节能监测整改一体化模式在油田中的应用

郭连君

（胜利油田 技术监督处综合科，山东 东营 257237）

能源监测发现问题、查找节能潜力，是促进能源科学管理、加大节能技术改造力度的重要基础工作之一。检测是依据有关国家、行业、地方和企业检测标准对生产工艺设备进行的技术测试和诊断；监督属于行政执法范畴，重点是检验检查国家法律、法规和标准的执行情况以及生产工艺设备运行效率是否符合有关标准要求。由于油田本身属于企业性质，一直通过采用模拟执法来加强油田内部节能管理，但力度不够，同时在检测、分析、诊断、问题整改、再复测等方面，由于受多方面因素影响，存在着脱节和不协调现象。因此，在检测结果处理及问题整改和跟踪上，还有很多工作有待进一步深化。

2010年胜利油田推出了精细管理，其目的就是通过开展一系列活动，进一步提升企业管理能力，提高油田总体管理水平，降低油田运行成本，提高企业经济效益，这与节能降耗目标相一致。

1 建立监测整改一体化管理模式

胜利油田在广泛充分调研基础上，提出了节能监测整改一体化工作流程和框架，形成了一个通过检测“眼睛”发现问题→对问题进行整改→复测核实整改效果的循环过程。

2 确定主要能耗系统能耗节点关键要素

油田主要能耗系统中，影响系统总体效率的因素很多，例如：从图1潜油电泵节点分布图中，可以看出影响电泵总体效率的主要节点就有8个，这些节点对总体效率的贡献率大小不一，提升潜力大小也不一，因而制订整改措施，必须进行全面、具体的分析，看有无可行措施、有无改造潜力，要抓主要和关键因素等。

图1 潜油电泵节点分布图

从潜油电泵各要素中，也可以看出离心泵的效率是影响能效提升的关键要素之一，因此实施节能改造，首先要考虑泵的问题，解决泵的优化和匹配。胜利油田采油厂通过对多口电泵井进行排量、扬程优化匹配，确保泵运行在高效区，改造后系统效率平均提高了6个百分点，平均单井日节电104 kWh。同样，按照上述思路，确定油田主要耗能系统的技改关键因素。如：机采系统关键要素分布见图2，集输系统关键要素分布见图3。

3 制定潜力对照表及技术标准

图2 机采系统关键要素分布图

图3 集输系统关键要素分布图

表1 油田主要耗能系统节点目标潜力对照表

关于油田行业有关能源利用效率指标，国家和石化行业有关节能标准和规范都做了许多明确规定，但这些指标水平由于适用范围广，大都属于最低水平限定值，与胜利油田实际水平比低不少，比如：SY/6275—2007《油田生产系统节能监测规范》要求稀油井系统效率不低于18%，而实际油田平均水平为27.4%，平均高出9.4个百分点。为了制订油田赶超目标，组织有关专家在对油田近年大量实际检测资料进行统计分析和对国内外有关文献检索的基础上，按照节点分析方法制订了油田主要耗能系统节点目标潜力对照表（见表1）。

同时，结合油田实际，从技术规范和指标要求角度，陆续制订了《油井用电动机及减速技术选择规范》、《油田用电动机修复技术要求》等10项油田标准。

4 制订跟踪监测计划

为落实节能监测整改一体化方案，2010年油田节能主管部门制订了跟踪监测计划。油田层面重点对2009年监测发现的注、采、输不合格设备进行复测，摸清各单位整改情况和整改效果，共计划测试不合格机采井430井次，注水泵机组46台，集输泵机组36台，锅炉50台，加热炉51台。同时，要求各重点用能单位要依据自身实际情况，按照有关监（检）测规范要求，认真做好重点耗能设备运行效率日常测试工作，抽油机月测试比例应不低于15%，注水泵机组、输油泵机组、锅炉、加热炉季测试比例应不低于100%。各单位检测机构及时对检测数据进行分析评价，对效率低、存在问题突出的设备要制订整改方案并尽快实施整改。目前，从油田层面对部分监测数据进行分析处理的结果看，各单位对监测工作的重视程度和问题整改情况比2009年有了明显提高，系统效率指标合格率上升3.2%，平均系统效率提高了4.8个百分点。

5 利用合同能源管理模式

胜利油田能源监测站全面负责胜利油田的能源利用监测工作。该站拥有英国KM9106E燃烧效率测试仪、美国PT878超声波流量计等先进仪器设备70余台件，先后通过了相关部门节能监测认证和山东省能源审计认证。 为充分发挥其技术和资源优势，参照国际合同能源管理模式，并按照《胜利油田节能技术改造项目市场化运作管理办法》，油田能源监测站在河口采油厂开展了“节能监测诊断→发现问题→提供技术改造服务”的试点。

通过2009年油田监测，发现河口采油厂大北三线和大北四线2条供电线路所带负荷效率过低，其中大北三线所带80口生产油井平均系统效率为24.05%。该线路所用S7型变压器共40台，这是国家已明令淘汰的耗能产品，其损耗比S11型至少高出35.6%。该线路还有5个柱塞泵站，泵站变压器存在着额定容量大、效率低、型号老化等问题。变压器负载率为20.93%，变压器偏离高效运行区，导致效率下降，损耗增加，容量费支出大。80口抽油机井控制柜分为普通控制柜和具有电容补偿的控制柜2类。具有电容补偿的控制柜共16台，补偿后电动机平均功率因数为0.410 8，补偿效果不理想。其中一台永磁电动机加装了电容补偿，其功率因数仅为0.735。

大北四线所带26口生产油井平均系统效率为15.92%。该线路抽油机井的变压器主要为S7型，共14台，占总数的68.42%，另外50%的油井电压波动范围超过±7%（国家标准）。现用变压器档位少，导致供电质量低，变压器和电动机损耗增大。该线路还有1个注水站和2台潜油电泵，站内变压器负载率较高，但依旧存在着额定容量较大、效率低、型号老化等问题。另外潜油电泵所用变压器型号为S7、SRS8型，设备老化需及时更换。其抽油机所配电动机额定功率在37 kW以上，共16台，电动机空载损耗偏大，其中一台永磁电动机，功率因数仅为0.484，主要原因是没有配备与永磁电动机配套的变压器。20台电动机平均功率因数为0.350 7，增加了线路损耗和自身损耗，而且，电动机极数较少。

根据现场监测发现的上述问题，油田能源监测站与河口采油厂签订了整改合同，河口采油厂从实际节约的能源费用中，向能源监测站支付改造投入。改造后，通过跟踪测试，大北三线抽油机电动机额定功率下降29.14%，线路变压器总额定容量下降54.95%，综合节电效果为14.9%；大北四线抽油机电动机装机功率下降45.7%，线路变压器总额定容量下降57.49%，线路出口综合节电率为19.5%。2条线路改造后年节约电费和容量费共计216.1万元，投资回收期为1.8年。该项目2010年5月份通过了节能验收。