降低大慶外圍油田開采工程中的能源消耗

李福章（大慶油田有限責任公司第九采油廠）

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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，為今后油田建設和運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有桿泵提供舉升力，抽油機是四連桿機構(gòu)，將電動機的旋轉(zhuǎn)運動轉(zhuǎn)化為上下往復的直線運動，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，需要給地層補充能量，目前注水是最主要的能量補充方式之一。注水設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。通過合理選擇抽油機型號，提高抽油機載荷利用率，避免出現(xiàn)載荷過低情況的發(fā)生。采油九廠已累計完成抽油機設計1939臺，實現(xiàn)累計節(jié)電4434×104kWh。

2）合理選擇拖動裝置。試驗結(jié)果表明，與偏置抽油機匹配，雙功率電動機節(jié)電效果較好，平均效率能夠達到7.8%；與雙驢頭抽油機匹配，永磁電動機的節(jié)電效果較好，平均效率能夠達到8.77%。采油九廠主要應用偏置抽油機和雙驢頭抽油機，配套應用雙功率電動機和永磁電動機，其中雙功率電動機應用404臺，累計節(jié)電2 631.7×104kWh；永磁電動機417臺，累計節(jié)電2 937.9×104kWh。

3）應用間歇采油技術。在正常生產(chǎn)井上采取間歇采油技術，使油井在合理流壓范圍內(nèi)生產(chǎn)，既保證產(chǎn)量穩(wěn)定，又達到節(jié)電的目的。采油九廠目前共實施340口間歇采油井，實施前平均單井日產(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，年累計節(jié)電198.9×104kWh。

4）應用平衡調(diào)整技術。應用凈扭矩曲線計算公式及實測功圖數(shù)據(jù)，編制扭矩曲線繪制及平衡診斷軟件，實現(xiàn)了扭矩曲線的繪制，能夠?qū)Τ橛蜋C平衡狀況進行判定，并且給出了平衡半徑及平衡重的調(diào)整值。通過現(xiàn)場應用，扭矩法能夠指導小電流井現(xiàn)場調(diào)平衡。采油九廠目前共實施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，年累計節(jié)電27×104kWh。

5）應用參數(shù)優(yōu)化技術。以低滲透油田油井流入流出動態(tài)為基礎，以保證油井在合理流壓下生產(chǎn)為目標，給出了機采井量化調(diào)參的方法，并且編制了計算機計算軟件，經(jīng)過現(xiàn)場試驗，該方法能夠較為準確地指導現(xiàn)場調(diào)整參數(shù)。根據(jù)上述方法采油九廠進行參數(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85%以上，失流點溫度明顯下降，見表1。以油井回壓為標準，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。目前已實施1500口井，累計節(jié)氣2472×104m3。

表1　高含水原油的失流點測試數(shù)據(jù)

2）控制摻水壓力減少能量損失。當摻水泵出口壓力過高時，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，工況點回落高效區(qū)。由外輸泵效率和流量的關系可知，見公式（1），在所輸液體密度、揚程和實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——泵的實際排量，m3/h；

H——泵的揚程，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，外輸泵負荷率由50%提高到70%，見圖1、圖2，年累計節(jié)電0.7×104kWh。

圖1　未更換小輪時泵效測試圖

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到90%以上。

由公式（2）可知，在熱負荷不變的情況下，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——燃氣熱值，kJ/m3。

通過技術改造，將39臺老化嚴重、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）應用燃氣發(fā)電技術，實現(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，建設燃氣發(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，安裝余熱回收裝置，回收煙道氣中的余熱，與摻水進行換熱，提高天然氣利用率，見圖3。目前該廠共建發(fā)電機組32臺，年發(fā)電2600×104kWh，利用天然氣870×104m3，其中21臺機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，各閥獨立開關，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，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。柱塞泵屬于容積泵，其排量Q、揚程H及軸功率P的變化關系為

式中：

Q1、Q2——柱塞泵排量，m3/h；

n1、n2——轉(zhuǎn)速，r/min；

H1、H2——揚程，m；

P1、P2——軸功率，kW。

由公式（3）～（5）可知，排量與轉(zhuǎn)速成正比，揚程與轉(zhuǎn)速無關，軸功率與轉(zhuǎn)速成正比。變頻器通過改變電動機的轉(zhuǎn)速來調(diào)節(jié)泵的排量，而揚程不變，但相應的功率發(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。由于注水井壓差大導致注水泵壓高、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，分別設計不同壓力的柱塞泵，實現(xiàn)分壓注水。注水電動機功率由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。單井增壓主要針對無法實施分壓注水的區(qū)塊，在注水井井場或配水間旁設置增壓注水泵，對注水站供至注水井的高壓水進行二次增壓，降低注水系統(tǒng)整體壓力，見圖4。目前共實施單井增壓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，該廠共計更換233臺，空載損耗平均下降37.7%，負載損耗平均下降24.2%，年節(jié)電90×104kWh。

2）安裝無功補償裝置降低線路損耗。無功補償?shù)幕驹硎窃谕浑娐废到y(tǒng)中，把容性負荷與感性負荷并聯(lián)運行，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償裝置共計32臺，線路功率因數(shù)達到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)于大慶石油學院（采油工程專業(yè)），從事地面工程規(guī)劃設計及技術管理工作，E-mail：13304697345@163.com，地址：黑龍江省大慶油田有限責任公司第九采油廠，163853。