直流母线采油井群控节能技术应用探讨

2022-07-02姜兆辉大庆油田有限责任公司第八采油厂

石油石化节能 2022年6期

姜兆辉（大庆油田有限责任公司第八采油厂）

随着开发时间延长，低效井增多，导致举升系统无用功较高，机采能耗刚性增长，占总能耗的47.0%以上，平均单井日耗电156 kWh，能耗高；同时，产能油井投产应用“一井一变”，变压器投资高。因此，在产能区块24口油井开展直流母线采油井群控节能技术现场试验，降低举升系统能耗，降低变压器投资。

1 技术原理

直流母线的群控模式是将同一平台或相邻多个平台的油井共用一台变压器和一台回馈整流装置，将电压380 V三相交流电转变成540 V两相直流电，直流电通过直流母线传输到单井，每台抽油机配备直流电转交流电逆变控制装置，实现了直流母线电流输送、馈能利用、减容、油井变频调速的群控管理[1-3]。

直流母线采油井群控系统原理[4]见图1，是在多台抽油机电动机交流运行过程中，采用1台回馈整流装置为各电动机提供共用直流电源。电动机通过逆变终端直接挂接在直流母线上。当电动机工作时，逆变终端从直流母线上吸收电能；当电动机倒发电时，倒发电立即馈入母线为其他逆变终端共享[5]，达到节能目的。

图1 直流母线群控系统原理Fig.1 Schematic diagram of DC bus group control system

直流母线采油井群控节能技术具有以下优势：

一是采用同一回馈整流装置的直流母线为多台逆变控制装置供电的群控方式，可减少变压器数量[6]。

二是采用公共直流母线上各逆变控制终端之间的馈能利用，使电动机的倒发电馈能循环利用，提高了节能效率，避免能量倒灌冲击[7]。

三是实现抽油机动态跟踪调压节能控制方法与保护功能的有机结合，降低维护成本。

四是直流电源采用540 V电压供电提高了电网系统安全性，杜绝了盗电现象的发生，节省生产成本[8]。

2 现场应用情况

2.1 区块概况

试验区块2021年基建完成37口井，布井设计井排方向采用424×212 m（即300×300 m正方形井网旋转45°）的菱形井网开发。其中油井27口，水井10口，区块平台划分情况见表1，5个平台布井（1#平台6口井、2#平台5口井、3#平台10口井、4#平台7口井、5#平台6口井），3口代用井为单井。

2.2 现场应用

该区块共有27口油井，分5个平台布井、3口单井。3口单井不适用直流母线采油井群控节能技术，因此在5个平台24口油井开展直流母线采油井群控节能技术试验见表1。

表1 直流母线采油井群控节能技术应用情况Tab.1 Application of group control energy saving technology for DC bus oil production wells

通过应用直流母线采油井群控节能技术，减小了变压器数量及功率容量，使变压器在最佳状态运行，变压器由8台减少到4台，变压器功率容量由640 kVA降到340 kVA。

2.3 效益分析

直流母线采油井群控节能技术配置方案见图2，具体投资构成如下：回馈整流装置4套（5个平台，1#、2#、5#平台各配一套回馈整流装置，3#、4#平台共配一套回馈整流装置），每套24.34万元，每套硬件包括整流装置、分线箱、逆变调控箱等，4套共计97.36万元；逆变控制装置24套，每套2.43万元，共计58.32万元。

图2 直流母线采油井群控节能技术配置方案Fig.2 Configuration scheme of DC bus oil well group control energy saving technology

变压器投资：变压器由8台减少到4台，节省变压器投资17.11万元，变压器投资对比情况见表2。

表2 变压器投资对比情况Tab.2 Comparison of transformer investment

配电投资：24口井直流母线采油井群控节能系统投资155.68万元，常规设计多功能调速装置投资95.60万元，投资增加60.08万元。

节电效益：通过对试验区块2#平台3口八型抽油机油井采用电表测试，单井日耗电124.3 kWh；未采用直流母线群控技术3口八型抽油机井，单井日耗电156.0 kWh。通过对比，采用直流母线群控技术八型抽油机单井日节电31.7 kWh，节电率20.32%。该区块24口井年节电27.22×104kWh，节省电费17.15万元。

通过试验直流母线采油井群控节能技术，投资增加60.08万元，节省变压器投资17.11万元，预计年可节省电费17.15万元，投资回收期2.5年。运行10年，可创效128.53万元。