油田开发节能降耗探讨

摘 要 节能降耗是实现油田发展的内在需要，在实践中总结出一套切实可行的理论性和广泛可操作性的节能降耗科学管理体系，是适应当前油田发展的必然要求。大庆油田在能源开发中，能源的消耗在成本中也占有相当大的比例，因此，以节能降耗管理为中心，提高能源节约和资源综合利用技术，降低成本，在油田开发中是十分必要的。

主题词 能耗 节能 电量 控制

中图分类号：U463.23+4.8

一、突出热洗全程控制，实现重点环节节能降耗

一是延长热洗周期，减少洗井频率。进行高质量热洗，在含水恢复期过后，油井达到最佳生产状态时，记录该井的各项参数，并绘制基本曲线。以基本曲线为标准，绘制单井实际生产数据曲线，同时根据指标的变化范围，结合功图情况确定热洗周期并进行洗井，达到延长热洗周期的目的。

二是严格洗井质量，缩短洗井时间。洗井前倒好地面热洗流程冲洗地面管线，当回油温度达到50度以上，再改入井底；采取大排量向油套环形空间灌水，待油套环形空间满后，再调整使压力始终控制在4.8MPa左右洗井；当回油温度达到80度以上时，提高排量加强排蜡能力，增强洗井效果。

三是实施一泵双洗，提高使用效率。在确保洗井质量达标的前提下，采用“一泵双洗”的热洗方法，启一台热洗泵对两口机采井同时进行洗井，洗井压力不低于3.5兆帕，从而提高了热洗泵使用效率，今年共进行一泵双洗5次，洗井10井次，实现节电0.4万千瓦时，节气0.7万立方米。

四是采取机泵减级，增强节能效果。2012年460#中转站运行的1#热洗泵原来为流量48立方米的12级热洗泵减级，经过9个月的运行，收到了明显的节能效果，共节电2.2万千瓦时。今年4月份，我们将2#热洗泵由原来流量48立方米的12级泵减级为流量25立方米12级泵，预计年节电2.8万千瓦时。

二、突出常温集输挖潜，实现关键因素节能降耗

一是合理控制掺水压力。冬季常温集输掺水系统压力的保证尤为重要，压力达不到下限规定，极易发生冻井事故。掺水压力过低也造成掺水泵运行期间电流偏大，直接造成电能的浪费。提高掺水系统压力，唯一的办法就是合理调整井口掺水量，对常温输送井，进行了缩嘴工作。相应掺水泵运行电流也有所下降，每天节电115千瓦时，年节电1.8万千瓦时。

二是扩大双管生产范围。我们进一步扩大双管生产井的范围，将日产液70吨、含水在90%以上的井，全部实施了双管生产。目前我队实施双管生产的井24口，掺水压力提高0.14Mpa，掺水泵电流下降4安，每天节电16千瓦时，年节电0.24万千瓦时。

三是改进井口工艺流程。为解决抽油机井老式流程不易操作且浪费水量，将原井的大循环和小循环改掉，在靠近热洗闸门处加一个6分闸门，用于掺水循环。改造后简化流程便于岗位人员对单井进行冬季管理，。全队增加6分闸门18个提高掺水压力0.1Mpa，掺水泵电流下降3安，每天节电11千瓦时，年节电0.17万千瓦时。同时更换组合井口20个，延长了冲洗管线的周期。

四是延长掺水泵停泵时间。针对平均含水已达95.3%，以及最近几年大庆地区气温偏高的特点，我队在四月份白天停运掺水泵，晚上再运行，每台掺水泵日均耗电1690千瓦时，同比去年共延长45天，年节电7.6万千瓦时。在天然气的消耗管理上，结合气候因素，通过细化低温集输时间、降低掺水温度、延长掺常温水时间，并严格实施我队天然气管理办法。

三、突出精细日常管理，实现细小之处节能降耗

一是加强外输泵运行管理。我队中转站现有3台外输泵，其中2台安装了变频，正常生产时，需要运行2台，备用1台。我们形成了一套严格的制度，加强对变频外输泵的管理，提高其利用率。做好日常维护保养，将电流控制在规定的最下限，发现故障，积极处理，事不过夜。

二是合理调整抽油机井平衡率。我们将抽油机电流录取作为采油工每天必做工作，且画好电流曲线，发现平衡率低于90%立即上报，及时进行调整，并加大检查考核力度，使全队抽油机井平衡率始终保持在90%以上。2013年调整平衡率30井次，累计节电0.68万千瓦时。

三是合理调整抽油皮带松紧度。通过不断摸索，抽油机四点一线合格，皮带与皮带轮之间吻合情况良好的情况下，皮带打滑和正常运转时单井每天耗电量可增加4.8千瓦时。在皮带松紧度时，明确了严格的标准，皮带松紧度以翻转角度不大于90度为合适。皮带松紧度共调整井150余次，累计节电0.34万千瓦时。

四是加大油井参数优化的力度。对沉没度小于100米，泵效小于40%的油井下调参数3口井，平均单井日降液5.2吨，日降油0.24吨，泵效提高8.7个百分点，液面回升27.2米。系统效率提高4.1个百分点，平均单井日节电10.3千瓦时。针对负荷和扭矩超载井下调参。将负荷利用率≥95%或扭矩利用率≥95%的井下调参数14口，调后平均单井最大负荷下降1.05千牛，扭矩下降2.08千牛米，通过参数优化既解决了设备超载易损坏问题，又提高了油井时率、利用率，平均单井日节电12千瓦时。

四、突出新技术的应用，确保节能效果的长效性

一是节能电机的应用。针对惯性载荷和启动油井扭矩过大选用的大容量电机，实施更换节能电机。从根本上解决了电机功率过载的问题，实现了节能的目的。经现场试验后超高转差电机：平均单井节电率8.2%；永磁同步电机：平均节电率为26%；无刷直流电机：节电率为48.5%。全队76%的油井已应用节能电机，平均单井系统效率提高4.1%。

二是节能控制箱的应用。老式配电箱在启机时电流过很高，能耗很高，造成能源的浪费。全队90%的控制箱都应用了节能产品，该产品包括变频器调速和无功补偿两种节能技术。变频器调速是通过频率转换自动进行调速，我队螺杆泵全部安装变频器，节电率为9%。抽油机安装21口，节电率5%。无功补偿技术：主要是采用加装一定容量的电容器对电网进行无功补偿，节电率13%。平均单井系统效率提高2.6%，节电率8%。

三是直驱螺杆泵技术的应用。全队目前应用6口直驱螺杆泵，该螺杆泵现场操作简单方便。可以自动实现软启动、软停机、电磁制动等功能。直驱螺杆泵取消了地面驱动装置的机械减速器和皮带，减少了传动装置，降低了地面故障率。全队30%螺杆泵应用了该技术，节电效果十分显著。

五、实施效果

计划用电96.23万千瓦时，实际用电89.38万千瓦时，节电6.85万千瓦时；计划自耗气50.6万立方米，实际用气46.3万立方米，节气4.3万立方米。按每度电按0. 55元/千瓦时计算，共计节约电费3.77万元。每立方气按0. 5元/kwh计算，共计节约电费2.15万元。

通过对节能降耗的精细化管理，完善了各项制度，在节能方面取得了显著的效果。在今后的工作中，我们要进一步巩固成果，总结经验，继续探索机械采油减少电量消耗的新途径，为油田的可持续发展做出应有的贡献。