油井流入流出动态为基础，以保证油井在合理流压下生产为目标，给出了机采井量化调参的方法，并且编制了计算机计算软件，经过现场试验，该方法能够较为准确地指导现场调整参数。根据上述方法采油九厂进行参数调整1415井次，其中调大参数75井次，调整前后流压由8.6 MPa下降到6.7 MPa，平均单井日产液由7.7 t上升到8.5 t，日增液0.8 t，日产油由2.5 t上升到3.2 t，日增油0.7t，含水稳定；调小参数1340井次，调整前后流压由3.7 MPa上升到4.6 MPa，泵效由23.1%上升到31.3%，年累计节电314.8×104kWh。

2.2控制集输能耗

1）低温集输降低天然气消耗。用降低掺水温度，来降低天然气消耗。厂大部分油田的原油凝固点为35℃，集油采用环状掺水流程，流速大于0.5 m/s以后，结蜡程度相对减弱；油井综合含水70%，掺水后含水可达85%以上，失流点温度明显下降，见表1。以油井回压为标准，形成了“降温集输、掺常温水集输、周期掺水集输、不掺水集输”4种低温集输方式。目前已实施1500口井，累计节气2472×104m3。

表1　高含水原油的失流点测试数据

2）控制掺水压力减少能量损失。当掺水泵出口压力过高时，一般采用调小掺水汇管阀门的方法控制掺水压力，减少能耗损失。为此，通过变频器调整掺水泵转速，降低掺水压力，可以减少在掺水阀门的截流损失。目前各站掺水压力下降了0.3～0.9 MPa，年节电51.2×104kWh。

3）更换外输泵叶轮，工况点回落高效区。由外输泵效率和流量的关系可知，见公式（1），在所输液体密度、扬程和实际排量都不变的情况下，降低泵的额定排量，可提高泵效。

式中：

η——泵的效率，%；

ρ——液体密度，kg/m3；

Q——泵的实际排量，m3/h；

H——泵的扬程，m

N——泵的额定排量，m3/h。

因此，针对大排量外输泵采用更换小叶轮的方法，降低额定排量，使泵况回落到高效区。

更换小叶轮后，外输泵负荷率由50%提高到70%，见图1、图2，年累计节电0.7×104kWh。

图1　未更换小轮时泵效测试图

图2　更换小轮后的泵效测试图

4）更换真空炉，提高加热炉效率。天然气的最终消耗是在加热炉上，加热炉效率的高低决定天然气的利用率。老式水套炉平均效率只有72%左右，真空加热炉热效率可达到90%以上。

由公式（2）可知，在热负荷不变的情况下，使用高效的真空炉将大大节约天然气消耗。

式中：

Q′——耗气量，m3；

ρ′——被加热介质密度，kg/m3；

V——被加热介质体积，m3；

Δt——被加热介质温升，℃；

C——被加热介质的比热容，kJ/（kg·℃）；

η′——加热炉效率，%；

q——燃气热值，kJ/m3。

通过技术改造，将39台老化严重、热效率低的水套炉更换为真空加热炉，更换后平均热效率由70.1%提高到80.3%，年节气718×104m3。

5）应用燃气发电技术，实现天然气综合利用。采油九厂区块分散、天然气管网不完善，为此，建设燃气发电装置，最大限度回收利用伴生气，1 m3天然气可以发电3 kWh。同时，安装余热回收装置，回收烟道气中的余热，与掺水进行换热，提高天然气利用率，见图3。目前该厂共建发电机组32台，年发电2600×104kWh，利用天然气870×104m3，其中21台机组安装了余热回收装置，年可节约天然气140×104m3。

图3　天然气综合利用示意图

6）安装井口组合阀回收伴生气。井口组合阀是将取样阀、止回阀、油压阀、出油阀、定压放气阀、套压阀合成一体，各阀独立开关，其中定压放气阀主要是利用弹簧的弹性力与气体压缩力的平衡来实现套管气的定压排放，确保套管气集中回收，厂共建油井3628口，安装组合阀2302个，年回收天然气350×104m3。

2.3控制注水能耗

1）柱塞泵加变频技术。柱塞泵属于容积泵，其排量Q、扬程H及轴功率P的变化关系为

式中：

Q1、Q2——柱塞泵排量，m3/h；

n1、n2——转速，r/min；

H1、H2——扬程，m；

P1、P2——轴功率，kW。

由公式（3）～（5）可知，排量与转速成正比，扬程与转速无关，轴功率与转速成正比。变频器通过改变电动机的转速来调节泵的排量，而扬程不变，但相应的功率发生变化。从2000年起，先后将注水站高能耗的42台电潜泵和离心泵更换为柱塞泵，并加变频器，注水单耗降至6.5 kWh/m3，年节电821×104kWh。

2）柱塞泵更换柱塞。与离心泵更换叶轮原理类似，对11台泵的柱塞进行了调整，理论排量由5682 m3/d下降到4064 m3/d，泵效由43.4%上升到75%，单耗由6.7 kWh/m3下降到5.9 kWh/m3，年节电67.1×104kWh。

3）分压注水技术。由于注水井压差大导致注水泵压高、能耗高，采用分压注水，减小泵井压差。某油田有3条注水干线，北干线、南干线和中间干线注水压力分别为18.6 MPa、19.1 MPa和8.3 MPa，注水泵出口压力20.4 MPa，注水单耗9.5 kWh/m3。根据3条干线的压力及注水量，分别设计不同压力的柱塞泵，实现分压注水。注水电动机功率由560 kW下降到365 kW，注水单耗由9.5 kWh/m3降到6.0 kWh/m3，年节电166.1×104kWh。

4）单井增压技术。单井增压主要针对无法实施分压注水的区块，在注水井井场或配水间旁设置增压注水泵，对注水站供至注水井的高压水进行二次增压，降低注水系统整体压力，见图4。目前共实施单井增压48口井，年节电460×104kWh。