張偉 王博 沈璽琳

1大慶油田有限責任公司第一采油廠

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)立了新階段七項工程之一，即節(jié)能降耗創(chuàng)效工程。這是構建第一采油廠新時期改革發(fā)展的重大舉措，是落實“三件大事”、踐行“四條要求”、靠實“五項措施”、建設高質(zhì)量采油廠的必然選擇，是第一采油廠數(shù)字化轉型、智能化發(fā)展的必由之路。在公司和廠領導、機關部室的大力支持，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)化控制能耗指標持續(xù)向好。

1 基本概況

1.1 能源消耗總量及單耗指標

“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 標煤，相比2015 年降幅21.8%；噸液綜合能耗指標2020年為4.04 kg 標煤，降幅達到14.9%（表1）。

表1 第一采油廠能源消耗及噸液能耗統(tǒng)計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%，合計占比在90%以上（表2）。

表2 天然氣量與電量占比統(tǒng)計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42.18%；注水和采油總能耗占比較低，耗電占比較高，分別達43.76%和35.38%（表3）。

表3 各系統(tǒng)總能耗及耗電占比統(tǒng)計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），廠領導小組宏觀把控，建立“八大系統(tǒng)”管理構架，定措施定指標，搭建“月度例會”分析平臺。圍繞“產(chǎn)量”一個中心，機關部室及油氣生產(chǎn)單位負責推進落實，實現(xiàn)全廠一心共同推進，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)加強源頭管控

通過技術研判綜合分析，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]、層段重組細分、注水井淺調(diào)剖、精準分層調(diào)整、注入井深度調(diào)剖、加大細分調(diào)整7 項措施，降低無效注水量165.3×104m3；通過周期關控采油、實施井組堵水、雙高井下調(diào)參、高含水井周期關控、高含水高采聚下調(diào)、大孔道機械堵水6 項措施，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劃498×104m3，產(chǎn)液量低于公司計劃372×104t。

2.2 機采系統(tǒng)優(yōu)化運行

在機采參數(shù)優(yōu)化方面，開展治理供液不足、優(yōu)化舉升方式[3]、優(yōu)化機采機型、優(yōu)化采油電機4 項工作；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 項工作。這7 項工作，共實施11 186 井次，節(jié)電1 657×104kWh（表4）。

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

2.3 注水系統(tǒng)提高注水泵運行效率

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

2.4 注入系統(tǒng)優(yōu)化母液熟化時間，分組分壓注入

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

（2）量化系統(tǒng)運行參數(shù)。明確分組分壓注入法，量化變頻運行參數(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，柱塞泵運行頻率控制在25～40 Hz 之間。

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

根據(jù)來水液量、單臺設備處理能力，動態(tài)調(diào)整升壓泵、外輸泵、收油泵運行頻率和使用數(shù)量，實現(xiàn)“減泵運行、間歇起泵”，提高設備運行效率，控制無效運行，共優(yōu)化34 站次。動態(tài)調(diào)整反沖洗[6]“時間、強度、周期”3 項參數(shù)，實現(xiàn)反沖洗精細化管理，實施67 臺次，共節(jié)電90.3×104kWh。

2.6 集輸系統(tǒng)實施舉措

2.6.1 系統(tǒng)優(yōu)化簡化

對集輸系統(tǒng)3 座站場進行合并優(yōu)化，降低運行能耗的同時提高了系統(tǒng)負荷率[7]。中513 轉油站、中506 轉油站合并至中515 三元轉油放水站，中十五聯(lián)轉油站產(chǎn)液直接輸至中一聯(lián)轉油站處理，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)性停運加熱爐，合理調(diào)整運行數(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)整摻水泵運行。按照集輸節(jié)能實施方案安排，中轉站在滿足所轄單井摻水量及摻水壓力前提下，合理調(diào)整摻水泵運行臺數(shù)，與2021 年初對比多停運摻水泵70 臺，累計節(jié)電820×104kWh。

2.6.3 應用供熱新技術

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熱源實施集中供熱，節(jié)省能耗4 903.6 t 標煤（表6）。

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

2.6.4 應用節(jié)氣技術

新建信息化管理集控裝置35 套，在其運行過程中進行全自動狀態(tài)檢測、監(jiān)測、智能診斷，實現(xiàn)高效管控，降低運行成本。每臺裝置每日可節(jié)氣100 m3以上，節(jié)約維修維護費用112 萬元。

應用機械自動除垢加熱裝置[8]28 臺，實現(xiàn)運行7 年至今零燒損。及時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2 391 組、拆 除860 組，停 運（拆 除）率30.48%。根據(jù)氣溫變化，適時調(diào)控室溫，降低天然氣用量。實施以上措施后，年節(jié)氣量約377×104m3。

2.6.6 推進數(shù)字化建設

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

（1）南I-1 聯(lián)合站實施集中監(jiān)控。減少崗位4個，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 臺熱水鍋爐更換為2 臺高效加熱爐。實施以上措施后，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 注水電動機換熱器清理

生產(chǎn)保障大隊配合完成15 臺電動機30 個換熱器清洗，礦自行對44 座稀油站換熱器進行春、秋兩次清理，提高了換熱效果。

2.7.2 機泵設備維護

保持機泵設備及節(jié)能設施完好，合理優(yōu)化機泵運行，發(fā)現(xiàn)問題及時處理，降低系統(tǒng)用電單耗。

2.7.3 照明用電精細管理

在滿足安全生產(chǎn)條件下，可適當控制照明燈開啟數(shù)量，巡檢時全部開啟。根據(jù)季節(jié)變化，動態(tài)調(diào)整場區(qū)、泵房及值班室照明燈開關時間。

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%，扣除被動貢獻電量，采取各項措施后共節(jié)電約8 200×104kWh，較好地完成計劃目標（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

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

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

3 存在的問題

3.1 實際運行與建設規(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，導致部分站低負荷運轉，致使天然氣單耗居高不下（表9）。

表9 低負荷高耗能站所統(tǒng)計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，天然氣管道運行超過20 年的占27.27%。2020 年，天然氣管道累計穿孔102 次，泄漏量達到10 000 m3，造成較大集輸損耗，個別管線年穿孔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（表11）。

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

3.4 機采系統(tǒng)存在低效耗電

主要問題包括：機型與泵徑匹配不合理井較多（表12）以及抽油機井老舊設備井數(shù)多（表13）。

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

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

4 下一步重點工作

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

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

為落實上述重點工作，進一步降低低效無效消耗，對年度工作量進行預測，制定6 項措施，需要資金支持11 755 萬元，在2022—2025 年實施，預計可節(jié)約天然氣367.5×104m3，節(jié)電1261×104kWh。