大港小集“双高”油田节能技术的集成应用

项勇姬瑞梁晓亮许明飞蒋华

（1.大港油田采油工艺研究院；2.大港油田企管法规处；3.大港油田滩海开发公司）

大港小集“双高”油田节能技术的集成应用

项勇1姬瑞2梁晓亮1许明飞1蒋华3

（1.大港油田采油工艺研究院；2.大港油田企管法规处；3.大港油田滩海开发公司）

针对大港小集油田的开发能耗现状及现存工艺的不足、设施老化腐蚀严重、运行能耗高、系统维护成本高等问题，根据采油、集输、掺水、注水、供配电等系统各环节的不同情况，通过小功率电泵电机技术、复式永磁电机节能型抽油机、注水井智能调控、泵到泵输送、管道射流除垢、油井软件计量技术、单管常温输送、节能变压器、节能控制柜一系列新工艺、新技术、新设备、新材料的集成应用，有效降低了“双高”油田的系统能耗。通过以上节能技术的集成应用，小集油田的综合能耗大幅降低，项目实施后预计年节电4 1 3.8×1 04k W h，降低原油损失1 0 4.3 t。节能改造后单位综合能耗比改造前减少了1 5 3 0.0 t标准煤，降低了8.5%。

机采 集输 注水 供配电 节能降耗

引言

小集油田是典型的断块油田，油田区块零散，各区块、各油层原油物性差异较大。目前，小集油田经过40多年的开发，综合含水高达8 8.2%，已经进入高含水开发后期，地面工艺适应性差，生产设施腐蚀老化严重，系统能耗和生产成本逐年攀升，油田开发和生产经营受到了严峻挑战。

小集油田注水、集输、机采等主要生产设备141台，装机总功率17176k W，其中：注水泵34台，总装机功率5 58 0k W，2009年注水耗电2331.8×104k W h，注水单耗平均为9.18k W h/m3，系统效率为52.1%；输油、掺水泵10台，总装机功率579 k W，其中，掺水系统2009年生产累计耗电量75.3×104k W h；各种加热炉5台，总装机功率6 060 k W，集输系统2009年生产累计耗气量约3.8 4×104m3（标况），掺水单耗平均为2.33k W h/m3；抽油机48台，总装机功率2115 k W，电泵44台，总装机功率2 8 42 k W，2009年机采耗电2 796.3×104k W h，机采产液单耗为14.9k W h/m3，系统平均效率为29%。2009年小集油田共消耗各种能源18000t标准煤，能源消耗以电力、天然气为主。

1 小集油田存在的主要问题

随着油田进入高含水开发期，油井的产液性质发生了较大改变，而油田依然沿用开发初期（低含水期）的双管掺水、单管加热集油工艺和生产方式，不能适应油田高含水开发期生产需要，地面系统存在着高成本、高能耗、腐蚀老化严重、安全环保隐患大等问题，给油田生产经营、安全环保和可持续发展带来了严重挑战。地面系统存在的问题主要表现在以下几方面：

1）机采系统配套不合理，生产载荷大、周期短、能耗高。小集油田属于稠油油田，油井具有原油物性差、液面深等特点，地层日产液量低于10m3的抽油机井23口，平均单井日产液5.44 m3，平均日产油2.7t，平均泵效27.5%。泵挂深（2140.3m）造成生产载荷大，平均能耗高达311 k W h/d。同时，电泵井电机功率偏高，能耗相对较高。

2）地面系统复杂庞大，能耗高。地面布局采用三级布站方式，布站级数多，单井工艺流程长，并且油井采用双管掺水集输流程，地面系统复杂庞大，造成了系统效率低、能耗高、运行成本高。特别是采用双管掺热水集油工艺，掺水系统年掺水量36.5×104m3，年耗电75.3×104k W h。

3）集输系统设施腐蚀老化严重，系统安全、环保隐患大。小集油田经过40多年的开发，地处农田、村庄，地面系统主要设备及管网经过多年的运行已进入更新维护高峰期，同时，由于地面系统运行时间长，油井产出液中污水矿化度高，且含有H2S等，已建地面系统腐蚀老化、结垢严重，管道每月平均漏失率高达0.3次/k m，严重影响油井的正常生产。

4）注水系统庞大、输送环节多，能耗损失严重。小集油田注水系统采用注水泵站—配水间—注水单井的布站模式，由于输送过程中流程长、环节多，存在配水间节流、长距离管道摩阻较大等问题。同时，由于该油田污水矿化度较高，管网普遍存在结垢现象。据统计，该油田结垢比较严重的注水管道有17条14.7k m，这些结垢的注水管道实际管损达到了2.2M Pa，是正常管损的11倍，使注水站泵压平均上升了2.0M Pa，每年多耗电量92.0×104k W h。

5）电力系统设备老化，线径不合理，导致损耗大，不利于安全经济运行。小集油田电力线路目前有9个生产线路分支运行时间长，线路上的导线、绝缘子、跌落熔断器、避雷器、开关等老化严重，故障停电次数每年持续增长，多次发生停电故障，严重影响了该地区的油井生产；且因导线线径细，线路接点处虚接氧化严重，导致损耗大，不利于安全经济运行。共有S7及以下非节能型变压器44台，其中抽油机用非节能型14台，电泵井用非节能型30台。

2 节能技术在小集油田中的应用

技术方案：规模推广成熟的节能新工艺、新技术、新设备、新材料，降低小集油田的系统能耗，节约成本，提高油田的整体开发效益。

1）机采系统：应用小功率电泵电动机技术、复式永磁电动机节能型抽油机，降低机采系统的能耗。

2）供注水系统：应用注水井智能调控、泵到泵输送、管道射流除垢等技术，优化简化供注水工艺。

3）集输系统：应用软件计量技术、单管常温输送、一体化就地切水回掺等技术，优化简化集油工艺。

4）电力系统：应用ETA P软件的潮流计算实施供配电线路改造、配套节能变压器、节能控制柜，改善供配电系统的运行状况，降低系统能耗。

2.1 降低机采系统能耗

2.1.1 小功率电泵电动机节能技术

针对电泵机组能耗高的问题，为了充分利用电动机的额定负载能力，减少功率损耗，研发了37.5 k W h低功率节能电泵，主要是对电泵叶轮加工技术进行改进：

1）叶导轮宽流道设计及优化泵型：由于黏度的影响会使泵的效率降低是离心泵的固有特性，作为弥补，宽流道设计是较好的选择。

2）叶导轮水利角度的优化改进：可在相同排量的条件下，提高扬程，降低单级叶轮功率消耗，客观上表现为摩擦阻力的减小。

技术改进使单片叶轮的扬程由5 m提高到6.3 m，在满足扬程要求的前提下，具有单节潜油电动机长度缩短（2～5 m）、配套电动机功率减小（37.5 k W）、电动机外径缩小（116mm、118mm降至107mm、114 mm）等优点。同时小功率电动机的额定电流较低，电动机运行电流低，电缆电流也随之下降，可适当减小电缆截面积，既能保证机组的长期安全运行，又可以降低电缆采购成本。

2.1.2 复式永磁电动机抽油机

该抽油机应用了稀土永磁同步电动机的尖端技术，及永磁同步电动机专用变频控制装置,甩掉了传统游梁式抽油机的减速、换向等复杂的机械系统，冲速降低为1~3min-1，冲程可达到7m以上（在规定范围内冲程、冲速无级可调），具有结构简单、提效增液、易操作、免维护、高效节能等良好性能。

2.2 降低供注水系统的能耗

2.2.1 注水井智能控制技术

注水井智能控制技术是在注水井井口进行信息采集、数据计算、自动控制一体化的技术研究，注水井上的工作参数通过无线G PRS通信方式将其传送到数据处理点（中心监控室）。数据处理点对采集点传送的数据，通过单井工况监测、液量自动计量及分析优化软件，实现实时生产井数据管理、注水井工况诊断、注水井工况宏观管理与评价决策。实现了注水井就地自动控制和远程调控，日注水流量控制在日配注量±3%以内。通过该技术的应用，对现有的注水工艺进行优化简化，注水系统采用了注水站→配水间→水井的二级布站工艺，简化优化后，采用了注水泵站→注水井的工艺模式，取消了配水间，注水系统管网大幅缩减，平均减少了41%。

2.2.2 管道射流除垢技术

管道射流除垢技术是以水为介质，通过专用设备系统使水生产多束、多角度、强度各异的高压水射流，对被清洗设备内结垢和附着物以及堵塞物进行彻底的切削、破碎、挤压、冲刷，达到完全清洗的目的。油田注水系统输送的介质为地层采出的污水，矿化度较高，造成注水管道结垢严重，管道内径缩小、输送摩阻增大、输送能力下降，从而增加了注水泵站的外输压力，造成电能的浪费。

针对小集油田注水管道垢质坚硬、通径狭小的困难，试验推广“射流除垢”工艺，有效地解决了水质的二次污染问题，除垢管道平均压损由除垢前的1.9M Pa降至0.5 M Pa，消除了污水在输送过程中的二次污染。

2.2.3 泵到泵输送工艺

针对供水工艺流程环节较多、流程长、能耗高，存在二次污染等问题，大港油田优化形成了泵到泵供水工艺技术，取消了接收水罐、喂水泵工艺，缩短了供水工艺流程。

2.3 集成应用集输系统优化简化配套技术，实现节能降耗

2.3.1 油井生产信息采集与处理技术

长期以来，油井计量方式决定了地面集油系统的工艺流程和井站布局形式，大港油田一直沿用传统的分离器量油技术，这就决定了地面集输系统的三级布站模式，要实现地面工艺的优化简化，撤消计量站、配水站，解决油水井的计量是关键。为此，大港油田通过多年的技术攻关与现场试验，在抽油机井、螺杆泵井、电泵井和自喷井的在线远传计量方面获得了突破。同时，在解决注水井的井口计量问题上也获得了成功，解决了系统优化简化的瓶颈技术，为撤消计量站奠定了基础。

1）抽油机井生产信息采集与处理技术

抽油机井生产信息采集与处理技术主要是依据抽油机深井泵工作状态与油井产液量变化关系，即把有杆泵抽油系统视为一个复杂的振动系统，该系统在一定的边界条件和一定的初始条件（如周期条件）下，对外部激励（地面功图）产生影响（泵功图）。然后对此泵功图进行分析，确定泵的有效冲程、泵漏失、充满程度、气影响等，计算泵排量，进而求出地面折算有效排量[1]。

通过对功图法量油技术的计算模型和现场56口试验井进行对照分析，发现功图计算公式中的边界条件将直接影响软件计量误差，对其进行了改进和完善，充分考虑有效冲程、泵漏失、冲满程度、气体影响、原油物性、井身结构、泵挂深度等因素，现场试验的计量相对误差达到了10%以内。

2）电泵井生产信息采集与处理技术

在利用功图法计量的平台上，采用压差法进行液量计算，解决了电泵井在线计量的瓶颈问题。主要是根据动态参数：嘴前压力P1（油压）、嘴后压力P2（回压），三相电流I1、I2、I3，电压U和功率因数cosφ；静态参数：油嘴直径d、生产气液比Rs；利用多相流油嘴节流模型，电泵、电缆能耗模型，配合举升数学模型加以修正和拟合，计算出电泵井的混合流体流量，再用流量标定系数k计算得到电泵井井口折算体积流量。在10口电泵井上进行的现场试验取得了成功，现场试验表明，其误差在5%以内，达到了现场生产的计量精度要求。

3）螺杆泵井生产信息采集与处理技术

在开展螺杆泵井的远传在线计量技术研究时，国内外也没有可借鉴的成熟技术，通过采用容积法计量技术成功解决了这一技术瓶颈，从而扫清了油井计量问题的最后一个障碍。主要是根据动态参数：转速S，三相电流I1、I2、I3，电压U，功率因素cosφ，扭矩M，载荷P；静态参数：生产气液比Rs；利用力学计算数学模型和功耗计算数学模型拟合，计算出螺杆泵井的地面标准状况下的产液量。在西一转的2口螺杆泵井上进行了试验，试验表明其计量误差在5%以内，达到了现场计量的技术指标要求。

4）油井生产信息采集与处理系统的功能拓展

针对油井生产信息采集与处理系统功能的单一性，为了方便油井生产动态分析和油井的实时监控，在该系统平台上又拓展了新型单井远程在线计量系统的功能，并与油田现有网络平台对接，实现数据资源共享。远程计量软件功能拓展后，通过客户端平台，实现了油井的远程生产参数（电压、电流、功率、电量、载荷、冲速、冲程、井口压力、开停井时间）的监控、查询、检索、统计、分析以及故障报警等，形成了较为完整的在线远程计量信息系统管理平台。

通过该技术的应用，集油系统突破了传统的布站模式，取消了计量站，减少了一级布站，优化了地面布局，采用一级、一级半或二级布站，达到了简化集输工艺流程、降低工程改造投资以及减少土地占用量的目的。

2.3.2 油井单管常温输送技术

单管常温集输技术就是利用油井自身的能量和温度，通过应用特殊管材、加药降黏，采用串接、T接、树状、环状工艺流程，以及通过延伸集输干线缩短单井管道长度，来实现油井在常温[2]不加热的情况下保证油井正常集输的一项工艺技术。结合流变性研究，通过对单井含水油流变性分析及单井集输界限的优化研究，掌握了高凝中低黏、高凝高黏、高凝稠油、低凝稠油以及低凝高黏、低凝中低黏原油的流动特性，确定了油田各类典型井实施停掺不加热集输技术界限，为现场实施集输系统工艺优化简化提供了科学依据。

2.4 配套节能变压器、节能控制柜降低电力系统损耗

2.4.1 电力线路经济运行及基于E T A P软件的潮流计算

电力线路上的电阻要消耗电能，线路截面越大，线路电阻越小，消耗的电能也就越小，但线路的投资会增加，因此要综合考虑经济效益，确定合理的经济电流密度。通过潮流计算，找出所有线路的电流密度，对达不到经济电流密度的线路通过增大截面积、调整负荷、无功补偿等措施，使线路达到经济运行水平。通过ETA P电力分析软件可以为判断、分析变压器、电力线路的经济运行、无功补偿的优化配置提供依据，在目前线路投资和电价水平下，经济电流密度范围确定为（0.3~0.6）A/mm2。

2.4.2 电力变压器经济运行

S11型变压器是新型的节能变压器，是目前国内经济技术指标先进的油浸式变压嚣。它与同容量的S7型变压器相比，具有空载损耗少、负载损耗小和空载电流百分比小等优点，是目前应用较为广泛、技术成熟的节能变压器，主要表现在：其空载损耗和负载损耗相比SJ、SL型变压器大大降低，经济负载系数也有所下降，S11系列变压器是目前油田在用变压器中最节能的变压器，其空载损耗比SJ下降60%以上，负载损耗比SJ下降30%左右；S11系列变压器为免维护产品，日常维护费用大大降低。

2.4.3 节能型标准化控制柜

地面系统优化简化实施后，每口油井需要增加1台计量远传柜，而小集油田原有的油井统一安装了1台专用电力计量柜，加上原来的抽油机启动柜，每口油井需配备3台柜子。出于防盗的需要，这3台柜子都需要装到固定的石板房中，为此不仅造成石板房中空间狭小、拥挤，无法正常检查和维修，而且计量、保护用元器件重复，电缆加长，自身损耗也非常大。鉴于这种情况，大港油田开发研制了集以上3种柜子功能为一体的多功能标准化控制柜，不仅解决了石板房内空间狭小问题，而且由于元器件经过简化和优化，自身损耗也减少。同时该多功能启动柜根据电力计量结果内置了低压补偿电容，达到了节能的目的。根据现场检测，每台控制柜可节电12k W h/d。

3 实施效果

3.1 机采系统

1）通过5口井应用小功率电泵电动机技术，电动机功率从53.8k W下降到37.5 k W，日耗电从5 8 07k W h下降到5 035 k W h，日节电772k W h。年累计节电33.3×104k W h，节约电费24万元（电费按0.72元/k W h计算）。

2）将10台游梁抽油机更换为复式永磁电动机抽油机。日节电479k W h，综合节电率达18.8%，年节电16.8×104k W h，节约电费12.07万元。

3.2 供注水系统

1）应用注水井智能调控技术，对小集油田注水系统进行优化简化，撤销配水间，缩短注水管道，降低管损。项目实施后，各类注水管道总长度减少11.1 k m，总长度减少40%，减少配水间8座，注水管网减小沿程压力损失1.05 M Pa，年减少耗电量8 2.4×104k W h，注水单耗降低0.23k W h/m3，管网效率提高3%，系统效率提高2%，减少工程维护、改造投资48 8.2万元。

2）实施小一污泵到泵改造，将小一污供水泵→小一注1 000m3储水罐→各泵房的工艺简化为喂水泵→注水泵直接供水，年节电37.5×104k W h，节约费用27万元。同时，改造后消除了注水储罐对水质的二次污染，污水的含油与悬浮物指标明显降低。

3）应用管道射流除垢技术，对小集油田30条注水管道（25.3k m）进行除垢，除垢管道平均压损由除垢前的1.9M Pa降至0.5 M Pa，年减少耗电量92×104k W h，同时，降低了污水在输送过程中的二次污染。

3.3 集输系统

1）通过应用油井软件计量技术，对小集油田集输系统优化调整，撤销计量站，缩短集输流程。实施后，单井集油管道缩短11 160m，油井回压平均降低0.05 M Pa；年减少耗电量5.5×104 k W h，节约电费4.0万元，减少工程维护及改造投资549.6万元。

2）通过采用就地切水、就地回掺及油井串接、T接技术后，降低油井井口回压，掺水管道缩短15340m，停运掺水系统管道1 900m，油井掺水量由原8 8 0m3/d降至520m3/d，减少了360m3/d，年节约掺水运行费用8.9万元。关停20k W电加热装置3台，年节约电费43.2×104k W h，节约资金31.1万元。同时，降低了小一联三相分离器处理量，避免小一联掺水系统的循环往复输送，小一联合站年减少加药量3.2t，年节约药剂费3.2万元。

3）采用单管常温输送技术，配套油井串、T接技术，年减少耗电量2.9×104k W h，节约电费2.1万元。

4）管网漏失次数明显降低，减少管网维护及污染赔偿费用12万元。

3.4 电力系统

1）供配电线路改造：对小集油田9条生产分支进行改造，新建6k V分支线路6k m，新建200 k VA箱式变21座，电容台3座。完善5组高压电容器1 500k v a r，18 13线路功率因数由0.8 5提高到0.93，18 17线路功率因数由0.8 7提高到0.92，18 12线路功率因数由0.9提高到0.93，日节电1 000 k W h，年节电36×104k W h。同时解决了分支老化等运行隐患，提高了整体运行安全性和可靠性。

2）配电变压器改造：共计改造变压器44台。日降低空载损耗958 0k W h，年可节电42.2×104k W h，折合电费30.4万元。小集油田所有电力变压器全部更新为节能型变压器，有效地保证了油井的节能与安全运行，减少了变压器损耗与线路损耗。

3）配套节能控制柜：共计安装节能控制柜13台。日节电611 k W h，年节电22×104k W h，折合电费15.9万元；同时，低冲速稠油井在调参、降电量、延周期上取得了较好的效果。

通过以上节能技术的集成应用，小集油田的综合能耗大幅降低。项目实施后预计年节电413.8×104k W h，节约原油损耗104.3t。节能改造后单位综合能耗比改造前减少了1 530.0t标准煤，降低了8.5%。

4 取得的经验与认识

4.1 工艺的优化简化是实现“双高”油田节能降耗的基础

小集油田是典型的“双高”油田，通过小集油田的地面优化简化，地面建设规模大幅度降低，地面管网减少50%以上，撤销了计量站，减停部分掺水，缩短油水管网和工艺流程，这不仅降低了生产运行成本和系统运行维护费用，而且节约了工程建设投资，节能降耗效果显著。

4.2 集成应用新工艺、新技术、新设备、新材料是节能降耗的关键

工艺的不适应、设备的老化是造成小集油田运行能耗高的主要因素，解决问题的关键是要充分依靠技术的进步，集成应用发挥新工艺、新技术、新设备、新材料的节能降耗作用，从而大幅度降低油田的能耗。

4.3 整体规划、统筹兼顾是提高节能降耗效果的有效举措

节能降耗是涉及多系统、多环节的庞大工程，要从油田“高产稳产”向“清洁、节能、可持续”转变，做到油田生产当前与长远相结合，地上与地下相结合，技术与管理相结合。油气生产过程包括采油、供注水、集输、处理、供配电等，涵盖油藏工程、采油工程、地面工程，要实现油田的高效低耗生产，重点是要优化生产工艺，加强过程控制，实现整体优化。油藏工程系统在控制无效低效注采循环的同时，要兼顾地面系统的优化简化和机采系统提高举升效率的需要；采油工程系统在提高机采效率过程中，要服从油藏系统控液挖潜的需要；地面工程系统在控制设施规模、提高运行效率的过程中，要充分考虑其他两个系统的承受能力，统筹兼顾，实现整个油田的高效低耗生产。

[1]史明义,项勇,邹晓燕,等.功图法量油技术在大港油田的研究与应用[J],石油规划设计,2 0 0 6(3):9-1 2.

[2]项勇.大港油田地面工艺优化简化技术研究与应用[C]//钻采工程技术论文集,北京:中国石油大学出版社:2 0 0 9:5 6 3-5 7 1.

10.3969/j.issn.2095-1493.2012.06.006

2012-04-12）

项勇，1990年毕业于中国石油大学，高级工程师，现任大港油田公司采油工艺研究院副总工程师，主要从事地面工程方案及地面工艺技术配套研究工作，E-mail：x i a n g y o n g@p e t r o c h i n a.com.c n，地址：天津大港油田采油工艺研究院，30028 0。