張偉 王博 沈璽琳

1大慶油田有限責(zé)任公司第一采油廠

2中國石油玉門油田分公司老君廟采油廠

2021 年，大慶油田第一采油廠高度重視節(jié)能工作，創(chuàng)立了新階段七項(xiàng)工程之一，即節(jié)能降耗創(chuàng)效工程。這是構(gòu)建第一采油廠新時(shí)期改革發(fā)展的重大舉措，是落實(shí)“三件大事”、踐行“四條要求”、靠實(shí)“五項(xiàng)措施”、建設(shè)高質(zhì)量采油廠的必然選擇，是第一采油廠數(shù)字化轉(zhuǎn)型、智能化發(fā)展的必由之路。在公司和廠領(lǐng)導(dǎo)、機(jī)關(guān)部室的大力支持，各職能單位的全力配合、各基層單位的鼎力落實(shí)下，節(jié)能降耗工作高質(zhì)量開展，天然氣與電量使用合理，優(yōu)化控制能耗指標(biāo)持續(xù)向好。

1 基本概況

1.1 能源消耗總量及單耗指標(biāo)

“十三五”以來，第一采油廠能源消耗總量逐年遞減，2020 年能源消耗總量為716 404 kg 標(biāo)煤，相比2015 年降幅21.8%；噸液綜合能耗指標(biāo)2020年為4.04 kg 標(biāo)煤，降幅達(dá)到14.9%（表1）。

表1 第一采油廠能源消耗及噸液能耗統(tǒng)計(jì)Tab.1 Statistics of energy consumption andconsumption per ton of liquid in No.1 Oil Production Plant

1.2 能源消耗總量中天然氣量與電量的占比

能源消耗總量中天然氣量和電量的占比較高，天然氣量占比在47.4%～55.5%，電量占比在42.7%～43.7%，合計(jì)占比在90%以上（表2）。

表2 天然氣量與電量占比統(tǒng)計(jì)Tab.2 Statistics of the proportion of natural gas and electricity

1.3 各系統(tǒng)總能耗與耗電的占比

第一采油廠主要能耗系統(tǒng)分為采油、注水、集輸、其他四個(gè)方面。能耗占比顯示，集輸以耗氣為主，耗電占比較低，總能耗占比達(dá)42.18%；注水和采油總能耗占比較低，耗電占比較高，分別達(dá)43.76%和35.38%（表3）。

表3 各系統(tǒng)總能耗及耗電占比統(tǒng)計(jì)Tab.3 Statistics of total energy consumption and power consumption proportion of each system

2 節(jié)能降耗具體做法及其效果

創(chuàng)新“地面+井筒+地下”的立體節(jié)能管理模式[1]（圖1），廠領(lǐng)導(dǎo)小組宏觀把控，建立“八大系統(tǒng)”管理構(gòu)架，定措施定指標(biāo)，搭建“月度例會(huì)”分析平臺(tái)。圍繞“產(chǎn)量”一個(gè)中心，機(jī)關(guān)部室及油氣生產(chǎn)單位負(fù)責(zé)推進(jìn)落實(shí)，實(shí)現(xiàn)全廠一心共同推進(jìn)，系統(tǒng)間統(tǒng)籌協(xié)作，共同打造節(jié)約型、效益型采油廠。

圖1 節(jié)能工作管理模式示意圖Fig.1 Schematic diagram of energy conservation management mode

2.1 油藏系統(tǒng)加強(qiáng)源頭管控

通過技術(shù)研判綜合分析，控制無效注水，控制高含水井層產(chǎn)液，減少系統(tǒng)用能。通過注水井控水調(diào)整、封堵套損層停注[2]、層段重組細(xì)分、注水井淺調(diào)剖、精準(zhǔn)分層調(diào)整、注入井深度調(diào)剖、加大細(xì)分調(diào)整7 項(xiàng)措施，降低無效注水量165.3×104m3；通過周期關(guān)控采油、實(shí)施井組堵水、雙高井下調(diào)參、高含水井周期關(guān)控、高含水高采聚下調(diào)、大孔道機(jī)械堵水6 項(xiàng)措施，控制無效產(chǎn)液量432.9×104t。措施工作量大，終止率高，各類作業(yè)共終止3 592口井，被迫控注水量1 081.5×104m3，控產(chǎn)液量361.4×104t。2021 年上半年該廠注水量低于公司計(jì)劃498×104m3，產(chǎn)液量低于公司計(jì)劃372×104t。

2.2 機(jī)采系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行

在機(jī)采參數(shù)優(yōu)化方面，開展治理供液不足、優(yōu)化舉升方式[3]、優(yōu)化機(jī)采機(jī)型、優(yōu)化采油電機(jī)4 項(xiàng)工作；在提高系統(tǒng)效率方面，開展調(diào)整平衡、盤根松緊、皮帶松緊3 項(xiàng)工作。這7 項(xiàng)工作，共實(shí)施11 186 井次，節(jié)電1 657×104kWh（表4）。

表4 各項(xiàng)措施節(jié)電率統(tǒng)計(jì)Tab.4 Statistics of power saving rate of various measures

2.3 注水系統(tǒng)提高注水泵運(yùn)行效率

在注水系統(tǒng)，依據(jù)區(qū)域供需壓力差異，優(yōu)化減少注水泵運(yùn)行[4]，日少開5.6 臺(tái)；在滿足開發(fā)生產(chǎn)需求前提下，減少鉆降區(qū)開泵臺(tái)數(shù)20 臺(tái)；為使注水量與生產(chǎn)相匹配，適時(shí)實(shí)行注水泵減級3 臺(tái)，共節(jié)電957×104kWh。

2.4 注入系統(tǒng)優(yōu)化母液熟化時(shí)間，分組分壓注入

（1）優(yōu)化母液熟化時(shí)間[5]。適當(dāng)減少熟化時(shí)間不影響母液配制質(zhì)量，以聚中一配制站為試驗(yàn)先導(dǎo)，擴(kuò)大到聚南一配制站，熟化時(shí)間由120 min降至90 min。

（2）量化系統(tǒng)運(yùn)行參數(shù)。明確分組分壓注入法，量化變頻運(yùn)行參數(shù)，降低注入系統(tǒng)用電單耗。站內(nèi)單井注入壓力的差異超過1.5 MPa，柱塞泵運(yùn)行頻率控制在25～40 Hz 之間。

2.5 污水系統(tǒng)提高泵效，動(dòng)態(tài)調(diào)整反沖洗參數(shù)

根據(jù)來水液量、單臺(tái)設(shè)備處理能力，動(dòng)態(tài)調(diào)整升壓泵、外輸泵、收油泵運(yùn)行頻率和使用數(shù)量，實(shí)現(xiàn)“減泵運(yùn)行、間歇起泵”，提高設(shè)備運(yùn)行效率，控制無效運(yùn)行，共優(yōu)化34 站次。動(dòng)態(tài)調(diào)整反沖洗[6]“時(shí)間、強(qiáng)度、周期”3 項(xiàng)參數(shù)，實(shí)現(xiàn)反沖洗精細(xì)化管理，實(shí)施67 臺(tái)次，共節(jié)電90.3×104kWh。

2.6 集輸系統(tǒng)實(shí)施舉措

2.6.1 系統(tǒng)優(yōu)化簡化

對集輸系統(tǒng)3 座站場進(jìn)行合并優(yōu)化，降低運(yùn)行能耗的同時(shí)提高了系統(tǒng)負(fù)荷率[7]。中513 轉(zhuǎn)油站、中506 轉(zhuǎn)油站合并至中515 三元轉(zhuǎn)油放水站，中十五聯(lián)轉(zhuǎn)油站產(chǎn)液直接輸至中一聯(lián)轉(zhuǎn)油站處理，取消聚中一放水站，減少定員24 人，年節(jié)氣106.69×104m3。

2.6.2 低溫集輸

結(jié)合節(jié)能降耗創(chuàng)效工程的開展，分析歷年已停摻井的回壓變化情況，綜合熱洗與清蠟的現(xiàn)場反饋，擴(kuò)大油井季節(jié)性停摻和摻常溫水范圍，降低摻水溫度和摻水量，季節(jié)性停運(yùn)加熱爐，合理調(diào)整運(yùn)行數(shù)量。措施后，平均年節(jié)氣4 351×104m3，年節(jié)電1 250×104kWh（表5）。

表5 歷年低溫集輸開展情況統(tǒng)計(jì)Tab.5 Statistics of low temperature gathering and transportation over the years

控制摻水量和摻水溫度，調(diào)整摻水泵運(yùn)行。按照集輸節(jié)能實(shí)施方案安排，中轉(zhuǎn)站在滿足所轄單井摻水量及摻水壓力前提下，合理調(diào)整摻水泵運(yùn)行臺(tái)數(shù)，與2021 年初對比多停運(yùn)摻水泵70 臺(tái)，累計(jì)節(jié)電820×104kWh。

2.6.3 應(yīng)用供熱新技術(shù)

2020 年，新中一污水站新建熱泵站1 座，替代新中一污水站周邊5 座鍋爐房，以該站深度污水為低溫?zé)嵩磳?shí)施集中供熱，節(jié)省能耗4 903.6 t 標(biāo)煤（表6）。

表6 節(jié)能情況統(tǒng)計(jì)Tab.6 Statistics of energy conservation

2.6.4 應(yīng)用節(jié)氣技術(shù)

新建信息化管理集控裝置35 套，在其運(yùn)行過程中進(jìn)行全自動(dòng)狀態(tài)檢測、監(jiān)測、智能診斷，實(shí)現(xiàn)高效管控，降低運(yùn)行成本。每臺(tái)裝置每日可節(jié)氣100 m3以上，節(jié)約維修維護(hù)費(fèi)用112 萬元。

應(yīng)用機(jī)械自動(dòng)除垢加熱裝置[8]28 臺(tái)，實(shí)現(xiàn)運(yùn)行7 年至今零燒損。及時(shí)加藥及清淤提高爐效，燒損率降至2.5%。

2.6.5 優(yōu)化站場采暖

站場共有暖氣片10 666 片，平均每年采暖耗氣量約8 000×104m3，占比近27%。站場各功能間停運(yùn)2 391 組、拆 除860 組，停 運(yùn)（拆 除）率30.48%。根據(jù)氣溫變化，適時(shí)調(diào)控室溫，降低天然氣用量。實(shí)施以上措施后，年節(jié)氣量約377×104m3。

2.6.6 推進(jìn)數(shù)字化建設(shè)

數(shù)字化油田建設(shè)[9]有序開展，有效實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗。

（1）南I-1 聯(lián)合站實(shí)施集中監(jiān)控。減少崗位4個(gè)，拆除值班室散熱片29 組；泵房、操作間拆除散熱片18 組；游離水油水出口優(yōu)化控制參數(shù)，含水率由20%降到10%左右，降低加熱爐耗氣；3 臺(tái)熱水鍋爐更換為2 臺(tái)高效加熱爐。實(shí)施以上措施后，耗氣量年減少57.46×104m3。

（2）變電所無人值守。取消采暖設(shè)施，日均節(jié)電9 972 kWh。

2.7 持續(xù)開展節(jié)能管理工作

2.7.1 注水電動(dòng)機(jī)換熱器清理

生產(chǎn)保障大隊(duì)配合完成15 臺(tái)電動(dòng)機(jī)30 個(gè)換熱器清洗，礦自行對44 座稀油站換熱器進(jìn)行春、秋兩次清理，提高了換熱效果。

2.7.2 機(jī)泵設(shè)備維護(hù)

保持機(jī)泵設(shè)備及節(jié)能設(shè)施完好，合理優(yōu)化機(jī)泵運(yùn)行，發(fā)現(xiàn)問題及時(shí)處理，降低系統(tǒng)用電單耗。

2.7.3 照明用電精細(xì)管理

在滿足安全生產(chǎn)條件下，可適當(dāng)控制照明燈開啟數(shù)量，巡檢時(shí)全部開啟。根據(jù)季節(jié)變化，動(dòng)態(tài)調(diào)整場區(qū)、泵房及值班室照明燈開關(guān)時(shí)間。

通過各系統(tǒng)共同努力，節(jié)能降耗打造了良好態(tài)勢。作業(yè)終止及鉆降等被動(dòng)控制的注水量和產(chǎn)液量節(jié)電占總控水控液節(jié)電總量的36.9%，扣除被動(dòng)貢獻(xiàn)電量，采取各項(xiàng)措施后共節(jié)電約8 200×104kWh，較好地完成計(jì)劃目標(biāo)（表7）。

表7 2021 年1—10 月節(jié)能工作量匯總Tab.7 Summary of energy saving workload from January to October 2021

堅(jiān)持立體節(jié)能降耗管理模式，各項(xiàng)能耗指標(biāo)好于2020 年同期水平，且優(yōu)于2021 年初目標(biāo)（表8）。

表8 節(jié)能指標(biāo)完成情況統(tǒng)計(jì)Tab.8 Statistics of completion of energy saving indicators

3 存在的問題

3.1 實(shí)際運(yùn)行與建設(shè)規(guī)模不匹配

近年油田開發(fā)產(chǎn)量遞減、上下返區(qū)塊產(chǎn)液量降低及老區(qū)塊套損等各類因素，導(dǎo)致部分站低負(fù)荷運(yùn)轉(zhuǎn)，致使天然氣單耗居高不下（表9）。

表9 低負(fù)荷高耗能站所統(tǒng)計(jì)Tab.9 Statistics of stations with low load and high energy consumption

3.2 管道老舊腐蝕穿孔

薩中開發(fā)區(qū)投產(chǎn)年限長，天然氣管道運(yùn)行超過20 年的占27.27%。2020 年，天然氣管道累計(jì)穿孔102 次，泄漏量達(dá)到10 000 m3，造成較大集輸損耗，個(gè)別管線年穿孔4～6 次（表10）。

表10 天然氣管道投產(chǎn)年限統(tǒng)計(jì)Tab.10 Statistics of production life of natural gas pipeline

3.3 注水管網(wǎng)壓力不均

每套管網(wǎng)都有一定的注水干線，干線所轄注水井的油壓也不相同[10]。為保證所有注水井的正常生產(chǎn)，注水站提供的注水壓力要以干線所轄注水井的最高注水壓力為基準(zhǔn)（表11）。

表11 注水干線不同級別壓力井統(tǒng)計(jì)Tab.11 Statistics of pressure wells at different levels in water injection trunk line

3.4 機(jī)采系統(tǒng)存在低效耗電

主要問題包括：機(jī)型與泵徑匹配不合理井較多（表12）以及抽油機(jī)井老舊設(shè)備井?dāng)?shù)多（表13）。

表12 抽油機(jī)機(jī)型與泵徑匹配情況統(tǒng)計(jì)Tab.12 Statistics of matching between pumping unit model and pump diameter

表13 15 年以上抽油機(jī)系統(tǒng)效率分級統(tǒng)計(jì)Tab.13 Classification statistics of pumping unit system efficiency with production life more than 15 years

4 下一步重點(diǎn)工作

針對上述存在問題，充分結(jié)合油藏系統(tǒng)、機(jī)采系統(tǒng)、注水系統(tǒng)、集輸系統(tǒng)，明確下步重點(diǎn)工作，以解決能源的低效無效利用，實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗及節(jié)電目標(biāo)（表14、表15）。

表14 下步重點(diǎn)工作統(tǒng)計(jì)Tab.14 Statistics of key work in the next step

為落實(shí)上述重點(diǎn)工作，進(jìn)一步降低低效無效消耗，對年度工作量進(jìn)行預(yù)測，制定6 項(xiàng)措施，需要資金支持11 755 萬元，在2022—2025 年實(shí)施，預(yù)計(jì)可節(jié)約天然氣367.5×104m3，節(jié)電1261×104kWh。