采油管理区科学节能降耗现状分析与措施

王维

摘 要：面对严峻的成本控制形势，采油管理九区牢固树立“精细管理挖潜力，节能降耗降成本”的指导思想，本着“节能就是效益，降耗就是增产”的原则，深挖内部潜力，把节能作为增效点，积极实施新举措、新办法，见到明显的成效。

关键词：节能降耗;分析与措施

孤岛采油厂采油管理九区组建于2015 年6 月，所辖垦西油田位于孤岛油田以西20 公里处，包括K71、K24、K55、K622、K623、K761 等六个复杂小断块，含油面积13.5km2，开发方式为常规水驱和稠油热采。2020 年内部利润计划4794 万元，老井产量计划10.3 万吨，产气量计划1140 万方。面对寒冬期、低油价的形势，如何降低生产能耗、提高开发效益，如何实现绿色低碳生产，已经成为我们亟待解决的难题。

一、能耗分析

管理区能耗以电能为主。总电能能耗共分为机采系统、注水系统、加热系统、管理系统四部分。其中机采系统占比最大，达到61%，主要是采油井抽油机及相关设备的运行耗电。

对机采系统各节点进行详细耗电量分解评价，可以看出，机采系统电能损耗的主要节点为变压器损耗、电动机损耗、抽油机损耗和井下损耗四部分。

二、节能措施及成效

管理区主要对机采系统和加热系统开展了节能降耗工作，在用好老办法的同时，积极实施新举措、新办法，节能效果明显，达到了降本增效的目的。

（一）机采系统

1、变压器损耗治理—变压器减容

变压器的变电单耗就是变压器工作时的损耗功率与输入功率之比。通常变压器在60%负载下运行时，变电单耗最低。管理区变压器负载系数多在30%-40%，“大马拉小车”情况严重。同时，由于油田电收取容量费。油田电网内计量站2 座（含注水站），生产井开井26 口，注水井开井9 口，减容前计费容量达2780KVA。2019 年5 月，管理区通过对在用变压器、电机、注水系统的统计分析，对13 口油井、一口回注井、一座注水系统进行变压器调整，保证正常生产的情况下缩减容量1370KVA。缩减容量后，年节约容量费46 万元，年节约电费13.2 万元，合计节约59.2 万元。

2、电机损耗治理—淘汰高能耗电机：

电机效率随负载率的变化关系，通常电机的负载率在0.65以上时效率最高，负载率在0.65—1.0 范围内效率变化较少。功率因数在负载率为1.0 左右最高，负载率低于0.5 时，效率明显下降。与变压器情况类似，部分油井电机同样存在“大马拉小车”现象。2019 年3 月管理区淘汰了九台大能耗电机，更换为能耗相对较低的电机，换电机后预计年节电7.9 万kW·h年节约6.2 万元。

3、抽油机损耗治理—功率法调平衡：

抽油机平衡率不合格不仅会影响到连杆机构、减速箱和电动机的效率与寿命，而且会使油井能耗增加，系统效率降低。常规的调平衡方法为电流法，即根据上下行峰值电流实施调整。由于钳形电流表只能测出电流大小，无法反映电流的相位，所以部分抽油机，尤其是游梁机存在的“倒发电”的现象无法测出，此时电流法测得平衡率是不可信的。7 月份四化平台上线，抽油机的上下行平均功率可以通过现场安装的智能多功能电表实时采集，为了消除假平衡现象，达到节能降耗的目的，管理区开展了全面的功率法调平衡工作。

（1）游梁式抽油机

参照《提高抽油机井系统效率技术》中提出的游梁机平衡负载扭矩法公式：

W

R b

1

其中：△R 为平衡块移动量，b1 为功率曲线一阶正弦分量，Ω为曲柄角速度， W 为平衡块总重。

经过一个月的摸索和实验，结合辖区油井实际调平衡情况，将公式修正为：

W*N

R K（P上- P下）

其中：P 上为上行平均功率，P 下为下行平均功率，N 为冲次，K 约为常数60000，当△R 为正时向外移动，当△R 为负时向内移动。

（2）高原皮带机

皮带机原理类似天平，抽油机配重箱与悬点均做上下往复运动，配重箱的作用是为了平衡悬点载荷。当配重箱重量等于一个冲程内悬点的平均载荷时，此时电机做功最小。据此得到以下调平衡公式：

M （F上+ F下）/2

其中：F 上为上行平均载荷，F 下为下行平均载荷，M 为配重箱重量。

以某一井为例，调平衡前其上行最大载荷87KN，下行最小载荷48KN，功率平衡率26%，电流平衡率89%，由功率曲线可以看出，下冲程“倒发电”现象严重。调平衡后功率平衡率达100%，“倒发电”现象基本消除，日用电量由110KW·h降低到72KW·h。

2019 年9 月以来管理区对辖区内所有不平衡进行了平衡率调整，效果非常显著，用上述方法一次成功率100%。平衡合格率由37%上升到100%，由弱势指标提升为局先进水平。经过26 井次的调平衡工作，日节电532KW·h，年节电19.4 万KW·h，年节约16.7 万元。

4、优化生产参数：

（1）低效率井調参杆、管、泵的效率是影响抽油机井系统效率的关键因素，泵径、冲程、冲次、沉没度的大小对杆柱和液柱的惯性载荷、泵阀球的运动、柱塞的有效行程及运动状态都起着决定作用。

四化平台上线以来，对泵效较低、单井耗电量大的4 口油井进行调参，利用作业期间更换大泵调低冲次2 口，节电效果明显，年节电18.9 万KW·h，节约电费14.8 万元。

（2）低产井间开

针对区块严重供液不足的井通过对静液面恢复及连续功图的分析，制定出合理间开制度，2019 年8 月以来共制定实施了四口井的间开，既改善了工况，也达到了降低能耗的效果。间开后预计年节电18.1 万KW·h，节约电费14.1 万元

（二）加热系统

电加热能耗治理—利用流程改造淘汰电加热水套炉：管理区单井管线长，进口温度较低，回压较高，冬季需加温保证正常输油。由于气源不充足，无法满足安装天然气水套炉的要求，所以有的井采用电加热水套炉加温方式输油。电加热能耗高，均采用45KW 电加热炉加热，每年11 月至次年3 月为使用期，年耗电量16.7 万KW·h，年费用为11.22 万元。

经过论证和现场调研，确定了单井串联混输方案，解决了温度较低和流量不足的问题。

三、下步节能工作重点

1、依托“四化”平台，每周对各单井进行耗能分析，重点对高耗能井开展机采效率的提升治理工作，重点放在机采效率低于37%的油井上，力争将所辖全部油井机采效率提升至37%以上。

2、继续细化耗能节点，在抓好地面设备节能降耗的同时，逐步将重点放在提升井下运行效率上，优化管杆泵的匹配，做到全方位节能降耗。