节能采油范文

节能采油范文（精选8篇）

节能采油 第1篇

1 原油生产的投入产出分析

采油厂的主要产品是油气。地层中的可采原油储量, 通过自喷井或机采井被举升到地面后, 首先进入矿场集输系统。在此通过油气分离和计量后, 再沿矿场集输管线, 混输到联合处理站, 进行油气分离和脱水等处理后, 再将最终产品——合格的商品原油外输, 天然气供给用户。同时将脱出的污水经净化处理后, 进行综合利用或回注入地层, 保持地层压力。

采油厂的原油生产成本, 除用于维持矿场集输系统和联合处理站和注水站的正常生产和正常注水外, 还需用于对油水井采取各种地质工艺措施, 以提高油井的原油产量和原油采收率。

通常, 采油厂的矿场油气集输系统、联合处理站和注水站等的生产投入基本上是固定的, 只有油水井的投入和产出是变化的。因此, 为提高采油厂采油的经济效益和实现节能减排, 就必须在原油生产中采用节能采油方式, 降低生产投入, 增加原油产量。

2 节能采油方式的确定和计算[1]

所谓采油厂的节能采油方式, 就是逐步实施有效的综合措施, 发现、确定、并不断保持完成原油生产计划的采液、注水和矿场集输条件, 使抽油泵合理充满, 提高油井产量, 同时使电能、热能和燃料的消耗最少。为此, 对油井采用节能采油方式, 对注水井采用节能注水方式。

2.1 油井的节能采油方式

油井的节能采油方式的实质, 就是优化油井的工作制度。在地层压力未下降时, 就开始注水。在保持地层压力下开发油田时, 通常利用两种能量由每口油井中采油:注入水可有效地将井液由射孔段举升至动液面, 而机械采油则可将其举升到井口, 并将其沿集油系统送至联合处理站。通常机械采油的效率要比注水采油高得多。同时采用两种能量采油的总效率, 取决于用注水和机械方法采出的液量。为了达到最高的采油效率就必须使高效的机械采油的产液量最高, 低效注水的采液量最少, 使油井在接近最佳状态下生产。这时的节能效果, 可由式 (1) 确定:

式中:

Ey.e.s——年节能效果, k Wh;

350——油井的年生产天数;

Fp.f.c——油井的采油比能耗, k Wh/t;

fo1, fo2——分别为采用节能采油方式前后的采出液含油;

η1, η2——分别为采用节能采油方式前后的采油效率;

fs.o——生产稳定时的产液含油。

通常, 采用节能采油方式可提高油层的采收率和产液含油。俄罗斯在节能采油方式下, 采1 t原油的费用, 已下降了1~3卢布。在开发晚期的高含水油田上, 采用节能采油方式, 已使开采1 t原油的费用降低了15~20卢布。

2.2 节能注水方式

在油田的注水开发过程中, 特别是在油田开发末期, 采出大量的水。这不仅会增大水的开采费用, 而且还会因污水造成严重的环境污染。采用节能注水方式不仅可大幅度减少采油厂的采油费用, 还可在提高采收率的同时, 极大地减少采出水量。节能注水方式的实质, 就是在最佳注水压力下注入必须体积的水。为此, 必须确定补充由采出液体积造成的压力亏空和要求的注入水体积。而采出液体积是由上级下达的采油计划确定。之后就可计算平均实际、最大可能和最佳注水压力。

第 (i+1) 年的注入水体积, 由式 (2) 确定:

式中:

Qin (i+1) ——第 (i+1) 年要求的注入水体积;

βi——节能采油方式开始时注入水体积, 对开发初期地层条件下采出液体积的补偿系数;

Qpr (i+1) ——第 (i+1) 年的采出液体积。

这时的平均实际注水压力, 可由式 (3) 确定:

式中:

Pa.r.in——平均实际注水压力;

Fa.in——实际注水比能耗, k Wh/t。

表明油田所有注水井均在最佳节能方式下生产的最佳注水压力, 可由式 (4) 确定:

式中:

Po.in——最佳注水压力;

d——目前采出液质量与其在地层条件下的体积之比;

Fp.f.c——油井采液比能耗, k Wh/t;

β——补偿系数;

α——油井用机械和注水能量采液量之比。

在采油生产实际中, 只有采取各种增注措施提高注水井的吸水能力, 增加注水井数和降低注水管网网损, 才有可能将实际注水压力降至最佳值。任何高于最佳值的实际注水压力, 均表示上述措施不力。这时应对注水井采取一系列有效的增注措施和投注新井, 对所有油井采取节能采油方式。或修订因井间影响而变化的早先确定的节能采油方式。将注水压力由实际值降至最佳值的节能效果, 由式 (5) 确定:

式中:

Ee.c——将注水压力降至最佳值的节能效果;

Pa.r.in——平均实际注水压力;

Po.in——最佳注水压力;

ηin——实际注水能量利用率;

Qy.in——年注水量。

由上述可知, 采用节能采油方式的总节能效果为式 (1) 和 (5) 之和, 即

式中E是采用节能采油方式的总节能效果。

3 节能采油措施

采油厂的节能采油方式包括油井的节能采液和注水井的节能注水两部分。

3.1 油井的节能采液措施[2]

1) 定期对所有油井进行经济分析, 找出无利润的低产井或高含水井, 然后有针对性地对它们采取有效的地质工艺措施, 将其转变为盈利井。如不可能, 就将其关井。

2) 对高含水井实施水玻璃, 各种酸液和惰性无机填料组成的水玻璃凝胶[3]、水玻璃和粘土悬浮液凝聚性凝胶[4]、硅酸铝酸溶液成胶[5]、玻璃+盐酸+无机填料[6]、原油重质馏分+油溶性表面活性剂[7]、三氯化铝+尿素[8]等堵水胶及其新工艺, 以减少采出液量和注入水体积, 提高地层原油采收率。

3) 对开发末期油田的耗能较大的油井进行核算优化, 使其在合理、在最佳的机械、注水能量的分采液比下, 以节能方式生产, 以进一步提高采油效率。

4) 采取各种有效措施, 有针对性地解除低产井近井地带的有机物、无机物, 乳化液和水堵等各种堵塞, 增加油井产能。

5) 对油井采取各种有效的防蜡、防垢和缓蚀等工艺, 增加油井产量和延长油井免修期。

6) 对有杆泵井进行优化设计, 配套采用各种新型高效防气、防砂和防抽空的井下工具和地面装置, 优化油井生产。

7) 将不盈利井和高含水井提前关井, 保持地层流体稳定渗滤和提高采收率。

3.2 注水井的节能注水措施

1) 优化各类地层的井网密度, 适当增加注水井数, 使地层压力的分布更加均匀。或采用点状注水和周期注水, 使低排油储量投入开发。

2) 将注水压力保持在初始最佳水平, 并在采油时不超过极限压降, 以便在最低含水下, 均匀开发地层, 降低采液和注水能耗, 提高采收率。

3) 根据油田实际资料和给定的地层压力变化间的关系, 或地层压力保持水平, 确定注入水体积, 消除过量注水。

4) 尽可能将注水压力降至最佳值, 探求和消除造成注水压力过高的因素。提高注水井的吸水能力, 增加注水井数等。将注水压力降低1 MPa, 每吨注入水可节电1 k Wh。

5) 在注水管网的管线上采用内涂层, 降低管网的水力损失。

6) 在注水系统中, 采用小排量注水泵和点式注水, 以缩短注水主管线长度, 降低注水的费用。

7) 确定和监测开发末期油田的日、月涨潮周期[9], 在涨潮和裂缝打开时停止注水或限制注水。在退潮或裂缝闭合时注水, 同时对地层采取震动处理, 以大幅度降低注水量和节约电能。

在采油厂的生产实际中, 采用节能采油方式, 可以大幅度提高采油厂采油的经济效益和节能减排水平。

摘要：为了提高采油厂生产的经济效益和实现节能减排, 目标采用节能采油方式。对采油厂的原油生产的投入产出进行分析, 对油井的节能采液方式和注水井的技能注水方式进行确定计算。提出了定期对所有油井进行经济分析, 对高含水井实施堵水新工艺, 对开发晚期油田的耗能较大的油井的生产进行优化, 解除低产井近井地带的各种堵塞, 对油井采取有效的防蜡、防垢和缓蚀等工艺, 对有杆泵井进行优化设计和将不盈利井和高含水井提前关井等优化采液措施。优化各类地层的井网密度, 采用点状注水和周期注水, 消除过量注水。监测和确定开发晚期油田的日月涨潮周期, 在涨潮和裂缝打开时停止注水或限制注水。而仅在退潮和裂缝闭合时注水, 以大幅度降低注水量和节约电能等节能注水措施。

关键词：节能减排,节能采油,节能注水,经济效益

参考文献

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[3]Старковский В, идр.Эффективность применения сили-коного геля для повышения нефтеотдачип ластов[J].Нефтяное Хозяйство, 2004:42-44.

[4]Якименко Г Х.Применение гелеобразующей техно-логии на основе кислотных растворов алюмосилик-атов[J].Нефтяное Хозяйство, 2005 (1) :64-66.

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[8]Лозиин Е В, идр.Механизм селективнного регули-рования проницаемости неоднородных продуктиив-нных пллаастов[J].Нефтяное Хозяйство, 2003 (6) :46-47.

采油设备节能降耗实践研究论文 第2篇

当前我国少部分石油企业在运行时盲目关注石油的开采效率，忽略了高负荷工作给设备带来的损伤，当设备的使用超过了限制周期后，就会出现效率降低的情况。加之部分检修员工工作态度较差，对于保养和维修工作不够重视，使得部门潜在的问题无法及时被发现，给石油企业带来了巨大的损失，而且这一情况还可能降低设备的使用寿命。因此，必须强化石油企业管理者和维修人员对于采油设备的维护思想，保证在使用周期内完成维修和检查，降低使用时的故障率，进而提升设备的节能效果。

2.2引进国际新型采油设备

目前国际上已经开始对采油设备进行节能降耗的革新，所研发的设备已经开始投入实际生产当中。其中连续抽油杆结构是一种全新的零件，其本身重量较轻，能够降低螺旋杆泵使用过程中的压力，并且降低设备钻探时的磨损程度，具有下水快、故障率低等优势。美国油田在引入这一设备后，其总采油成本节约超过1/3。超长冲程稠油系统能够提升抽油机采油时的效率，根据研究显示其能够将采油效率提升到60%以上，并且能够节约设备50%的电能消耗。菲利普斯公司在对这一设备进行长周期实验中显示，经过3年的标准符合运行，超长冲程稠油系统的故障率近为每年0.56次，大大降低了维修费用[2]。

2.3加强设备改造技术

在引入国外先进设备的同时，还应该强化对国内设备的改造技术。针对于国内普遍应用的.游梁式抽油机进行改造，将常规游梁更换为自动条径变矩游梁，将曲柄平衡设备去除，加大游梁本身的长度，并在游梁内加装调径杆，形成六杆结构。经过这种改造后可以大大降低减速器匹配时的扭矩等级，也可以降低电机运转时的能量消耗。下偏杠铃是针对于抽油机的改造技术，其将原有的游梁变距进行偏置处理，并在游梁的末端安装复合平衡块，使得曲柄平衡结构能够更好地狱下偏杠铃结构结合。经过这种改造后，游梁运行时可大幅减低扭矩的峰值，并且改善游梁运动时的平衡状态，并且增加了变距的范围，使得抽油机的使用寿命大幅提升[3]。我国吉林省油田早在是就利用这一技术对游梁式抽油机进行改造，共涉及设备240多台，改造后曲柄自动调节平衡的半径得到了有效缩减，整体平衡度达到了90%;该油田使用的传统配电机功率为5.5kW，在改造之后下降到了3.0kW，直接能源节省率达到45%以上，综合能源节省率也超过了1/3;改造中所使用的减速器扭矩从常规的18kNm降低到了6kNm，减少率超过60%，加之部分结构被取消，使得游梁式抽油机的整体重量降低了31%，设备的重力损耗也明显降低。经过全年使用后，其年节省资金达到了260万人民币，电能节省量为619万千瓦时，并且所节约的资金当中还包含了设备大修、零件更换以及配套设施建设等费用，大大降低了企业运行的成本，提高了当地原油开采的盈利。

3结语

对于石油采集设备来讲，其能源消耗当中绝大多数是对电能的消耗，因此在对采油设备进行节能降耗改造时，重点在于降低设备对电能的消耗，并降低设备使用时的磨损消耗。当前国际原油企业均不断研发各类新型产品，但由于我国生产技术的限制，无法全面更换新型高效设备，因此需要从现有设备角度进行全面的改造，利用连续抽油杆、超长冲程稠油系统、下偏杠铃等结构进一步提升设备的开采效率，降低游梁式抽油机平衡时消耗的能源。

参考文献：

[1]张雪.采油队有效节能降耗的现场实践[J].城市建设理论研究(电子版),(03):102-103.

[2]徐灿,王尚磊,苏金国等.节能降耗技术在机械采油中的应用研究[J].化工管理,(11):213-214.

机械采油节能方法探讨 第3篇

采油三队主要管理着M1区、M127块、M10块, 区块开发进入高含水期, 单井产量低, 单井日耗电、吨液吨油耗电等重要节能指标恶化, 节能形势严峻。应用“经济、适用、有效”的多种节能采油措施提高节能指标意义重大。截止2013年9月, 油、水井共计110口, 油井开井81口, 日产油110吨, 日产液2900方, 主要设备86台 (其中:抽油机74台、螺杆泵4、电潜泵3台, 泵类设备4台、压缩机1台) 。

近几年, 我队牢固树立节能就是创效的理念, 从设备、技术、管理充分挖掘节能降耗潜力, 取得了显著效果。总耗电量与同期相比, 呈现明显下降趋。吨液耗电量稳定下降, 2013年吨液耗电量达到最低点5.47千瓦时/吨, 比高点下降了0.77千瓦时/吨.

二、主要节能工作及效果

1. 把握重点, 积极调整, 推行“三降一升”

(1) 降电机功率

通过单井电流台帐、耗电量统计、测电机空载电流, 对单井耗电原因进行分析, 发现:高效节能型电动机的损耗仅是传统落后电动机的五分之一, 而其效率功率因数都远高于传统电动机

(1) 调速电机的电流普遍偏大, 耗能较大, 平均单井日耗电300-500度, 是永磁电机的3倍多。

(2) 部份普通电机的空载电流大、功率因素较低, 电能损耗严重, 平均单井日耗电200度以上, 也是永磁电机的1.5以上。

截止目前, 我队使用永磁电机62台, 普通电机12台, 调速电机为0, 近两年更换了调速电机8台, 平均单井节电200度以上。

通过动力系统的更新调整, 我队从前几年以30KW、37KW大功率普通、调速电机逐渐调整为目前以18.5KW, 22KW高效节能型永磁电机为主, 输油泵从55KW的离心泵调整为18.5KW的螺杆泵。在满足生产的前提下, 电机功率功率逐步减小。从2009年的评价单井电机功率31.8KW下降到目前的23.6KW。

(2) 降油井冲次

对于泵效较低、供液不足的油井, 实施下调冲次。实施后, 提高了油井泵效, 通过统计分析, 下调冲次是节电效果最明显的。

我队共计下调冲次25井次, 节电有效20井次, 合计日节电980千瓦时。

(3) 降油井负荷

抓住每次作业机会, 根据油井的生产情况, 合理的进行管杆泵的调整工作。一是换小泵, 对泵效低、泵径大的油井, 换小泵径。二是上提泵挂, 对高沉没度井上提泵挂, 减小井下负荷。共计调整6井次, 累计日节电达200千瓦时。

(4) 提升抽油机平衡率

调整皮带机平衡:皮带机输出扭矩臂短, 平衡率低对耗电量的影响特别大, 而且影响皮带机的使用寿命。今年集中对在用6台皮带机的进行了平衡调整, 就通过增减平衡块, 确保皮带抽油机的平衡率接近90%的较高水平。累计日节约耗电量130度。

2. 把握细节, 利用多种节能办法提升节能指标

(1) 间隙性采油技术

2012开始, 我队对3口低效井实行间隙采油制度, 应用液面恢复恢复曲线确定开井时间, 把每天24h生产调整为2h、4h、8h等。

不影响产量的前提下, 我们对3口油井实行间抽, 累计日节约耗电量308度。吨油、吨液等重要节能指标也得到有效提高。

(2) 螺杆泵采油技术的应用

2012开始, 为优化举升方式, 节约能耗, 相继引进螺杆泵4台, 在日产液、日产油基本不变的情况下, 改螺杆泵生产优势明显:

(3) 地面设备简单。

(4) 在维持相对较低转速 (70-90) 时, 节能效果显著, 平均单井日节电45.8Kw.h。

(5) 减少油井无效排液

注水驱油导致许多层位高含水, 对这类层位的高含水井 (100%含水) 实施打塞补孔、计关 (M1-5-51、M1-7-G3、M2-8-X51)

2013年以来我队共实施各种控制无效排液工作3井次, 年减少无效排液3.5万方, 日节电196千瓦时, 年累节电9.8万千瓦时。

3. 规范皮带管理, 减少传动皮带上的电能损耗

目前, 我队油梁式抽油机皮带达10多种, 部分抽油机皮带过长, 导致上下振幅大、易打滑, 电能损失大。我们通过架高电机滑轨后, 淘汰部分超长型号皮带的使用。

4. 其它—场地灯的调整

(1) 对北一站、三号站的场地灯进行调整, 250瓦海洋王防爆大灯更换为“45瓦LED防爆高效节能灯”, 日号电量由4.1度下降至0.42度, 日节约耗电量3.68度, 预计两个站就场地灯全年节约耗电量可达2690度。节能效果非常好。

(2) 根据季节的变换, 及时对各站点场地灯的开关时间进行调整, 从点点滴滴中节约耗电

三、下步工作

1. 抓基础, 加强员工节能技术的培训学习

2013年我队以“技师课堂”为载体持续开展现场节能降耗活动, 请拥有30多年工作经验的技师班长给大家在现场传授经验, 分析抽油机皮带、盘根盒、设备润滑、井口对中等环节对油井能耗的影响, 填补年轻的班长及技术员理论知识在现场实际操作应用中的空白。并将北三站列为节能示范站点, 带领全队开展一场有声有色的节能战斗。

2. 抓难点, 加强特低效井及高耗能井的治理

截止目前, 我队仍然有部分特低效井, 吨油、吨液耗电量是平均值的5倍或10倍以上, 对我队的节能指标影响非常大。是下步节能工作的难点和重点。建议下步对这些井采取换小泵、措施增油、间隙采油等措施, 提升节能指标。

永磁电机的使用量达到了90%以上, 永磁电机在使用过程中同样存在消磁, 空载电流大, 耗能高的现象, 我队目前正在组织开展全队利用停井时间对电机空载电流的普查工作。对空载电流偏大的电机进行标识, 跟踪其变化。下步将有计划的进行更换、维修。

摘要：节能降耗在油田企业中有很大的可持续发展的空间, 随着油田的开发, 大部分油田进入高含水期, 能耗加大, 节能形势严峻。目前油田用的大多是游梁式抽油机, 这种抽油机用电量大, 耗能高, 因此, 根据实际情况应用适当的节能降耗技术显得格外重要。

“节电药方”助采油厂节能增效 第4篇

随着华北油田大部分抽油机井控制系统的老化和油井产能的下降, 油田生产能耗呈现上升的趋势, 提高系统效率的节能效果逐渐下降, 机采井工作制度人为调整已经不能满足日常生产管理变化的需要。针对供液不足、泵效偏低、工作制度调整频繁等问题, 采油工程研究院采油室提出了“抽油机井生产时效闭环设计技术”的创新设计方法, 通过对抽油机井的在线监测与自动调节, 及时准确地获取抽油机井的各种工况参数, 减少了大量的劳动力;同时, 该设计系统根据井下供液能力的不同, 实时自动进行变频调速, 调节冲速, 使抽油泵始终在理想的沉没度范围内运行, 达到节能控制、提高油井潜力的目的。

使用“抽油机井生产时效闭环设计技术”对产液波动井进行试验比较, 结果表明, 充满系数、耗电量得到了明显的改善, 实现了节能降耗的目的;而对供液充足油井的试验比较显示, 此项技术使油井产液量得到了提升。该技术自2013年以来在华北油田应用于65口井, 单井运行电流平均下降了27.26 A, 日节电65 k Wh, 65口井年节电117.58×104k Wh, 节电效益达84.66万元, 平均系统效率提高4.6%。截至2014年12月底, 累积增油4717 t。

采油队节能标准化管理实践 第5篇

随着油田开发进入特高含水期, 注水、机采、地面集输等能耗逐年增加。采油407队借鉴标准化管理思想, 抓住标准这一管理要素, 从人、设备、方法三个对象切入, 推进节能标准化管理, 探索建立一套标准化的节能生产管理规范体系, 用标准化促进节能管理的精细化。

1 主要做法

1.1 以责任落实为核心, 推行员工操作标准化

两年来, 407队建立新制度, 完善新机制, 发动员工立足本岗位, 突破思维定式、转变思想观念, 树立节约意识, 有效地促进了全体员工节能意识的提高。

1) 节能指标的分解细化。在指标分解上, 年初我们认真测算分解全队能耗指标, 逐台设备核实能耗, 根据用能情况进行了节能指标的分解和细化, 具体到将每一台生产设备的每一处生产参数, 落实到班组、岗位、个人。同时以巡井班组为单元将节能指标进行分解, 根据各班组的具体情况, 结合每口单井的生产动态, 分析判断适合该单井的合理生产参数, 制定详细的节能措施, 通过调整使机采井的生产负荷达到最佳, 各种消耗能够有计划的得到有效控制, 使每名职工都能认识到节能的重要性, 增强了全员参与节能工作的主动性和自觉性, 充分发挥员工在节能降耗工作中的核心作用[1]。

2) 节能操作的规范量化。我们坚持大头要抓紧, 小账要细算的节能原则, 强化节约理念, 杜绝浪费行为。一是为了节约水资源, 我们在每个班都设立了废水回收桶, 将使用过的水收集起来进行拖地、擦设备等工作, 改变了原来用完就倒掉的习惯, 按每天节约1 m3计算, 年节约用水约400 m3。二是间歇点炉降耗。在总结冷输经验基础上, 我们对常温集输的认识得到进一步深化, 将天气变化情况纳入到冬季生产管理的全过程, 根据环境温度采取“间歇点炉”方法降低耗气, 使集输管理得到了季节性调控。三是控制室内温度。严格控制采暖炉耗气量, 要求冬季室内采暖温度不高于20℃, 夏季空调设定温度不低于24℃, 并纳入日常生产管理考核。四是加大设备维护力度及调整控制标准。设备使用上坚持勤保养, 勤维护, 发挥其最大的节能效益。

3) 考核奖惩的刚性强化。为了明确了干部、班组长、操作人员的工作职责, 强化职工管理, 严明职工纪律, 407队将责任逐级落实, 实行月度分析、月度考核的管理办法。月考评与职工月度奖金的60%挂钩, 每月的考评以常规检查为依据进行综合打分, 主要考核内容包括:一是狠抓电、气指标落实:依据每月制定的耗电、耗气定额表, 以当月实际能耗为依据进行跟踪检查;二是材料的使用和发放:建立详尽的登记台帐, 跟踪材料使用情况, 台账规定了当月消耗材料数额, 以规定量为标准, 依据实际消耗量进行考核;三是设备管理:以对各班组所使用设备的常规检查和人为损坏更换为依据进行考核;四是节能降耗分管人员:按月落实节能降耗计划的实施情况, 探讨解决分管人员在节能管理中遇到的疑难问题, 实时抽查督促。407队通过加大考核奖惩, 对消耗指标进行跟踪检查, 及时查改管理中存在的异常问题, 规范了采油407队的工作运行, 形成了各负其责共同推进的良好局面。

1.2 以高效运行为目标, 推行设备运维标准化

2012开始, 采油407队结合生产实际, 抓住重点, 寻找节能点, 针对设备这一用能主体, 依托技术创新, 推动新工艺、新工具的应用规模, 全方位挖潜增效, 采取了一系列运行维护管理措施, 保证了设备的高效运转, 大大提高了生产效益。

1) 拓展新工艺, 强化精细管理。我们坚持“精从细中来”的管理思想, 从细节入手, 深入挖掘潜力。喇290转油站两台热洗泵排量为45 m3/h, 小排量螺杆泵洗井时经常出现憋压打回流的情况, 难以保证洗井质量, 为了确保洗井效果只能延长热洗时间, 造成能耗浪费。针对以上问题, 更换了一台排量25 m3/h的热洗泵, 洗小排量螺杆泵时启运小泵, 既满足了洗井要求又缩短了洗井时间, 降低了能耗。在完成洗井计划的同时减少了洗井频次, 年均减少洗井27井次, 节电1.6×104k Wh, 节气3.5×104m3, 见表1。

2) 应用新技术, 扩展节能空间。随着科学技术的进步, 节能空间不断扩展。我们树立“节约有度, 合理投入”的理念, 重视节能技术应用, 加大节能技术改造。对效果突出的先进、成熟、适用技术积极推广, 对运行年限长、设备老化严重、生产运行能耗高的设备进行更换, 为老油田多节少耗注入源头活水。两年来, 配合厂有关部门积极推广应用节能设备安装了输油泵变频节能控制装置1台、节能电动机23台、节能配电箱15台、电子除垢仪一台、抽油机皮带调整装置20套、新型盘根盒5套、淘汰高耗能变压器, 更换变压器15台、更换高效炉自动调节火嘴4个, 共实现节电6.0×105k Wh[2]。

3) 推广新工具, 持续推进节能。随着节能工作的逐步深入, 遇到的新问题、新情况越来越多, 我们突出成果转化, 注重效益提高, 通过项目管理、联合攻关等手段不断解决生产中出现的难题。我们撰写的《浅析沉没度过低对机采井泵况的影响》、《新型抽油机井口光杆密封装置现场的应用》等论文都是根据现场实际问题展开的攻关和应用成果总结。我们积极开展技术革新活动, 先后研制出:抽油机安全操作平台、新式皮带轮延长皮带使用寿命:“抽油机盘根助加器”等用具, 既解决了实际生产过程中的难题, 又起到了很好的节能降耗效果。

1.3 以科学实用为着眼, 推行管理方法标准化

我们认识到仅仅通过设备优化是不够的, 还需依托科学方法拓展挖潜空间, 优化节能措施, 细化节能管理, 通过科学的管理办法, 实现节约的最大化。我们结合生产实际发挥集体的智慧和力量攻克难关, 多方开源, 进一步扩大了节能效果, 向管理要效益。

1) 对标管理法查找不足。2012年起, 采油407队开展能效对标, 引导员工“对标、超标、创标”, 将能效对标管理作为节能管理一项重点工作进行推进。通过近几年耗能指标的整理, 对队上近几年的耗能情况进行了双向对比分析, 确定了挖潜方向, 制定对标目标值。主要通过采取本队自身能耗纵向对标为主, 同类水驱采油队能耗横向对标相结合的方式, 开展对标学习, 在同类采油队中寻找差距, 借鉴先进队的经验和技术, 进一步完善工作方法, 降低生产成本, 提高系统效率, 总结和提炼出一套适合本队实际生产的管理体系, 在保证生产体系平稳高效运行的同时, 开展降低耗电、耗气工作。从对比结果中可以看出, 自2012年采取节能降耗措施后, 290转油站的耗电、耗气指标均呈下降趋势, 有效地降低了集输系统生产能耗, 见表2、表3。

2) 定置管理法降低掺水能耗。实行专业化管理以后, 日常生产管理采取的是两人一组替岗管理方式, 在替岗管理时, 如果不清楚单井的生产情况而调控不好掺水, 就会造成转油站掺水压力低。为了保障生产, 以前喇290转油站冬季生产都要启运两台掺水泵以达到压力平稳, 能耗较大。启运两台掺水泵对比一台掺水泵4个月增加耗电17×104k Wh, 增加耗气4.0×104m3。针对上述问题, 我们对全队机采井的生产情况进行了摸底, 根据每口单井的产液、含水、管线长度、井口回压等参数制定掺水量控制标准, 并实际验证是否满足生产需要。把通过验证的控制标准制作成巡井班管理卡, 详细标注各单井回油温度、控制掺水阀圈数以及巡回检查注意事项, 要求员工替岗时执行管理卡内容。同时制定出单井掺水控制制度, 确保全队掺水系统的平稳运行。

3) 综合分类法制定合理热洗周期。我们根据全队机采井产液、产油、含水、液面、沉没度等各项参数, 进行综合分析, 分“ABC”三类初步制定热洗周期, 在执行过程中对单井洗井效果进行洗井前后的对比, 通过反复分析对比制定出合理的热洗周期。通过运用“综合分类法”, 48口机采井进一步延长了热洗周期, 实现了热洗精细管理, 降低了能耗。根据生产参数权重确认表以及“ABC”洗井分类权重结合各单井热洗试验数据得出采油407队机采井热洗周期。通过运用“综合分类法”合理延长洗井周期后, 机采井的平均热洗周期由之前的112 d延长到176 d, 每年少洗井156井次, 年节电9.4×104k Wh, 节气15.2×104m3。避免了盲目洗井造成的能耗浪费, 杜绝了延迟洗井造成的泵况变差, 降低了生产成本。

2 实施效果

1) 能耗成本大幅下降。两年来, 采油407队围绕提高运行质量和效益推出节能降耗新举措, 突出重点, 抓住关键点, 挖掘创新点, 全方位挖潜增效, 2012—2013年全队共节电145×104k Wh, 节气67×104m3, 生产成本明显下降, 经济效益显著提高, 见图1。

2) 用能效率大幅提升。通过技术革新, 管理创新, 推广应用, 完善了407队的节能管理体系, 增强了节能降耗工作的动态监管, 实现了用能效率大幅提升的良好效果。自开展节能降耗措施以来, 407队2012年、2013年的输液单耗、吨液耗气指标与2011年对比呈逐年下降趋势, 2013年输液单耗0.38 k Wh/t, 吨液耗气0.18 m3;机采井系统效率由29%上升到了32%, 见图2。

3) 原油生产平稳主动。2012年至2013年两年时间里, 采油407队共生产原油12.3×104t, 超产5871 t, 不仅完成阶段计划的105.6%, 而且成本控制在计划之内。407队牢牢抓住了增油上产、降本增效这个生产发展的主旋律, 精雕细刻, 精益求精, 实现了油井开发效益的最大化。

3 结论

采油队通过摸索和实践节能标准化管理的方法, 从生产实际着手, 推行员工操作标准化, 设备运维标准化, 管理方法标准化, 采用节能指标的细分, 综合分类重点控制等方法, 实现了采油基本生产单元的增效节能。

摘要：随着油田进入高含水期, 能耗成本日益上涨, 设备陈旧导致效率低下。为了保证可持续发展, 油田基层采油队生产运行成本控制, 增效节能管理工作尤为重要。通过多年的采油队生产实际, 以责任落实为核心, 推行员工操作标准化;以高效运行为目标, 推行设备运维标准化;以科学实用为着眼, 推行管理方法标准化。采用节能指标的分解细化、拓展新工艺、推广新工具、综合分类重点控制等方法, 实现了采油基本生产单元的增效节能。

关键词：能耗监测,节能操作,增效节能

参考文献

[1]魏翼祥, 转油站节能降耗的方法[J].油气田地面工程, 2008, 27 (25) :59.

节能采油 第6篇

大庆油田是中国最大的油田,也是世界大型陆上砂岩油田之一。油田开发50年以来,已累积生产原油近20亿吨,近几年,积极开展机采井节能技术的研发及应用,创新出了多项机采井节能配套技术,包括抽油机井井下提高泵效和地面拖动系统控制的立体节能配套技术已得到普遍应用,自主研发的投资低、能耗低的螺杆泵采油技术已成为大庆油田的第二大机采方式。近几年在油井井数、产液量明显增加的情况下,机采能耗保持基本不增,但机采井仍有节能潜力可挖,需要开发研究新一代节能技术。

为贯彻国家节能减排工作要求加大节能减排力度,达到企业节能减排的目标,降低机采井能耗已势在必行。在能源供应紧张、节能减排形势十分严峻的今天,开发应用机采系统节能减排技术不但有可观的经济效益,还有着重大的社会效益。

2 节能潜力分析

大庆油田自1981年开始转抽,至2009年底,共有抽油机井40790口,占机采井总数的79.7%,有效时率96.7%,总装机功率约为134.6×104k W,平均单井装机功率为33k W,作为油田的主要耗能设备,对整个油田的综合开发效益影响较大。

影响抽油机井系统效率的主要因素存在于以下几个方面:一是产量低,造成泵效偏低,单耗高,是影响系统效率的最主要因素;二是载荷利用率低。由于投产运行时间较长,现有抽油机井机型明显偏大,统计22962口井载荷利用率,低于70%的抽油机井占统计井数的86%,造成装机功率偏大,能耗高。

虽然大庆油田机采井节能工作面临很多困难,但是也存在较大挖潜空间,具体分析如下。

2.1 以单耗预测节能潜力分析

机采井举升单耗若再减少10%,则全油田可实现节电4.4×108k W·h。机采井平均系统效率提高3个百分点,可实现节电4×108k W·h,若2011~2015年将770口抽油机井转为提捞井,可实现节电0.4×108k W·h。

2.2 单项措施节能潜力分析

(1)抽油机井节能配套措施潜力。通过对非节能设备采取更换以及节能改造的方式,使现有抽油机井全部采取节能措施,预计措施后可实现节电2.0×104k W·h。

(2)电泵井节能措施潜力。通过采取地面无功自动补偿、变频技术以及节能电机等措施,提高现有电泵井经济运行水平,预计措施后可实现节电0.5×104k W·h。

(3)螺杆泵井节能措施潜力。通过加大变频等措施应用力度,保持螺杆泵井高效运转的同时,达到节能降耗的目的,预计措施后可实现节电0.4×104k W·h。

(4)举升方式调整措施潜力。根据油井产液变化,适时将部分高能耗机采方式转变为低能耗机采方式,加大螺杆泵及提捞采油的应用规模,预计措施后可实现节电1.5×104k W·h。

3 节能技术现状

大庆油田在节能技术上,始终坚持“应用一代、研发一代、储备一代”的思路,不断推广应用效果显著、经济效益好的节能技术和产品;注重新工艺、新技术、新方法的试验开发;积极探索有发展前景的新技术,把握未来技术发展方向,为油田节能工作可持续发展提供技术保障。“十一五”以来,大庆油田通过开发抽油机机型优选及节能配套技术、机采方式优选、机采井节能再制造工程技术,加大节能措施应用力度,强化生产管理,形成规模效益。与“十五”末相比,在油井总数增加26.4%、产液量增加10.9%的前提下,机采井总耗电仅增长1.1%。

3.1 抽油机井节能配套技术

(1)抽油机井优化设计及降机型技术

大庆油田开发已进入特高含水期,特别是三次采油技术的普遍应用,油井产液量变化规律、采出液性质发生了变化,抽油机井沿用原有设计方法,安全系数过高,负载计算误差偏大,特别是没有考虑拖动系统的技术进步以及抽油机结构的变化,导致抽油机井存在选型不合理、载荷利用率偏低、设备匹配不合理、系统效率低的现象。通过开展大庆油田抽油机优化选型设计理论和设计方法研究,优选节能设备,实现优化技术配套,达到降低抽油机型号和装机功率,实现提高抽油机井系统效率和降低能耗的目的。

推广应用了“抽油机井系统优化设计软件”和“能耗最低机采系统设计软件”,已全面应用于各采油厂油井作业施工设计当中。目前已利用优化软件实施整体优化设计7719口井,措施井系统效率提高4.7个百分点,平均单井日节电25.2k W·h。

(2)抽油机参数优化技术

1)抽汲参数优化

抽汲参数优化是改善设备运行状况、降低机采能耗最直接、最经济的手段。与2005年相比,全油田抽油机井平均泵效由44.1%提高到45.7%,提高1.6个百分点,冲次利用率由54.2%下降到49.9%,降低4.3个百分点。

2)低冲次抽油机举升技术

目前国内外实现抽油机低冲次采用的办法主要有以下几种:应用二次皮带减速装置降低抽油机冲次;应用变频器控制装置降低抽油机冲次;应用超低转速大启动扭矩电动机降低抽油机冲次。以上方案普遍存在可靠性差、传动效率低等实际问题。鉴于此,开发研制了抽油机专用大传动比三级减速器来降低抽油机冲次,这种实现降低抽油机冲次的方式在国内还是空白,现场应用41口井结果表明,平均节电率达到47%。

(3)抽油机节能配套技术

1)高效多杯等流型气锚技术

研制了多杯等流型气锚,使油气充分分离,可大幅度提高井下抽油泵的泵效和抽油机井原油产量。截止2009年底共计现场应用1357井次,对比1184口井,平均单井增液14.2t/d、单井增油0.9t/d,平均泵效上升了12.3个百分点,沉没度下降了156.4m,系统效率提高了4.57个百分点,吨液百米耗电下降了0.2k W·h,节电率为15.7%,节能增效成果显著。

2)油管锚定技术

抽油泵抽油时,在上、下冲程中,油管的伸长与缩短,造成了抽油泵的冲程损失,动液面越深,油管的弹性变形越大,冲程损失也越大,泵效越低。另外,载荷的频繁交变加速了油管的疲劳破坏。为此推广应用油管锚定技术,可以控制油管柱伸缩,避免泵筒与套管之间发生相对位移,从而提高泵效,增加产液量,提高抽油机井系统效率。同时能够改善抽油泵工作时的受力状况,减轻杆管磨损,取得了良好的应用效果。

3.2 螺杆泵井节能配套技术

螺杆泵采油作为一种新兴的人工举升方式,投资少、设备结构简单、操作方便、节能效果明显以及适应性强等特点,能有效降低采油成本,提高采油效益,具有抽油机柱塞泵、潜油电泵、水力活塞泵等机采方式无法比拟的优点而倍受国内外油田重视,在油田高含水期挖潜增效的作用日益凸显。

大庆油田自1986年引进螺杆泵以来,经历了引进、消化吸收、自主开发三个阶段,″九五″期间,主要攻克了螺杆泵定转子抱死和定子橡胶脱胶等技术难题,″十五″以来,主要攻克了螺杆泵热洗清蜡、驱动装置漏油、杆柱断脱和测试诊断等技术难题。到目前为止,取得了4项主体核心技术和10项重大配套技术的创新成果。地面驱动杆式螺杆泵采油技术已成熟配套,成为继游梁式抽油机和潜油电泵之后的主力人工举升方式,在聚合物驱和三元复合驱中表现出良好的适应性,成为大庆油田三次采油的主要机采方式,目前应用于聚驱、三元驱的螺杆泵井数达到2657口,占到螺杆泵总井数的46.5%。此外,螺杆泵采油技术还在哈萨克斯坦、吉林、玉门等十几个油田得到推广应用。

“十一五”以来,随着以螺杆泵为代表的低能耗举升方式的不断发展与完善,大庆油田加大了螺杆泵应用力度。一是在产能新井上,共应用螺杆泵1611口,占投产新井总数的15.5%;二是结合举升方式调整转换,实施抽油机、电泵转螺杆泵1080口。螺杆泵井数由2005年的2001口增加到2009年5714口,占机采井数比例由5.0%提高到9.5%。年耗电量约占采油生产耗电的十分之一,已逐渐成为油田主要耗能设备。

3.3 外围低产井节能配套技术

(1)提捞采油技术

针对产液量小、抽汲参数最小仍严重供液不足的井采用提捞采油,提捞采油作业主要由提捞车和罐车配合完成。提捞采油工程车及相关的配套技术日趋成熟,满足了小井眼、深井、稠油井等不同井况提捞采油生产的需要,对低产油井,采取提捞采油措施,为有效开发外围“三低”油田,减少生产操作成本,延长老区块的经济开采期探索了新途径。

至2008年底,大庆油田提捞油井数量已达到3568口,占机采井总数的7.1%,主要是外围低产以及偏远无集输管线油井。

(2)间歇采油技术

间歇采油节能技术能够有效解决抽油机长期处于相对轻载状态和空抽的问题,提高有效抽取时间,减少无效行程,在保证采油量的前提下,节约了大量电能,同时还能够起到减少机械磨损、延长设备使用寿命的作用。为此开展了间歇采油节能技术的研究。通过建立四参数与能耗之间的关系模型,优化间歇采油工作制度,完善配套技术,取得了较好的效果。

2009~2010年,以间歇采油合理工作制度优化方法为指导,实施间歇采油332口井,综合节电率达到55%。

3.4 机采设备节能再制造技术

大庆油田应用了节能型抽油机和节能电机,取得了一定节能效果。其中节能抽油机主要有双驴头、低矮型、摆杆式、摩擦换向式、下偏杠铃型等类型,电机方面,节能电机包括双功率电机、高转差电机、永磁同步电机、高启动转矩电机和双极双速电机。

节能抽油机和节能电机的使用,对抽油机井节能降耗起到了积极的作用。但是,目前大庆油田在用抽油机仍以非节能型抽油机为主,占抽油机总数的83.0%。

(1)常规抽油机节能再制造技术

近年来,大庆油田积极开展老机型抽油机的改造工作。由于具有变动较小,容易实施且节能效果较好等优点,在众多节能型抽油机中选择了下偏杠铃抽油机和双驴头抽油机作为改造目标。通过节能效果对比测试,在同种工况条件下,下偏杠铃改造机相对偏置型抽油机节电24.5%,双驴头改造机相对偏置型抽油机节电23.8%。

(2)常规电机节能再制造技术

目前大庆油田油田在用抽油机井中,共有非节能电机23286台,占电机总数的61.0%,数量较大,全部更换难度很大。为了探索常规电机实施节能改造的有效途径,大庆油田结合自身实际,开展了诸多电机节能改造尝试,见到了明显效果,也积累了一些经验。

目前常规电机改造成节能电机主要有以下几种方案:一是将常规电机改造成永磁电机;二是将常规电机改造成双功率电机;三是将常规电机改造成双速双功率电机。由于将常规电机改造成永磁电机费用高,经济性较差,因此,后两种电机改造方案是“十一五”期间节能降耗重要技术改造措施。

4 新型节能举升工艺开发

近年来,大庆油田加大科技投入力度,研制开发了多种节能举升工艺技术,取得了多项技术成果和突破,其中地面直驱螺杆泵举升工艺等多项成果已经进入现场试验并见到良好的效果。

(1)等壁厚定子螺杆泵举升工艺

螺杆泵定子是影响其使用性能及寿命的关键部件。常规螺杆泵定子厚薄不均的橡胶衬套在工作条件下的溶胀、温胀也不相同,产生的热量主要聚集在橡胶最厚的部分,因此降低了定子橡胶衬套的型线尺寸精度,改变了定转子啮合作用,增大了摩擦损失,降低了泵工作效率和使用寿命。通过对螺杆泵结构和参数的优化,将定子橡胶衬套设计成均匀厚度,开发了新型等壁厚定子螺杆泵,其技术优势是螺杆泵在运转时具有更高的型线精度,有利于长时间维持高泵效、延长使用寿命,从而进一步提高系统效率,更好地发挥螺杆泵举升技术优势,提高螺杆泵采油经济效益。

等壁厚定子螺杆泵前期现场试验30口井,平均泵效72%,平均动液面520m,平均系统效率35.9%,与目前大庆油田常规螺杆泵平均水平相比,等壁厚定子螺杆泵泵效高16.6个百分点、动液面深31.3米、系统效率高5.7个百分点,表现出良好的现场应用效果。

(2)地面直驱螺杆泵举升工艺

针对常规螺杆泵地面驱动系统传动效率低、防反转机构安全性差等问题,开发了低速大扭矩高效永磁同步电机、实现无级调参的新型地面直驱螺杆泵地面直驱装置。与常规驱动方式相比,螺杆泵地面直驱装置具有节能效果显著、设备运转平稳程度高、现场操作更为简单灵活、系统安全性能提高等突出特点。

从螺杆泵的能耗情况看,普通螺杆泵比抽油机节电20%~23%;直驱螺杆泵又比普通螺杆泵节电16%~17%。从节能的角度考虑,选用直驱螺杆泵应是抽油机转螺杆泵的最佳选择。目前该项技术已经基本成熟配套,并在大庆油田推广应用。

(3)全平衡抽油机举升配套工艺

针对5m3/d以下的低产低效油井系统效率低、采油成本高的问题,开发了新型全平衡抽油机。该抽油装置主体为塔架式结构,动力部分为外转子直驱电机,电机直接驱动滚筒转动,电机外转子即为驱动滚筒,缠绕在滚筒上的钢丝胶带分别与悬挂式配重箱及井口光杆连接,滚筒通过正反方向转动,带动缠绕在上面的钢丝胶带运动,实现抽汲动作。

该抽油装置可以通过改变杆柱系统的运行规律,达到提高泵效的目的;采用精确平衡,改善平衡状态;采用外转子直驱电机,提高系统效率,达到节能降耗、降低采油成本的目的。目前已经现场试验两口井,系统效率可提高10%以上。

(4)潜油柱塞泵水平井举升工艺

针对大庆油田外围低产低渗透油田生产中,开发成本高、下泵深度难以满足产能要求的现状,开发了往复式潜油柱塞泵举升工艺。该工艺采用直线往复潜油电机带动抽油泵工作,可实现小排量井高效举升,该工艺尤其适合于外围低产水平井生产,井下泵可进入水平段,实现最大程度满足油井产能需求。目前,已在采油七厂、八厂、九厂等外围油田开展现场,取得了良好的应用效果。

(5)机采系统自动控制技术

通过开发应用机采井自动控制技术,可实现机采井的远程控制、抽汲参数的自适应调整等功能。目前采用的伺服拖动系统是自动控制系统中的一种,它用来控制被控对象的转角(或位移),使其能自动地、连续地、精确地跟踪输入指令。它通常是具有负反馈的闭环控制系统。伺服拖动系统具有无级调速、软启动、系统化节能、工作模式灵活设置、负载柔性匹配等多种功能。在节能测试检测中,伺服电机相比异步电机,节能效果显著,综合节电率可达27.6%。

5 节能技术展望

5.1“十二五”的形势和任务

(1)机械采油能耗压力逐年增大

根据开发安排,为保证大庆油田原油4000万吨持续稳产,在“十二五”期间,油田开发和生产建设规模将继续扩大,油田生产能耗控制难度增大。为缓解油田能耗压力,必须大力开发低碳环保举升工艺技术,这是今后油田开发中的一项重要工作。

(2)举升系统生产动态日益复杂

随着大庆油田进入高含水开发后期,油田开采呈现多样性:聚驱、三元复合驱、二氧化碳驱等多种开发方式共存,生产井流入动态和采出介质特性将更加复杂,对机采井设备运行势必造成较大影响,因此,机采井节能工作将面临更大的困难。对此,应重点开发对举升介质适应性强、同时更加高效环保的举升工艺技术。

(3)油田整体开发需求日益迫切

为了最大程度提高油田综合效益,今后油田的开发将更加强调专业集成,逐渐向跨行业、多学科联合攻关的形式转化,并形成勘探开发一体化的立体开发模式。机采井节能技术的应用也将更多的和油田整体开发方案相结合,突出油田开发的整体效益和长期效益。对此,应重点开发新型举升方式。

5.2 重点攻关方向和技术

(1)同井注采工艺技术

该技术通过开展井下油水分离技术研究及应用,将现有的油井举升系统进行改进并与井下油水分离技术相结合,对产出液进行油水分离,含水较高的产出液直接回注到注入层,含水较低的产出液举升至地面,实现同井注采。该工艺的实施,一方面可控制无效产液,减少油井产出水量,有效缓解地面水处理压力,在特高含水条件下油井仍可经济有效开采,延长了油田开发周期,提高油田采收率。另一方面,可替代水井,减少地面注水量,提高注水效率,减少地面油气集输系统建设规模,大幅度降低地面设备能耗和水处理成本。同时还可以增加注水层系及注水井点,为完善注采关系提供有利条件。该工艺技术的研发成功及工业化应用对于整个油田行业将产生深远影响。

(2)潜油螺杆泵举升技术

潜油螺杆泵采油技术,在开采高黏度、高含蜡、高含砂、高含气原油,在斜井、水平井、沼泽区块和海上平台作业中具有独特优势,不存在断杆、偏磨和管漏故障,近几年在国内外油田的应用规模逐步扩大。与国外7“以上大套管条件不同,国内油田在5 1/2”套管中的应用仍然存在诸多问题。主要是减速器的使用寿命较短,影响了潜油螺杆泵采油技术的进一步发展。目前正在开发的低速潜油螺杆泵有望解决以上问题。

(3)潜油隔膜泵举升技术

该举升工艺采用潜油电机带动井下往复隔膜泵生产,特点是无杆柱故障、对于介质适应性强,目前已在俄罗斯部分油田进行规模推广。

(4)金属定子螺杆泵举升技术

该技术采用金属作为定子,突破了传统橡胶定子螺杆泵的额定工作温度范围,适用于稠油热采举升工艺应用。国外PCM公司在加拿大阿尔伯塔油砂矿开展了现场试验,巴西的稠油生产中也进行了金属螺杆泵现场试验。

(5)风力发电举升配套技术

大庆油田地处东北平原,具有丰富的风能资源。利用风力发电为机采井提供动力是一项非常有价值的工作,该项技术若能大面积推广将实现机采井节能减排工作的突破性进展。目前在采油六厂已经开展了先导性试验。该技术特别适合于小排量井、间抽井、尤其是边远地区生产井的开采。在国内外多数油田都具有良好的应用前景。

(6)数字化举升配套工艺技术

一方面,机采井的分析、设计和工作参数优化等常规管理工作也将从单井逐渐扩展到开发区块的全部机采井;另一方面,机采井的各项措施将与油田开发方案紧密相关,通过智能动态监测、分析和控制等先进数字化技术,对机采井的举升系统进行全方位、全生命周期的动态控制,从而最大程度满足整个区块、乃至全油田的开发生产要求,充分实现机采井的低碳低排放生产,建设绿色油田。

6 结论

(1)大庆油田机采井数量大、效率低、能耗高,是油田的用电大户,开发机采井节能技术对于建设低碳经济和绿色油田具有重要意义。

(2)“十一五”以来,大庆油田通过开发抽油机机型优选及节能配套技术、机采方式优选、机采井节能再制造工程技术,加大节能措施应用力度,强化生产管理,形成规模效益。与“十五”末相比,在油井总数增加26.4%、产液量增加10.9%的前提下,机采井总耗电仅增长1.1%,节能减排工作取得显著成效。

(3)近年来,大庆油田加大科技投入力度,研制开发了多种节能举升工艺技术,取得了多项技术成果和突破,其中地面直驱螺杆泵举升工艺、全平衡抽油机、往复式潜油柱塞泵等多项成果已经进入现场试验并见到良好的效果。

(4)今后,大庆油田将继续坚决贯彻实施国家节能减排政策,通过自主创新、科学引进等手段大力发展高效节能举升工艺,进一步提高节能减排效果,建设低碳环保绿色油田,为油田可持续发展做出更大的贡献。

参考文献

[1]2010年大庆油田节能项目建议计划[R].

[2]大庆油田2010年机采节能规划[R].

节能降耗技术在机械采油中的应用 第7篇

一、螺杆泵采油配套技术

螺杆泵采油配套技术具有占地面积小、成本低、运行效率高、耗能低以及噪声小等多种优点, 因此此种技术在机械采油中被广泛应用。

螺杆泵是容积泵的一种, 其排量与转子的速度成正比, 因此可以根据地层供液的相应能力来实现泵转速的合理开发, 螺杆泵的耗电情况比其他抽油机低30%左右, 极大的节约了电能[1]。如果要保持螺杆泵井更好的运行, 更长久的运作, 必须要强化其生产管理, 工作状态一旦运行, 不能在没有进行盘根更换或者停电情况的时候随意暂停机器, 必须要使运作速度达到最低, 让液面稳定, 同时要使过载电流达到正常运行的1.2倍以上才可以。投产后, 等待机器停止运转, 重新调整过载和时间, 待机组运转正常后才能离开现场。

由于螺杆泵系统的携砂性好, 不会发生气锁现象, 往往被应用在高粘度、高含气量以及高含砂的油藏。而且他的体积小, 无原油泄漏而且噪音也低, 大多数也被运用在环境敏感区域, 如街道旁、家属区、平台等地点。

二、间歇采油技术

间歇采油技术是对于那些单井产量低、渗透率低以及储量丰度低的区域进行开采的行为, 它相对于普通开采方法来说更加节能降耗, 减少不必要的浪费。

1. 活动式螺杆泵间歇采油技术

该技术方法在井下主要运用的是螺杆泵, 而井上则是以拖拉机为动力源, 用变速用万向连轴节将螺杆泵井口驱动头相连接, 这样就可以利用拖拉机这个动力源带动井下的螺杆泵, 将井下液举升到地面, 从而完成采油的过程。最后将抽出来的油灌到油罐车里, 送去中转站去进行加工, 整个流程可以说大大减少了成本, 并且抽油效率得到大幅度提高。

螺杆泵间歇采油技术关键的内容在于起抽时候的扁动扭矩, 间歇时间由扭矩和油井恢复程度所决定, 所以要把握好每口井的间歇周期, 实现螺杆泵间歇采油[2]。

2. 提捞采油工艺技术

运用机械采油需要消耗大量的电费、作业费、药剂费等成本, 其中电费占据的比重是最大的, 而运用提捞采油工艺技术进行采油不会消耗电费和药剂费用, 极大的节省了两项成本, 对于作业费也比普通的抽油机井小很多, 能够大幅度的节能降耗[3]。

对于那些待开发区域来说, 提捞采油技术更是有百利而无一害, 开发新的区域, 需要集油管线、相关的电力设施以及井口装备, 而运用提捞采油技术是不需要这些成本投入的, 对于那些“不出油井”的油田既浪费了大量的人力、物力、财力同时又浪费了很多资源, 而运用提捞采油技术也能够解决浪费能源的问题, 简化了管理。这项既简便又节约能源的技术一定程度上也推动了开发更多的区域范围的进程。

三、小井眼采油技术

小井眼井主要分为四种, 只要满足下列条件其中一个的油井都可以成为小井眼井。

1. 井径不得超过215.9mm。

2. 井径小于152.4mm。

3. 全井90%的井径小于177.8mm。

4. 井径不得超过该地区常规井的井径[4]。

以上条件可以看出小井眼井的井径都有着严格的要求, 但在钻井过程中可以发挥其诸多的优势。小井眼井用地面积较小, 可以有效节约钻井液用量, 钢材使用量也较低, 而且由于体积小, 钻井方便, 劳务费用也节约了很多, 其实际的运输量也相对较小, 这些种种因素对于机械采油工作而言, 都是巨大的优势, 可以极大的节约成本, 优化采油能耗的作用。

四、抽油机井上的节能技术

要想更好的节能降耗, 对于参数偏大的井, 要更换小机型抽油机, 进而下调参数, 还要根据具体情况应用合适的节能设备。

1. 下调参数

当地面参数调到最小时, 示功图却仍然显示供液不足的井, 要进行更换小机型从而达到供采平衡的目的。在更换小机型之前, 还要对井功图的荷载进行研究、分析、统计工作, 避免更换小机型后出现超过荷载以及超过扭矩额定值的问题。在下调参数时, 也要保证参数下调之后不会导致液面、流压出现较大的变动[5]。

2. 节能设备

应用节能设备可以大大的节约能源, 降低损耗。主要的节能设备有三种:节能抽油机、节能电机、节能配电箱, 当然, 最根本的方法还是要优先考虑节能抽油机, 然后在考虑节能电机和节能配电箱。对于节能抽油机主要有三种:双滤头抽油机、低矮型抽油机、偏轮抽油机。不同的节能抽油机有其不同的优势, 从而达到节能的目的。

结束语

总之, 在油田开发的进程中, 对于节能降耗的要求会就越来越高, 因此, 掌握好机械采油的原理, 对节能降耗技术的运用也就更加合理。相关的工作人员、技术人员要不断创新, 根据具体情况, 在技术、管理、设备等方方面面要进行综合的分析, 将节能降耗技术更好的运用到机械采油中, 从而获得优良的经济效益。

参考文献

[1]程红芳, 雷红海.如何做好企业节能管理工作[J].中小企业管理与科技 (下旬刊) , 2011, (5) .

[2]李国太.河南油田机械采油系统节能潜力分析[J].石油地质与工程, 2011, (2) :1-2.

[3]耿向前.浅析机械采油系统的节能措施[J].中国科技信息, 2012, (6) :2-4.

[4]董德明.抽油机节能措施的选择与优化[J].油气出地面程, 2011, (4) :3-5.

节能采油 第8篇

1 抽油机油井用电设备现状调查

据统计, 胜利油田孤东采油厂机械采油系统现有在用变压器1 271台、容量139 869 kVA, 平均容量110 kVA。其中节能型变压器683台、容量41560 kVA, 平均容量61 kVA, 主要是一拖一或一拖二的方式, 容量相对匹配;高耗能变压器588台 (其中S7型442台、SL7型129台、其它J9、SS、SSN型等17台) , 容量98 309 kVA, 平均容量167kVA, 主要是一拖多的方式, 容量匹配较差。

采油厂机械采油系统共有在用自控箱2 058台, 其中使用时间8年以上的有384台, 占18.6%。调查在用自控箱具备节电功能的只有1 126台, 占总数的54.7%, 其它932台自控箱都是非节电普通自控箱。

采油厂机械采油系统共有在用电动机2 058台, 平均装机功率30.2 kW, 平均日耗电236kWh, 其中三相异步电动机1 505台, 平均装机功率30.3 kW, 平均日耗电244 kWh;永磁同步电动机263台, 平均装机功率28.3 kW, 平均日耗电177kWh;电磁调速电动机127台, 平均装机功率33.7 kW, 平均日耗电268 kWh;其他电动机163台, 平均装机功率29.4 k W, 平均日耗电238 kWh。

2 存在的主要问题

经过对全厂机采系统用电设备现状的调查分析, 我们发现主要存在以下几个问题:

1) 部分在用变压器属于淘汰型号, 能耗较高。

目前胜利油田孤东采油厂仍有高耗能变压器588台, 其中S7型442台、SL7型129台、其它J9、SS、SSN型等17台, 均属于淘汰型号, 每年多耗电313×108kWh以上。

2) 部分在用变压器容量大, 用电负荷不匹配, 造成容量浪费。

目前胜利油田孤东采油厂在用变压器主要采用一带多井的方式, 主要是高能耗变压器容量较大, 不仅容量与用电负荷难以匹配, 导致容量浪费, 而且使低压线路变长, 损耗大。

3) 在用变压器没有自动调压功能, 部分永磁电动机不能发挥节电作用。

永磁同步电动机对电压有一定的要求, 反电势一般要高于额定电压的2.5%～3.5%, 现场电压由于变化幅度较大, 一般很难满足需要, 使其节能效果不能充分发挥。

4) 在用三相异步电动机启动扭矩小、功率大、效率低。

由于三相异步电动机启动转矩小, 所带动的抽油机为交变冲击载荷, 特别是抽油机启动时需要较大的起动转矩, 使抽油机配备的电动机功率较大, 平均装机功率30.2 k W, 正常运行时电动机的负载率较小, 仅有⅟., 与85%的最佳负载率差距较大, 导致电动机效率降低。

5) 部分在用自控箱没有电容自动补偿功能, 使电动机功率因数较低, 无功耗电增加。

目前, 采油厂仍有932台自控箱是非节电普通自控箱, 再加上电动机负载率较小, 导致功率因数低, 无功耗电增加。采油厂抽油机油井平均功率因数为0.71, 配备普通自控箱的油井平均功率因数只有0.49。

3 节能改造方案

针对抽油机油井用电设备存在的主要问题, 通过对目前国内节能新设备、新技术、新工艺的调研, 抽油机油井用电设备采用具有起动转矩大、效率高、无功智能自动补偿和电压自动调整的方式进行优化配套, 可以达到降低变压器容量、降低电动机功率、提高功率因数的目的, 最终达到节能降耗的目标。为此, 有针对性地提出了孤东采油厂机采系统节能技术改造方案, 即采用油井永磁同步电动机+无功智能自动补偿控制箱+自动调压变压器的节能技术改造方案, 主要是对目前因变压器容量不匹配、电动机功率因数较低、日耗电较高的抽油机油井用电设备进行技术改造, 计划改造90口油井, 单井配套费用5.3×104元, 其中永磁同步电动机2.3×104元, 无功智能自动补偿自控箱0.9×104元, 自动调压变压器2.1×104元, 共需节能技术改造资金477×104元。

4 三项节能技术的特点

现将永磁同步电动机、无功智能自动补偿控制箱和自动调压变压器三项节能技术的特点作介绍如下:

1) 永磁同步电动机的主要特点:永磁同步电动机具有起动转矩大、效率高的特点。永磁同步电动机转矩倍数≥3.4, 比普通Y系列电动机高1.4倍以上, 可解决因抽油机启动负荷大而配备大功率电动机、变压器的问题, 提高电动机效率, 减少自耗电。抽油机上所用的永磁同步电动机是一种异步启动的同步电动机, 由转子交流启动后牵入同步运行, 类似于交流同步电动机。其运行是靠定子线圈在气隙中产生的旋转磁场与转子上磁钢间的相互吸引, 使转子与定子气隙磁场同步旋转而做功。其转子等效为电阻电路, 故功率因数高。因无励磁电流, 其空载损耗小。电动机效率可达96%左右, 较三相异步电动机高。据统计, 永磁同步电动机节电率在25%以上[2]。

2) 无功智能自动补偿控制箱的主要特点:该电控柜采用智能保护, 对运行电流具有LED数显、故障显示、故障记忆功能, 对电动机负载具有缺相、堵转、短路故障实现瞬动保护, 过流故障实现反时限特性延时保护功能。该项技术采用无功补偿自动投切切换技术, 实现无功功率动态跟踪补偿, 具有设备功率因数显示、无功功率全自动大范围调整等特殊功能, 可自动适应井况和电动机设备的变化, 将电动机功率因数提高到0.9以上, 大幅度减少无功损耗, 具有较高的综合节电率[2,3]。

3) 自动调压变压器的特点:自动调压变压器具有多档自动调压功能, 一是可以调整永磁电动机运行电压位于反电势点。二是电动机在起动和运行时可自动调整变压器二次电压, 使输出电压稳定在电动机的额定电压等级以内, 从而缩小变压器容量等级。单井变压器容量配置可与电动机容量相同配置, 即可满足生产需要, 现用油井其他配置变压器必须大于电动机容量的25%, 否则, 将无法启动电动机。采用自动调压变压器替代目前在用系列变压器, 空载损耗可下降37%～40%, 短路损耗下降25%～45%。目前在用的节能型S9、S11型系列变压器不能自动调整二次电压, 无法满足永磁电动机电压调整需要, 造成部分永磁电动机无法调到合理电压范围, 达到最大输出功率长时间过载运行导致功率因数低失磁, 造成使用寿命减少。

5 技术改造实施情况

2009年11月, 在前期开展先导性应用试验的基础上, 立项实施对90口油井进行节能技术改造, 在现场进行了每口油井节能技术改造前后仪器测试数据和井口电能表计量统计数据对比, 节能技术改造结果见表1。

由表1可以看出, 90口油井节能技术改造后油井平均系统效率大幅度提高, 平均系统效率由改造前的30.97%提高到改造后的40.53%, 前后对比提高了9.56%, 其相对值提高了30.87%。平均吨液耗电由3.20 kWh下降到2.13 k Wh, 下降了1.07kWh。

6 实施效果综合评价

通过对因变压器容量不匹配、电动机功率因数较低、日耗电较高的抽油机油井用电设备进行改造, 能够达到提高油井系统效率、降低油井耗电、减少油井故障停井次数, 逐步淘汰高耗能用电设备, 取得了良好的经济效益和社会效益。

1) 节能效益显著。改造后平均单井日节电82.7 kWh;油井采油时率按90%进行计算, 则90口油井年产生直接节电效益为90×365×82.7×0.9=244.50255×104kWh;电价按0.568元/k Wh计算, 年节约电费为244.50255×104×0.568=138.8774×104元。

2) 变压器减容效益。根据自动调压变压器的特点, 单井变压器容量可减少35 kVA, 容量费按每kVA每月11元计算, 则90台变压器年可节约容量减少费为90×35×11×12=41.5800×104元。

3) 提高油井功率因数, 减少了无功耗损。根据无功智能自动补偿自控箱的特点, 通过自动补偿功油井平均功率因数由原来的0.501提高到0.946, 提高了0.445, 大大地降低了无功损耗, 提高了电网运行质量。

经统计测算, 平均单井日减少无功耗电 (电网线路损耗) 10 kWh;油井采油时率按90%进行计算, 则90口油井年产生直接节电效益为90×365×10×0.9=295 650 kWh;电价按0.568元/kWh计算, 年节约电费为295 650×0.568=16.792 9×104元。

4) 具有良好的投资回报率。以上3项效益合计年直接改造效益为197.25032×104元。

该项目总投资为470×104元, 则节能技术改造项目的投资回收期为2.4年。

5) 提高了油井系统效率。改造后, 油井平均系统效率大幅度提高, 由改造前的30.97%提高到改造后的40.53%, 前后对比提高了9.56%, 其相对值提高了30.87%, 系统完全能适应油井带负荷启动和交变载荷运行要求, 功率配置优化合理, 抽油机井系统效率提高明显。

7 结束语

提高油田机采系统效率, 优化生产配置, 降低能耗是油田一项长期而复杂的工作。孤东油田机采系统开展节能技术改造的事实证明, 加强技术调研和分析, 摸清冲速、产液量变化规律, 掌握油井光杆实用功率、油性、原油含水等变化趋势, 从影响油井系统效率提高的诸因素入手, 依靠科技进步, 进一步完善油田地面配套系统, 不断开展节能新技术的试验研究和应用, 积极引进应用系统的节能新技术和新工艺, 大力推广应用节能新产品和新材料, 加大节能资金投入, 做好项目运行管理, 定能收到较好的节能技改效果。

摘要：针对胜利油田孤东采油厂机采系统存在部分变压器容量大、负荷不匹配、能耗高、没有自动调压功能、以及油井电动机启动扭矩小、功率大、效率低、功率因数低等问题, 文章提出了采用油井永磁同步电动机+无功智能自动补偿控制箱+自动调压变压器的节能技术改造方案, 介绍了三项节能技术的特点、节能技术改造实施情况以及实施效果的综合评价, 为油田开展机采系统节能改造和节能降耗工作提供了有益的经验。

关键词：机采系统,节能,改造,效益,分析

参考文献

[1]朱益飞.胜利油田孤东采油厂低冲速稠油井的节能改造[J].电力需求侧管理, 2007, 9 (5) :40-42.

[2]朱益飞, 石晓明, 马冬梅.提高孤东油田机采系统效率的途径[J].电力需求侧管理, 2009, 11 (4) :46-48.