胜利油田机采系统节能潜力分析
胜利油田集输系统能耗油耗的研究及探析
胜利油田集输系统能耗油耗的研究及探析【摘要】集输系统是油田的主要耗能系统之一，为全面掌握集输系统的能源消耗现状，本文对胜利油田部分单位的集输系统冬季能耗状况进行了监测和评价，并就集输系统存在的问题、潜力及下步工作提出了相应地措施和建议。
【关键词】集输系统；能耗；油耗；潜力和对策1.概述集输系统是油田的主要耗能系统之一，目前胜利油田共有集输系统40个，通过测试结果发现：胜利油田冬季集输系统平均吨油综合能耗为9.69kgce/t，联合站平均综合能耗为6.57kgce/t，集输系统的油气损耗率为0.559%。
为全面掌握集输系统的能源消耗现状，我们连续三年对10家油田单位集输系统冬季能耗状况进行了监测和评价。
1.1集输系统的界定SY/T5264-2006《油田生产系统能耗测试和计算方法》中规定，集输系统指原油的收集、处理及外输过程。
为便于对主要耗能环节的评价，对集输系统的界定包括接转站、联合站的分离器、各类泵机组、电脱水器、锅炉、加热炉、沉降罐、储油罐、稳定系统、污水外输过程等主要电力和热力消耗的生产工艺和设备，不包括原油中天然气分离后的处理及外输过程；对没有接转站的集输系统则以联合站为检测对象。
集输系统油气损耗主要是指接转站和联合站的各种沉降油罐和原油储罐的呼吸损耗。
1.2检测分析内容检测分析内容为生产工艺、主要耗能设备、现场运行控制三个方面。
（a）生产工艺方面：针对集输系统处理液的油水性质及稳定性，分析脱水工艺的脱水效果以及稳定工艺的稳定效果，分析生产工艺流程是否适合现有工况。
（b）主要耗能设备方面：包括加热炉、锅炉、采暖炉及各类泵机组，通过检测设备运行情况，评价设备的运行效率，分析设备在用能方面存在的问题。
（c）运行控制方面：通过现场检查、测试，围绕脱水温度、加药浓度、外输温度等生产运行控制环节，结合现场生产工况，提出系统实现经济运行的措施和建议。
2.原油集输系统油耗能耗现状2.1胜利油田集输系统油气损耗现状通过对22座接转站、16座联合站各类储罐的油耗测试和统计，集输系统油气损耗量为14.952万吨，平均油气损耗率为0.559%。
采油矿节能降耗现状分析及对策
术 工艺进 行流程 改造，合理使用 变频集输 ，杜绝 人为控制 闸门降低排量浪
费 电 的情 况 。 源自二是优化抽 油井工 况。对油井进行优化设计，对井下杆柱优化 ３ ０井次 ， 泵径升级 ３ １ 井 次，优化后单井 日节 电 ２ ２ ． ７ Ｋ Ｗ・ ｈ ，系统效率提高 １ ． ４ ％ 。优 化稠油 、结蜡等特殊井管理，实施 “ 定人、定期、定量 、定温 、效果跟踪 ” 的 “ 四定一跟踪 管理法 ”，制定 “ 一 井一策 ”，在采 取高压锅 炉、热油循 环车热洗 的基础上 ，积极推广应用清 蜡新工艺 一空心杆热洗 ，该工 艺具有 清蜡 效果好、不伤 害地 层、不影响泵 的正常工作 、热洗 效率高等特 点，有 效降低 了油井耗 电。 三是优化 油井掺水和水井 洗井 水量 。做到掺 水定量、水嘴控制 、水表 计量 “ 三 同时”，有效保证注 水泵站干压 平稳 ，减 少因掺水过 多，造 成污 水在集输 、注水 系统 内循 环引起的 电量浪 费。根据季节 精细管理 ，随着气 温 逐渐回升 ，掺水井 由 ５ ８口降到 ２ ６口。对掺 水方式进行 革新，井 口安装 新型掺 水装置，实现掺水量最少 、回压最低 的 目标 ， 日掺水量 由 ２ ０ ２ ３ ｍ ３下 降到 ７ ８ ０ ｍ ３ ， 日节 电量 ３ ０ ０ ０ ｋ ｗ ｈ 。水井每月 常规洗井 ６ ６井次 ，经过摸排 规律 ， 根据 实际吸水情况优化洗并 ，平均每月洗井 ４ ４ 井 ，同比减少 ２ ２ 井次 ， 共计节 电 ６ ４ ． ２万 ｋ ｗ ｈ 。
中 国 化 工 贸 易
兰 星
Ｃｈｉ ｎａ Ｃｈｅ ｏｉ ｒ ｃ ａ ｌ Ｔｆ ａ ｄｅ
采油矿 节能降耗现状分析及对策
董玉 翠
胜 利油田东辛采油厂 二矿 ，山东东营 ２ ５ ７ ０ ０ ０
机械采油系统的节能方法分析
机械采油系统的节能方法分析摘要：随着我国经济技术的高速发展，我国已经逐步向世界大国迈进，但同时我国也面临着能源紧张的情况，因此在我国的各个行业都要倡导能源的节约利用，机械采油也不例外。
关键词：机械采油系统；节能方法要实现节能减排目标,必须要探索采油设备节能的方法。
它不但可以为企业带来显著的经济效益,还能带来巨大的社会效益。
1、机械采油系统的能耗指标1.1有功功率机械采油系统的有功功率是指将电能转化供机械系统及各种用电设备正常运转的电功率。
具体来讲机械采油系统的有功功率主要指的是通过电能转换为电机的动能，带动抽油机运转的功率，其中抽油机运转过程中会在井下受到杆柱结构、泵径、冲程及抽油机的平衡水平等诸多因素的影响，会产生能耗。
1.2无功功率无功功率是用来建立和维持磁场的电功率，不对外做功。
主要用来反映电网与电气负载间交换电能的规模，相对有功功率无功功率比较抽象，但实际上无功功率也会对供电系统及用电产生一定的不良影响，如电功率不稳定会影响有功功率，降低供电能力，功率因数电压下降等，进而增加电能的损耗。
1.3功率因数功率功率因数功率主要用来衡量电气设备的使用情况及用电管理水平和电能利用率。
2、机械采油系统存在的能耗问题通常机械采油系统的装机容量较小，只占油田装机总容量的三分之一，但是机械采油系统机组的用电量较大，约占油田机组总用电量的二分之一。
这就导致抽油机负荷率普遍较低的现象发生，加大了井下抽油机运转的能耗，此外，在目前的石油开采业普遍采用的是粗放式管理，只重视石油的开采，而忽视对电气设备、机械设备的维护管理及技术、工艺的改进，即机械采油系统的功率因数低，电网的电能损耗率高。
通常存在用配电机容量大于抽油机功率的现象，使得电能资源严重浪费。
3油田机械采油节能潜力分析3.1 机械采油系统的能耗指标有功功率。
抽油机通过马达将电能转换为机械能称之为有功功率。
有功功率受到井下结构、抽油机的冲程、机械固件之间的摩擦力,抽油机悬点偏移油管中心容易产生较大的离心力,从而影响了电机的供电功率。
抽油井机采系统效率测试分析及应用
抽油井机采系统效率测试分析及应用摘要：机械采油井（简称机采井，其系统称为机采系统）是胜利油田孤东采油厂主要耗能设备，也是采油厂的耗能大户。
2010年采油厂油井平均功率因数偏低，只有0.5-0.75。
前期采油厂但仍有部分区块由于产能不足，液量低等原因，导致机采系统效率较低，仍有较大的节能潜力。
关键词：机采系统效率测试调平衡低冲次变频1前言机采井是中石化胜利油田孤东采油厂主要耗电设备，是采油厂的耗电大户。
2010年完成机采系统效率测试503井次，分别为常规测试、节能四新项目对比测试及技改项目对比测试等。
根据测试数据统计分析，采油厂平均机采系统效率为32.8％，最高51.65％，最低5.02％，10％以下井21口，效率为10％－20％井84口，效率为20％－30％井293口，效率为30％以上井144口。
前期采油厂经过永磁电机配套变压器改造、机采井优化设计及节能技术改造等项目，机采系统效率已达到胜利油田较高水平，但仍有部分区块由于产能不足，液量低等原因，导致系统效率较低，机采系统仍有很大节能潜力。
2抽油机井系统效率测试方法2.1现场测试目前机采井系统效率测试主要分为电参数测试及示功图测试，两种测试同时进行。
其目的主要是测试输入功率及光杆功率，计算地面效率、井下效率及系统效率。
2.2测试数据采集及分析测试电参数，测试时间3分钟，测试参数主要有输入功率、功率因数、功率平衡度、电参数曲线图等。
以GO2-9-51井为例，见图1－图3。
3机采系统评价指标及达标情况机采系统评价指标主要有功率因数、平衡度、系统效率、百米吨液耗电等四项指标，具体测试结果见表1，石油行业机采系统评价指标见表2。
表12010年孤东采油厂机采系统测试数据表2石油行业机采系统评价指标由表1、表2可以看出，采油厂机采系统已达到或超过石油行业评价指标。
4现场应用分析4.1调平衡试验及分析针对功率不平衡井进行了调平衡试验，选取了5口抽油机井进行功率平衡度调整，并在调整前后进行了测试（见表3）表3机采系统调平衡对比分析表此次调平衡试验5口井中，有3口井有节电效果，有2口井不节电。
胜利油田油气集输系统节能潜力分析
化 学 药剂 消耗 三 方 面 ，三项 费 用所 占比例 约为 ４ ５％、 效 分水 器， 取得 了明显 的经 济效 益 。 用新 工艺后 ， 厂 采 全
２ ５％ 、 ０％ 。 ３
胜利 油 田 目前共 有 大型油 罐 ， 年节 约 电费 、 一 燃料 费 、 设 ８ｘ ０ｔ ０ １ 。近几 年来 ， 由于调整集 输 系统 的整 体 布局 ， 采 备 维 修费 及人 工 费 １ ０ ｘ ０ 元 ， ５ ８ １ 处理 后 的原 油含 水 达 用 了新 工艺 、 新技 术 和新 型油 气处 理 生产 设 备 ， 过实 通
到 ０５ 以下 。 ． ％
施 老 站技 术升 级 改造 ．使油气 处 理 能力 和集 输 系 统效 ２ ． 推广应 用 高效燃 烧 器 、 ２ 高效 加热 炉
率有 了 明显 提 高 。０ ４年油 田开展 了 １ ２０ ０个集 输 系统效
率示 范 区建 设 活 动 ．输 油泵 平 均效 率 由 ４ ５％提 高 到 ５ ３％， 加热 炉平 均效 率 由 ６ ７％提高 到 ７ ９％。 ０ ５年又 ２０ 进 行 了 ７个集 输 系统 提效 示 范区 建设 活 动 ，累 计 节油 油 田平 均原 油 外输 含水 率 为 Ｏ ６％，比上 年 降低 Ｏ１ ． ６ ．９ 个 百分 点 ； 胜利 油 田分公 司外输 原 油含 水率 为 ０５ ． ２％ ，
常规抽油机节能潜力分析
常规抽油机节能潜力分析【摘要】随着时代的发展，我国采油事业得到了较快的发展。
抽油机作为油田采油的主要设备之一，面对日益紧张的能源紧缺和节能环保的需要，就必须对抽油机，尤其是抽油机的节能改造已经迫在眉睫。
基于此，本文主要结合常规抽油机的特点，就常规抽油机节能潜力和相关改造措施进行了分析。
【关键词】常规抽油机节能潜能分析常规抽油机作为油田能耗大户，加强常规抽油机的潜能分析，有助于抽油机的节能改造，节能更多的能源的同时助推我国采油事业的可持续发展。
那么作为新时期背景下的采油工作者，应该如何做好常规抽油机的节能潜能分析和节能改造呢？＜b＞1 浅谈常规抽油机的特点＜/b＞常规抽油机的特点主要表现在以下两个方面：一是负荷属于脉冲负荷，且负荷经常发生较大的变化；二是启动转矩较大，因而启动比较困难。
由于这两个特点，如果选用一般异步电动机作为抽油机的驱动，从而出现“大马拉小车”的情况。
而我们在选配电机过程中需要考虑诸如砂卡、结蜡等油井异常情况，因而抽油机的配套电动的装机功率往往很多，从而导致抽油机正常工作负载率低下，且一般不超过30%。
由于电机运行负载率较低，导致电机效率和功率因素较低，最后导致大量的电能浪费[1]。
＜b＞2 分析常规抽油机的节能潜力＜/b＞常规抽油电动机工作时各能耗部件均有可能存在节能潜力。
因而以下笔者分别从电机、皮带、减速箱、换向机构、盘根盒等部件工作时和抽油管柱、抽油杆和抽油泵在井筒工作时节能潜力大小作出以下几点浅析[2]。
2.1 电机节能潜力分析在抽油机抽油过程中，电机每工作一个冲程，其次输出功率会出现两次极大和极小的瞬时功率，当瞬时功率极大时比额定功率大，极小时又是负功率，也就是不仅电动机没有功率输出，还要抽油杆的拖动发电。
因而抽油机的荷载因周期性的波动导致电动机的转速也上下波动，进而增加电机能耗。
一般情况下，仅电机损耗就能达到35%±5%，因而电机的节能潜力较大。
2.2 皮带节能潜力分析皮带在传动过程中会产生一定的能量耗损，但目前所采用的皮带在工作时都具有较高的传动效率，一般在95%到95%之间，因而就目前技术条件来看，皮带传动部分的节能潜力已经不大。
某油田抽油机的特性及节能分析
某油田抽油机的特性及节能分析一、引言随着能源需求的不断增长，油田开采的重要性日益突出。
油田抽油机作为油田开采的关键设备，其性能和节能性能对油田开采效率起着重要的作用。
本文将对某油田抽油机的特性及节能进行分析，以期为油田开采提供更高效的技术支持。
二、某油田抽油机的特性1. 高效稳定的油田开采能力某油田抽油机采用先进的液压系统和传动装置，具有高效、稳定的油田开采能力。
其设计合理，操作简单，具有较高的自动化程度，能够适应各种地质条件和工作环境，提高油田的开采效率。
2. 多功能的操作系统某油田抽油机配备了先进的操作系统，能够实现自动化操作、远程监控和智能化管理。
操作人员可以通过操作系统实时监测设备运行状态，调整工作参数，实现智能化控制，提高工作效率，降低人工成本。
3. 安全可靠的设备保护某油田抽油机具有完善的设备保护系统，能够及时检测设备运行状态，发现问题并采取相应的措施，确保设备安全可靠运行，提高设备的使用寿命，减少维护成本。
4. 高度集成的智能化设计某油田抽油机在设计上充分考虑了智能化的要求，通过各种传感器和控制系统的集成，实现了设备的智能化监测和控制，提高了设备的自动化程度和灵活性。
5. 环保节能的设计理念某油田抽油机在设计和制造过程中，注重环保节能的设计理念，采用低噪音、低振动、高效节能的技术，减少了能源消耗和环境污染，符合现代节能环保的要求。
三、某油田抽油机的节能分析1. 高效的液压系统某油田抽油机采用高效的液压系统，通过合理设计和精密控制，最大限度地减少了液压能源的损耗，提高了液压系统的工作效率，降低了能源消耗。
2. 智能化的传动装置某油田抽油机的传动装置采用智能化的设计，能够根据工作负荷自动调整传动功率，减少了传动系统的能源损耗，实现了节能效果。
3. 高效的动力系统某油田抽油机配备了高效的动力系统，能够根据工作条件和负载自动调整功率输出，充分利用动力资源，提高了动力系统的利用效率，降低了能源消耗。
抽油机井节能潜力分析方法研究与应用
近年来国内外针对抽油机井优化的软件有很多，例如国外Lufkin 公司开发的SROD 和DIAG 有杆泵系统优化设计和诊断分析软件，国内江苏瑞达开发的能耗最低机采系统设计软件，中国石油开发的PetroPE 4.0油气井生产系统优化设计与诊断决策软件[1]，这些软件大都能够实现对油井系统效率的提升，但是理论方法过于复杂，购买专业软件成本高，在实际现场应用中需要专业技术人员的指导。
另外根据对抽油机井系统[2]的组成和能量传递的分析，将抽油机井系统划分为五个节点，抽油机系统五节点示意图见图1。
通过抽油机的能量传递规律可知，抽油机井的系统效率等于各部分节点效率的乘积。
但是过分追求精确计算的过程十分复杂，对于提升系统效率也并无太大作用。
因此，可以通过着重考虑各节点效率的关键性因素，忽略对节点效率影响微小的因素，提出节点抽油机井节能潜力分析方法研究与应用王丽莉（大庆油田有限责任公司第一采油厂）摘要：大庆长垣油田目前抽油机井系统效率平均为30.87%，系统效率低于25%的井数占比达到18.76%，抽油机井系统效率有进一步提升空间。
根据抽油机井人工举升理论、抽油机井多节点能耗分布规律，明确影响各节点能耗损失的关键因素，提出一套适用于现场工程应用的抽油机井节能潜力优化判断方法，快速分析抽油机井各个节点的提效潜力，提出对应优化措施，在大庆长垣油田应用330口井，系统效率平均提高3.6个百分点，实现抽油机井节能潜力的快速、精准挖掘和优化措施的精准施策。
关键词：长垣油田；抽油机井；系统效率；优化措施DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2023.07.003Research and application of energy conservation potential analysis method in oil pumping wells WANG LiliNo.1Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co ．，Ltd ．Abstract：At present，the system efficiency of pumping wells in Daqing Changyuan oilfield is 30.87%on average，and the percentage of system efficiency with less than 25%of wells reaches 18.76%．Hence，there is room for further improvement in the system efficiency of pumping wells．According to the artificial lifting theory of pumping wells and the distribution rule of multi-node energy con-sumption of pumping wells，the key factors affecting the energy consumption loss of each node are identified，and a set of optimization judgment methods that are suitable for the energy conservation po-tential of pumping unit of field engineering application are proposed．Then the efficiency potential of each node of pumping wells is rapidly analyzed and corresponding optimization measures are proposed ．Additionally，the 330wells are applied in Daqing Changyuan oilfield，and the system efficiency is in-creased by 3.6percentage points on average，which realizes the rapid and accurate exploration of energy conservation potential of pumping wells and the precise application of optimization measures ．Keywords：Changyuan oilfield；oil pumping well；system efficiency；optimization measures作者简介：王丽莉，工程师，1993年毕业于中国石油大学（华东）（油气储运专业），从事抽油机节能相关工作，139****9728，******************，黑龙江省大庆市萨尔图区东风新村毅腾商都，163000。
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胜利油田机采系统节能潜力分析4第16卷第4期油田节能Y.TJ.N2005年12月胜利油田机采系统节能潜力分析朱益飞(胜利油田孤东采油厂山东省东营市257237)摘要:文中分析了胜利油田机采系统的工艺设备和能耗现状,存在的问题以及近几年来油田围绕提高机采系统效率这一重点攻关课题所取得的经验与做法,提出了解决问题的措施与建议.关健词:胜利油田机采系统节能分析,’●_L--l■一I刖舌石油采掘业在开发资源的同时也在消耗着资源.油田70%以上的耗能量集中在机采,注水,电力,热力等主要耗能系统,能耗费用约占油田生产可变成本的30%.自2000年以来胜利油田在稳产难度越来越大的情况下,万元产值能耗保持不升,油田节能降耗工作取得可喜成绩.但随着老油田开发难度的逐年增大,机采系统能耗增长与控制之间的矛盾也日益突出.2油田机采系统现状及管理方法近几年来.油田机采系统把提高系统效率作为重点攻关课题,以全面系统能耗跟踪测试分析为手段.不断强化油井管理,逐步加大机采系统节能技术改造力度.取得明显效果.通过技术改造和加强管理,油田开发管理水平不断提高,能耗逐渐降低.截止到2004年年底,胜利油田共有71个油田投入生产开发,共有机采井16681口,开井12869口,总装机容量46x10kW.平均机采系统效率为26.2%,比99年提高2.02%;平均吨液单耗12.6kW?h/t,比99年降低l5%;平均日耗电630xl04kW?h,同比降低l5.5%;油井电机功率因数由0.32提高到0.52;2004年单井检泵周期平均达到559d,泵效达到62%.2.1完善机采管理机制.加大用电机制创新各二级采油单位结合各自的实际情况,从管理体制入手,细化量化工作指标,把能耗指标分解到矿,队,站和单井,实现油井用电全部单井计量,并逐步将生产成本由队核算向单井核算方向发展.同时建立完善机采管理和监督约束机制,出台奖罚规定,加强各个生产环节质量分析与监督考核,确保机采系统的高效率运行.例如孤岛采油厂利用单井电表计量装置建立油井系统效率监控管理机制,做到动态监控与生产管理相结合,运用预测,统计,系统论等多种管理方法,探索出一套提高油井系统效率的管理新模式,通过推广应用此管理模式,油井系统效率与实施管理新模式前相比提高了0.32%.孤东采油厂通过强化用电计量质量监督.推广应用高压计量无线抄表系统,降低了机采系统的电耗,杜绝了油井用电管理上的漏洞,年节电达80xlOkW.h2.2有效治理低效井自2003年起,胜利油田加快低效井治理工程建设,集中有限资金,先后建立机采系统节能工程示范区20个.临盘采油厂临东区实施机采系统效率节能示范工程后,平均泵效提高2%,系统效率提高l0%.年节电260~10kW?h.胜三区实施机采系统效率节能示范工程后,抽油机平衡度由87.34%上升到了92%.平均泵效提高4.6%,系统效率提高3.6%,年节电98.98x10kW.h各采油厂围绕增产增效工作,积极开发应用油井系统效率优化设计软件,实施上提泵挂,泵径升级,合理优化管柱结构等措施.2003至2004年间油田在l0个采油厂1560口井实施应用”有杆泵机械采油工艺参数确定方法”专利技术,通过运用油井工况图版和带产检泵理论图版进行分析,强化井区内注采调整工作,及时治理因供液不足,泵磨损使泵效下降而导致低效井.使这些低效井的泵效平均提高l2-5%,平均单井降低输入功率0.96kW,系统效率平均提高8.33%,综合节朱益飞(1967～),男,浙江诸暨人,高级工程师,学士,1989年毕业于华东石油学院生产过程自动化专业,有多项成果获采油厂,管理局奖励,获国家专利三项,发表科技论文70余篇.详细通讯地址:山东省东营市河口区仙河镇胜利油田孤东采油厂技术质量监督中心电子邮箱:zhyf@slo￡com2005年12月朱益飞:胜利油田机采系统节能潜力分析5电率14.6%,年节电达1327~104kW?h.2.3应用新工艺新技术.提高油井机采系统效率一是应用大排量双头螺杆泵治理偏磨严重的油井,减轻杆管偏磨;二是推广应用井口调偏器,实施井口调偏和校机工作:三是应用连续抽油杆工艺技术.有效解决深抽油井泵效和系统效率低的问题.同时有效治理油井偏磨;四是应用接力泵,有效减少泵漏失,提高泵效;五是应用掺水,降粘技术,降低管线回压,提高系统效率;六是对稠油井应用电热空心杆采油技术.这些新工艺技术的应用.有效提高了油井的系统效率.如胜三区2003年共实施螺杆泵治理偏磨油井15口.应用新工艺后平均单井免修期延长40.5d.提液单耗降低0.58kW?h/m3,平均系统效率提高了12.9%.2.4加大地面控制节能配套新技术的应用.提高地面设备技术含量油田在机采系统普遍推广了变频柜,高效节能油井控制柜,节能抽油机,节能电机,节能减速器和高效节能变压器等节能系列设备,在优化配置后,节电率达到l5%左右,较好地解决了机采系统抽油机电机大马拉小车,电网及电机功率因数低,抽吸参数不匹配等问题.年节电达0.96~10kW?h.各采油厂对电泵井等高耗能设备应用电泵井软启动技术;对于间歇出油或供液不足的油井.利用微电脑技术应用间歇抽油控制装置控制油井起停,产液量平均增加0.4t,单井平均减少日耗电量15.1kW?h.各采油厂对电泵井等高耗能设备应用电泵井软启动技术:对于间歇出油或供液不足的油井.利用微电脑技术应用间歇抽油控制装置控制油井起停.产液量平均增加0.4t.单井平均减少日耗电量15.1kW?h.胜利采油厂通过应用双驴头节能型抽油机和抽油机变频节能技术,平衡率由51%提高到94.7%,平均提高单井系统效率7.6%:通过实施线路无功补尝,变压器减容和线路改造.线路功率因数由0.83%提高到0.97%,线损率下降到9.04%,产液单耗下降O.08kW?h.孤东采油厂通过合理匹配电机,降低额定功率,加大永磁同步电机,双功率电机,SHD开关磁阻电机,高效节能控制箱和节能减速器的应用.油井功率因数提高了0.32,年节电940~ 10kW?h2004年胜利油田有限公司机采系统总额定功率与2002年相比降低了近4~10kW?h.2.5开展油井达标日常技术管理,及时调整抽油机的平衡率油井调平衡是一项动态的技术管理工作.随着油井生产情况的变化,井简结构的改变以及地面机电设备的更换,各采油单位通过加强日常技术管理工作,以油井达标管理为工作契机.利用多种测试分析手段.及时调整抽油机的平衡率.使抽油机平衡达标率与99年相比提高了10%.3油田机采存在的问题随着油田的深入开发.高品质的整装区块日益衰退,低渗透低效率油田的比例逐渐增加,目前低渗透油田年产量为255.3~104t.约占总产量的9.3%.老油田多年来积存的一些矛盾也渐渐显现出来.各采油厂生产任务重与生产成本紧张之间的矛盾也日益明显.机采设备更新,维护维修以及节能技术改造存在资金不足.设备严重老化问题.3.1机采设备老化,使用效率下降.胜利油田有限公司游梁式抽油机新度系数为0.37.无游梁抽油机新度系数为0.56,远低于总公司要求的设备新度系数不低于0.6的要求.公司共有抽油机14731台.其中游梁式抽油机13513台,无游梁抽油机1218台.在用抽油机使用年限超过10年的7955台,占总数的54%;使用10-15年的3733台,占总数的25-3%; 使用大于15年的4227台,占总数的28.7%.抽油机长时间使用导致抽油机老化严重,故障较多,减速箱窜轴,漏油现象比较严重.如孤东厂2004年因设备老化发生抽油机故障共计378台,占总数的20.1%.胜利油田在用高效节能电机4000余台,仅占总数的30%.使用年限5年以内的新电机只有3889台,占总数的26.4%;使用10年以上多次修复使用的旧电机约占总数的30%,这部分电机测得其运行效率平均在90.8%左右.比铭牌效率95%低4.2%.在用自控箱中,非节能控制箱约占总数的70%,导致油井电机耗电居高不下.油井系统效率降低.油田非节能型电动机占在用量的70%左右,每台电机平均修复次数2～3次,有的多达7～8次.由于修复电机缺少质量检验手段.其现场实际运行效率与普通Y 系列电机效率相比约差10%,与节能型电机效率相比约差20%.若用非节能电机生产,按8500台电机计算, 每年油田将多耗电1.2×10kW?h,价值约0.6~10元.3.2部分抽油机选型与电机匹配不合理,造成大马拉6油田节能Y.TJ.N第16卷第4期小车问题一是目前胜利油田有限公司所配抽油机以8型,10型和12型机为主,占游梁式抽油机总数的95.97%. 其中10型和12型机占总数的73.35%,平均冲程利用率为90.9%,平均冲次利用率为52.6%,平均悬点载荷利用率为55.6%,平均扭矩利用率为51.4%.抽油机负载率,平衡率过大过小都会造成能量利用不合理,而小型抽油机如8型以下的抽油机数量较少,部分油井存在着严重的”大马拉小车”现象.二是油井配套的电机功率过大,低效率井中电机负荷率小于30%的占总数的42.4%.这部分井功率利用率低的主要原因是油井负荷较低,而电机配套功率过大,造成系统效率低,功率因数低,耗电量上升.3.3低效井仍占有相当比例.与目标期望值有一定距离胜利油田有限公司系统效率低于20%的油井约占总数的50%,其中系统效率低于l0%的油井约占总井数的17%.与总公司3O%目标期望值有一定差距.造成效率低下的主要原因一是部分供液不足井产液量小.泵径偏大.冲次偏大而泵挂偏小,二是动液面高井泵挂太深.沉没度大由于杆,管的弹性收缩,造成泵的冲程损失增大,泵效降低.同时增大了驴头负荷,增加能耗.如l临盘厂l临东区系统效率低于20%的173口井.均不同程度存在着上述问题.3.4稠油区块开采难度大.产量低.能耗高.目前胜利油田有限公司有油稠,结蜡井约1700口,这部分井因稠油粘度大,单井回压高,井筒阻力大,产量低,地面生产参数不能调的太大,只能用电磁调速电机小参数生产的.电磁调速电机效率比普通Y系列电机效率差近10%15%.系统效率低于5%的多数油井属于此类.3.5油井低压线路长.线损大.目前油田有低压线路约11798km.其低压线损为15%左右.油田共有变压器16800台.其中S11节能型变压器仅占总数的20%.S7,S9型及其他高能耗变压器有12000台.占总数的70%.而S7,S9型变压器自身耗能高.部分变压器容量过大.与抽油机设备不匹配,使线路感抗增加,导致变损增加,线路功率因数降低,平均单井线路损耗约为33kW?h.3.6部分采油队油井分析与管理水平有待提高,资料录取需进一步规范部分采油队连常规的技术分析方法,工具原理都没有掌握,无法判别资料的准确性,管柱是否失效,井下工具是否有问题等.没有建立起有效的油井耗能分析制度,即对所属设备的用能情况缺乏足够了解与分析,对设备存在的问题.未能及时制定整改措施.如有的油井在液量不变的情况下.日耗电量突然增加.对油井能耗的变化原因不作分析,只是机械地录取数据,有的测试人员操作不熟练,部分单位测试数据外报不统一.尚需进一步规范,有的单位测试成果全部外报.有的只报合格资料.造成采油队资料应用混乱.4建议与措施4.1加强油井管理.提高措施质量加强油井监督管理,包括加强作业监督,提高作业质量,加强单井电量计量和测试监督分析,提高资料准确率等.结合单元开发实际,跟踪分析对所属设备的用能,运行状况等情况进行日检查,日分析,分析该设备的运行状况,存在的问题,并及时制定整改措施.有条件的应立即整改.做好抽油机”五率一线”工作.注重抽油机的5个工作环节即盘根松紧度,皮带松紧度,井口及悬绳器居中,中轴尾轴及曲柄的润滑,平衡率等,提高设备的完好率.降低设备损耗.完善采油工艺,减小油稠等因素造成的能耗高的问题.采用掺水和上单井加热炉的方法,降低单井回压,减少油流阻力.同时强化抽油机的保养.合理调整开井参数,及时调整抽油机皮带数量和松紧程度.强化各零部件之间的润滑程度.确保抽油机设备的良好运行.4.2加大投入.进一步完善油井地面配套新工艺新技术积极推广,应用成熟的新理论,新技术.完善地面配套工艺,提高油田开发效果.通过推广应用变频技术,高效节能油井控制柜,节能抽油机技术,节能电机技术,电机软启动技术,抽油机复合平衡技术,无功动态补偿装置,高效盘根盒装置,对于间歇出油或供液不足的油井,应用间歇控制装置,对稠油井应用降粘,热采,用节能减速器代替电磁调速电机等节能新技术.通过系统技术改造,逐步淘汰高能耗设备.使节能设备覆盖率达到60%以上,实现机采系统参数优化.达到油井节能降耗,高效开采的目标.4.3合理配置.提高抽油机负荷利用率和电机匹配率.减少电机额定功率(下转第38页)38油田节能Y.TJ.N第16卷第4期这些管理措施,冬季降温集输获得了较好的节气效果见表6,在保证管网正常集油,油井正常生产的情况下,中转站日减少耗气1010m.表6太站降温集输效果对比措施效果与经济效益通过开源与节流并举措施,优化过程控制,实现了冬季自产气量与自耗气的平衡,自产气曲线与自耗气曲线之间的斜率在冬季逐渐接近见图8,其余时间天然气略有盈余.2O04年12月自产气量为5132m3/d,自耗气量为5289m3/d,吨液耗气为5.03m3/t,与2003年对比自产气量下降90m3/d,自耗气量下降2406m3/d,吨液耗气下降2.57m3/t,年节气45.5xl04m,年创经济效益20x104元.同时2Oo4年冬季燃气不足的矛盾基本得到了缓解,使太南地区集输系统的安全运行有措施手段,能对问题的解决有较好地效果: 技术工艺改造,必须从实际出发,从长远考虑,以最佳的投资获得长远的经济效益.参考文献:[1】李结实抽油机井合理套压值的定量计算石油钻采工艺fJ]1991(2)(收稿日期:2005—11-20编辑庄景春)(上接第6页)针对部分井电机配套功率过大,电机功率利用率低的现状.将负荷较轻的电机更换为小功率节能电机,以提高电机功率利用率:针对部分抽油机电机多次修复,老化严重,自身耗电高,效率低,导致油井耗电量居高不下现状,进行技术改造,将之改造为双功率节能电机.用小型的抽油机代替机型偏大的抽油机可以减小由于克服抽油机曲柄重量造成的损耗,达到节能降耗,提高系统效率的目的,与采油系统的其他技改措施相协调,实现机采系统驱动部分的节能降耗. 4.4重视低压线路的技术改造.优化线路运行结合提高机采系统效率工程的实施,做好低压线路的规划设计和技术改造,对低压线路长的情况.可以延长高压线,使高压线到单井,以减少低压线损;对线路平均功率因数比较低的线路应用线路无功补偿器; 对低效高耗能旧变压器进行节能技术改造,推广应用S11节能变压器;对闲置变压器和容量过大变压设备. 进行减容处理,以减少线路的能量损耗.4.5应用优化设计软件.合理调整管柱结构对参数不合理的井使用优化油管,泵,抽油杆,地面生产参数的合理组合,采用大泵径小参数生产,并根据优化结果实施上提泵挂,可有效地降低抽油机负荷.降低电机耗电,起到提高系统效率的目的,同时还能减少油井躺井,起到控制躺井减少作业工作量的目的.在保证液量不变的情况下,进行上提泵挂,泵径升级工作,加大抽油机的冲程,减小冲次来减小摩擦和惯性载荷. 4.6开展机采系统效率示范区工作将油井达标示范区与提高机采系统效率示范区结合起来,按照从地面到井筒整体优化改造的原则,依据不同油藏类型,不同油藏开发特点,结合油田生产实际,制订不同的优化开发方案,延长井下工具使用寿命;强化油井测试管理措施,保证井下工具工作正常, 减少泵漏和管柱砂卡,提高测调成功率;研究应用油井防砂新工艺新技术,提高修井质量和防砂成功率.延长油井免修周期.从影响系统效率提高的诸因素人手.依靠科技进步和管理创新,对低效井实行重点系统调整, 做到油井综合治理项目同推广应用系统最佳运行参数和方式的经验相结合,以点带面推动油田整体机采系统效率的提高.(收稿日期:2005—10—18编辑庄景春)。