创建节约型采油矿的实践探索

2018-05-07肖经纶大庆油田有限责任公司第三采油厂

石油石化节能 2018年3期

肖经纶（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

创建节约型采油矿是以能效对标工作为出发点，以指标升级为目标，能效对标的开展主要围绕本单位节能目标。建立指标基础数据库和最佳节能实践库。建立指标基础数据库为下一步确立标杆值、开展能效对标提供数据支持；建立最佳节能实践库对在地面、机采、集输方面的节能管理、技术应用，进行效果统计，从中选出具有本矿特色、行之有效的经验做法，为下一步分析指标、措施改进提供实践参考[1-2]。

1 能效指标体系

按照大庆油田企业标准《基层站（队）节能管理规范》、石油行业标准《油田生产系统节能监测规范》、参考《油田公司节能技术监测中心评价报告》的要求，能效对标指标应包括三类指标：一是能够反映本单位整体能源利用状况和能效水平的指标；二是能够反映主要工艺流程、设备能效水平的指标，此类指标是第一类指标的进一步细化；三是重要工序、设备等关键性工艺参数指标。即评价指标包括：单位产值能耗、单位产品能耗、重点工序能耗、资源综合利用率、能源加工/转换/使用设备运行效率等[3-5]。

1）总体对标指标（反映本单位整体能源利用状况和能效水平）。吨液综合能耗、吨液耗电及吨液耗气3大指标，是衡量油、气生产单位总能耗、电力消耗、天然气消耗的重要指标，纳入到能效对标体系之中。

2）机采系统效率（反映主要工艺流程、设备能效水平）。衡量油井工作水平高低的重要参数，它不仅反映了机抽井的节能状况与经济效益，也综合反映了油田的技术装备、技术管理水平，是评价机采井能量利用水平的综合性指标和各项节能措施效果的依据。因此，选择机采井系统效率作为能效对标体系之一。其中包括抽油机井系统效率、螺杆泵井系统效率、电泵井系统效率。

注水系统耗电占全矿总耗电的40%以上，而注水单耗、注水系统效率是反映和控制注水能耗的重要指标，因此选择注水单耗及注水系统效率指标作为能效对标体系之一。

3）加热炉效率（重要工序、设备等关键性工艺参数指标）。天然气主要消耗在中转站及联合站加热炉系统，加热炉效率是反映和控制天然气消耗的重要指标，因此选择加热炉效率指标作为能效对标体系之一。第X油矿2014—2017年能效对标数据见表1。

表1 能效对标标杆体系

2 影响指标的因素

开展指标影响因素分析，明确某一项指标具体受哪些因素影响，这样就可以在日常生产中进行有效控制与调整，确保各项能耗指标顺利完成。

1）注水站（注水单耗、注水泵效率）。是反映注水能耗的重要指标。影响注水泵泵效的主要因素有：注水泵进、出口压力，泵进、出口水温。影响注水单耗主要因素有：注水泵耗电量、注水量。

2）采油队（机采井系统效率）。反映了机采井的节能状况与经济效益，是评价机采井能耗利用水平的综合性指标。影响机采井系统效率的主要因素有：产液量多少、沉没度是否合理、参数是否匹配。

3）油系统站（吨液耗气、吨液耗电）。影响的主要因素为外输液量，集输、掺水、热洗的耗电量和耗气量，加热炉炉效的影响因素主要为加热炉烟道温度、加热炉负荷情况等，其中加热炉炉效和耗气量成反比。

3 指标分析和改进措施

开展指标比对，发现差距、分析原因并采取措施进行改进和提高。能效对标指标有3个改进途径：一是在单位内部精细管理、优化生产和操作条件，提高效率；二是投入资金，对重要耗能设备实施节能技术改造，提高设备的能源利用效率；三是对没有改造潜力、耗能高的设备进行更新换代。

1）注水方面改进措施。一是精细管理，提高注水泵运行效率。从控制泵压变化入手，合理控制泵管压差和注水单耗；二是加强保养，确保注水泵泵况良好。及时检查注水电动机、注水泵轴瓦温度、润滑油、冷却水温度、盘根漏失量等，定期对注水泵进行保养与检修，及时发现问题、解决问题，将注水泵的泵况维持在高水平；三是技术应用，降低注水泵机组耗能。在条件允许的情况下，尽量运行泵涂膜、变频前置泵等节能技术改造的注水泵，以降低注水机组耗能。

2）机采方面改进措施。一是以优化机采井设计为契机，优化节能技术措施。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；二是合理匹配电动机、变压器，降低电动机额定功率，加快淘汰高耗低效电动机、变压器等装置；三是以机采井节点分析为主线，实施能耗节点管理。充分利用采油队现有机采井能耗监测设备、间抽控制器、螺杆泵能耗仪等单井能耗计量设备，对全矿低效高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、调参等日常管理，及时监测节能运行状态、调整运行参数。

3）集输方面改进措施。一是日常管理精细化，及时根据负荷，合理调节配风量、空燃比，降低排烟温度，减少排烟热量损失，降低加热炉过剩空气系数。利用已装配的加热炉火焰监视器，观察火焰判断燃烧情况；二是对各加热炉安装计量装置，实现单台计量，保证用气量的准确性；三是由于泵况问题井的增加，产液量减少，协调组织及时上作业。

4 能效对标案例

4.1 目标值确定

以提高机采井系统效率改进措施为例。依据对标目标值确定实施原则，通过分矿、分区块统计计算2014—2016年各类机采井系统效率，分析、对比几年来机采井系统效变化趋势，预测出第X油矿抽油机井系统效率目标值[6]。

4.2 能耗分析

影响抽油机系统效率的原因很多，根据系统效率计算方法分析，主要影响因素归纳为3方面：油藏特性、技术设备、抽汲参数，对应的数据参数分别是：产液量、电动机输入功率、有效排量，结合“第X油矿2014—2016年抽油机系统效率”进行分析对比结论如下：

1）抽油机系统效率随产液量的增加而不断上升，当产量小于10 t/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40 t/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10 t/d，系统效率提高1.5个百分点。

2）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，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，对于采油三厂特高含水阶段，抽油机井合理沉没度为150～450 m。

3）目前全厂抽油机平均消耗功率为11.21 kWh，消耗功率过小（小于3 kWh）的井，主要是三低井（沉没度低、泵效低、产量低）导致系统效率也较低。消耗功率高（大于19 kWh）的井产液量也较高，装机功率偏大，导致系统效率下降。对于这部分井主要可采取机型、电动机合理匹配和设备节能改造等措施。

表2 措施井效果统计

4.3 单井对标程序

1）录取的日耗电量、动液面、油压、套压等参数。每天根据单井日产液量、有效日耗电量、液面、含水等参数计算单井的吨液耗电，与对标值进行分析当跟踪数据出现较大波动或不达标时，连续跟踪数据变化3天进一步核实数据的真实性。

2）通过对单井用电量、吨液耗电数据进行对比分析，实行单井精细化对标运行，对于超对标值且未调参井，逐步对产液量变化、生产时间、运行参数、泵况、液面、节能设备节态运行情况、皮带盘根松紧度、抽油机四点一线等进行对比分析，根据分析出的问题进行整改。

4.4 单井改进措施

根据日对标数据单井吨液耗电及单井系统效率进行对比分析，对于与对标值存在较大差距的单井，根据单井液面、功图及现场设备应用情况，分为两个方向进行调整改进：当功图异常、液面不合理时，主要参考进行调整冲速和冲程等生产参数、抽油机优化设计、更换调配机泵设计、施行间抽或改提捞等；当功图正常、液面合理时，主要进行地面设备的维护，如调整盘根松紧度、皮带松紧度、平衡率、皮带四点一线、减速箱运行状态等。通过日记录、周分析、月改进、季测试模式，对指标异常的单井进行管理与技术改进，逐步摸索、总结有推广价值的节能降耗措施。措施井效果统计数据见表2。

从表2可看出措施井平均单井系统效率平均提高10.29%，进一步维护措施：及时进行三轴润滑和平衡调整，对井口盘根松紧度、电动机皮带松紧度进行量化调整，使设备在节态下运行；及时录取油套压数据，保障合理热洗周期，加密对液面的监测，使抽油泵在合理沉没度下工作。