李福章（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

?

降低大慶外圍油田開采工程中的能源消耗

李福章（大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠）

為了降低石油開采工程中的能源消耗，以大慶油田采油九廠為例，采取節(jié)點(diǎn)分析的方法，通過研究石油開采過程中舉升、集輸、注水及其它環(huán)節(jié)的能源消耗，提出控制舉升、集輸、注水及其它能源消耗的方法，并分析各環(huán)節(jié)節(jié)能措施效果，確立系統(tǒng)節(jié)能的理念，為今后油田建設(shè)和運(yùn)行管理提供了參考建議。

石油開采能源消耗節(jié)能措施

1　石油開采過程中的能耗

1.1舉升能耗

隨著地層能量的衰減，石油已不能依靠自然能量從井底流到地面，需要借助外力將它舉升到地面。目前通常的做法是利用抽油機(jī)有桿泵提供舉升力，抽油機(jī)是四連桿機(jī)構(gòu)，將電動機(jī)的旋轉(zhuǎn)運(yùn)動轉(zhuǎn)化為上下往復(fù)的直線運(yùn)動，從而帶動井下的抽油桿、抽油泵，將石油從井下輸送到地面來。這部分電能大約占石油整個(gè)開采過程中電能總量的40%。

1.2集輸能耗

石油流到地面后，將它們集中起來分離其中的水、天然氣，留下純凈的石油，然后分別輸送到相應(yīng)的地方。對于大規(guī)模的石油生產(chǎn)，一般采用管線將70℃左右熱水輸送到油井，在井口與采出液混合在一起，提高采出液溫度，降低石油的黏度，再輸送到脫水站進(jìn)行脫水處理。在這其中主要消耗的能源是電能和天然氣，電能主要用在摻水、脫水和外輸?shù)膭恿ι?，占電能總量?0%左右，天然氣主要用在保持摻水、脫水和外輸?shù)臏囟壬?，占總量?5%左右。

1.3注水能耗

為保證地下石油流動，需要給地層補(bǔ)充能量，目前注水是最主要的能量補(bǔ)充方式之一。注水設(shè)備一般有離心泵和柱塞泵兩種，這部分耗電占電能總量的35%左右。

1.4其它方面能耗

石油生產(chǎn)中電能消耗還包括電網(wǎng)損失，大約占總量的5%；天然氣消耗包括生產(chǎn)生活采暖，約占總消耗量的20%。

2　節(jié)能措施

2.1控制舉升能耗

1）合理選擇抽油機(jī)。通過合理選擇抽油機(jī)型號，提高抽油機(jī)載荷利用率，避免出現(xiàn)載荷過低情況的發(fā)生。采油九廠已累計(jì)完成抽油機(jī)設(shè)計(jì)1939臺，實(shí)現(xiàn)累計(jì)節(jié)電4434×104kWh。

2）合理選擇拖動裝置。試驗(yàn)結(jié)果表明，與偏置抽油機(jī)匹配，雙功率電動機(jī)節(jié)電效果較好，平均效率能夠達(dá)到7.8%；與雙驢頭抽油機(jī)匹配，永磁電動機(jī)的節(jié)電效果較好，平均效率能夠達(dá)到8.77%。采油九廠主要應(yīng)用偏置抽油機(jī)和雙驢頭抽油機(jī)，配套應(yīng)用雙功率電動機(jī)和永磁電動機(jī)，其中雙功率電動機(jī)應(yīng)用404臺，累計(jì)節(jié)電2 631.7×104kWh；永磁電動機(jī)417臺，累計(jì)節(jié)電2 937.9×104kWh。

3）應(yīng)用間歇采油技術(shù)。在正常生產(chǎn)井上采取間歇采油技術(shù)，使油井在合理流壓范圍內(nèi)生產(chǎn)，既保證產(chǎn)量穩(wěn)定，又達(dá)到節(jié)電的目的。采油九廠目前共實(shí)施340口間歇采油井，實(shí)施前平均單井日產(chǎn)液1.2 t，日耗電77.2 kWh；間抽后平均單井日產(chǎn)液1.3 t，日耗電30.9 kWh，平均單井日節(jié)電46.3 kWh，年累計(jì)節(jié)電198.9×104kWh。

4）應(yīng)用平衡調(diào)整技術(shù)。應(yīng)用凈扭矩曲線計(jì)算公式及實(shí)測功圖數(shù)據(jù)，編制扭矩曲線繪制及平衡診斷軟件，實(shí)現(xiàn)了扭矩曲線的繪制，能夠?qū)Τ橛蜋C(jī)平衡狀況進(jìn)行判定，并且給出了平衡半徑及平衡重的調(diào)整值。通過現(xiàn)場應(yīng)用，扭矩法能夠指導(dǎo)小電流井現(xiàn)場調(diào)平衡。采油九廠目前共實(shí)施188口井，日耗電由調(diào)整前的136.8 kWh下降到調(diào)整后的126.5 kWh，年累計(jì)節(jié)電27×104kWh。

5）應(yīng)用參數(shù)優(yōu)化技術(shù)。以低滲透油田油井流入流出動態(tài)為基礎(chǔ)，以保證油井在合理流壓下生產(chǎn)為目標(biāo)，給出了機(jī)采井量化調(diào)參的方法，并且編制了計(jì)算機(jī)計(jì)算軟件，經(jīng)過現(xiàn)場試驗(yàn)，該方法能夠較為準(zhǔn)確地指導(dǎo)現(xiàn)場調(diào)整參數(shù)。根據(jù)上述方法采油九廠進(jìn)行參數(shù)調(diào)整1415井次，其中調(diào)大參數(shù)75井次，調(diào)整前后流壓由8.6 MPa下降到6.7 MPa，平均單井日產(chǎn)液由7.7 t上升到8.5 t，日增液0.8 t，日產(chǎn)油由2.5 t上升到3.2 t，日增油0.7t，含水穩(wěn)定；調(diào)小參數(shù)1340井次，調(diào)整前后流壓由3.7 MPa上升到4.6 MPa，泵效由23.1%上升到31.3%，年累計(jì)節(jié)電314.8×104kWh。

2.2控制集輸能耗

1）低溫集輸降低天然氣消耗。用降低摻水溫度，來降低天然氣消耗。廠大部分油田的原油凝固點(diǎn)為35℃，集油采用環(huán)狀摻水流程，流速大于0.5 m/s以后，結(jié)蠟程度相對減弱；油井綜合含水70%，摻水后含水可達(dá)85%以上，失流點(diǎn)溫度明顯下降，見表1。以油井回壓為標(biāo)準(zhǔn)，形成了“降溫集輸、摻常溫水集輸、周期摻水集輸、不摻水集輸”4種低溫集輸方式。目前已實(shí)施1500口井，累計(jì)節(jié)氣2472×104m3。

表1　高含水原油的失流點(diǎn)測試數(shù)據(jù)

2）控制摻水壓力減少能量損失。當(dāng)摻水泵出口壓力過高時(shí)，一般采用調(diào)小摻水匯管閥門的方法控制摻水壓力，減少能耗損失。為此，通過變頻器調(diào)整摻水泵轉(zhuǎn)速，降低摻水壓力，可以減少在摻水閥門的截流損失。目前各站摻水壓力下降了0.3～0.9 MPa，年節(jié)電51.2×104kWh。

3）更換外輸泵葉輪，工況點(diǎn)回落高效區(qū)。由外輸泵效率和流量的關(guān)系可知，見公式（1），在所輸液體密度、揚(yáng)程和實(shí)際排量都不變的情況下，降低泵的額定排量，可提高泵效。

式中：

η——泵的效率，%；

ρ——液體密度，kg/m3；

Q——泵的實(shí)際排量，m3/h；

H——泵的揚(yáng)程，m

N——泵的額定排量，m3/h。

因此，針對大排量外輸泵采用更換小葉輪的方法，降低額定排量，使泵況回落到高效區(qū)。

更換小葉輪后，外輸泵負(fù)荷率由50%提高到70%，見圖1、圖2，年累計(jì)節(jié)電0.7×104kWh。

圖1　未更換小輪時(shí)泵效測試圖

圖2　更換小輪后的泵效測試圖

4）更換真空爐，提高加熱爐效率。天然氣的最終消耗是在加熱爐上，加熱爐效率的高低決定天然氣的利用率。老式水套爐平均效率只有72%左右，真空加熱爐熱效率可達(dá)到90%以上。

由公式（2）可知，在熱負(fù)荷不變的情況下，使用高效的真空爐將大大節(jié)約天然氣消耗。

式中：

Q′——耗氣量，m3；

ρ′——被加熱介質(zhì)密度，kg/m3；

V——被加熱介質(zhì)體積，m3；

Δt——被加熱介質(zhì)溫升，℃；

C——被加熱介質(zhì)的比熱容，kJ/（kg·℃）；

η′——加熱爐效率，%；

q——燃?xì)鉄嶂?，kJ/m3。

通過技術(shù)改造，將39臺老化嚴(yán)重、熱效率低的水套爐更換為真空加熱爐，更換后平均熱效率由70.1%提高到80.3%，年節(jié)氣718×104m3。

5）應(yīng)用燃?xì)獍l(fā)電技術(shù)，實(shí)現(xiàn)天然氣綜合利用。采油九廠區(qū)塊分散、天然氣管網(wǎng)不完善，為此，建設(shè)燃?xì)獍l(fā)電裝置，最大限度回收利用伴生氣，1 m3天然氣可以發(fā)電3 kWh。同時(shí)，安裝余熱回收裝置，回收煙道氣中的余熱，與摻水進(jìn)行換熱，提高天然氣利用率，見圖3。目前該廠共建發(fā)電機(jī)組32臺，年發(fā)電2600×104kWh，利用天然氣870×104m3，其中21臺機(jī)組安裝了余熱回收裝置，年可節(jié)約天然氣140×104m3。

圖3　天然氣綜合利用示意圖

6）安裝井口組合閥回收伴生氣。井口組合閥是將取樣閥、止回閥、油壓閥、出油閥、定壓放氣閥、套壓閥合成一體，各閥獨(dú)立開關(guān)，其中定壓放氣閥主要是利用彈簧的彈性力與氣體壓縮力的平衡來實(shí)現(xiàn)套管氣的定壓排放，確保套管氣集中回收，廠共建油井3628口，安裝組合閥2302個(gè)，年回收天然氣350×104m3。

2.3控制注水能耗

1）柱塞泵加變頻技術(shù)。柱塞泵屬于容積泵，其排量Q、揚(yáng)程H及軸功率P的變化關(guān)系為

式中：

Q1、Q2——柱塞泵排量，m3/h；

n1、n2——轉(zhuǎn)速，r/min；

H1、H2——揚(yáng)程，m；

P1、P2——軸功率，kW。

由公式（3）～（5）可知，排量與轉(zhuǎn)速成正比，揚(yáng)程與轉(zhuǎn)速無關(guān)，軸功率與轉(zhuǎn)速成正比。變頻器通過改變電動機(jī)的轉(zhuǎn)速來調(diào)節(jié)泵的排量，而揚(yáng)程不變，但相應(yīng)的功率發(fā)生變化。從2000年起，先后將注水站高能耗的42臺電潛泵和離心泵更換為柱塞泵，并加變頻器，注水單耗降至6.5 kWh/m3，年節(jié)電821×104kWh。

2）柱塞泵更換柱塞。與離心泵更換葉輪原理類似，對11臺泵的柱塞進(jìn)行了調(diào)整，理論排量由5682 m3/d下降到4064 m3/d，泵效由43.4%上升到75%，單耗由6.7 kWh/m3下降到5.9 kWh/m3，年節(jié)電67.1×104kWh。

3）分壓注水技術(shù)。由于注水井壓差大導(dǎo)致注水泵壓高、能耗高，采用分壓注水，減小泵井壓差。某油田有3條注水干線，北干線、南干線和中間干線注水壓力分別為18.6 MPa、19.1 MPa和8.3 MPa，注水泵出口壓力20.4 MPa，注水單耗9.5 kWh/m3。根據(jù)3條干線的壓力及注水量，分別設(shè)計(jì)不同壓力的柱塞泵，實(shí)現(xiàn)分壓注水。注水電動機(jī)功率由560 kW下降到365 kW，注水單耗由9.5 kWh/m3降到6.0 kWh/m3，年節(jié)電166.1×104kWh。

4）單井增壓技術(shù)。單井增壓主要針對無法實(shí)施分壓注水的區(qū)塊，在注水井井場或配水間旁設(shè)置增壓注水泵，對注水站供至注水井的高壓水進(jìn)行二次增壓，降低注水系統(tǒng)整體壓力，見圖4。目前共實(shí)施單井增壓48口井，年節(jié)電460×104kWh。

圖4　單井增壓流程示意圖

2.4其他

1）更換節(jié)能變壓器降低損耗。新型S11型變壓器選用鐵芯3.0硅鋼片，環(huán)型無接縫工藝，與老舊的S7型變壓器比，大大減少了磁阻，提高了功率因數(shù)，損耗降低30%左右，該廠共計(jì)更換233臺，空載損耗平均下降37.7%，負(fù)載損耗平均下降24.2%，年節(jié)電90×104kWh。

2）安裝無功補(bǔ)償裝置降低線路損耗。無功補(bǔ)償?shù)幕驹硎窃谕浑娐废到y(tǒng)中，把容性負(fù)荷與感性負(fù)荷并聯(lián)運(yùn)行，使兩者的電流相互抵消，能量在兩者之間互相轉(zhuǎn)換，減少了電源對線路無功功率的輸送，降低了線路損耗。廠安裝高壓無功自動補(bǔ)償裝置共計(jì)32臺，線路功率因數(shù)達(dá)到0.9以上，年節(jié)電154×104kWh。

10.3969/j.issn.2095-1493.2015.11.019

2015-07-10）

李福章，高級工程師，1993年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院（采油工程專業(yè)），從事地面工程規(guī)劃設(shè)計(jì)及技術(shù)管理工作，E-mail：13304697345@163.com，地址：黑龍江省大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠，163853。