能效对标管理模式在老君庙油田节能中的应用

郭炜，宋学军，肖雪，林燕

中国石油玉门油田分公司老君庙采油厂（甘肃酒泉735200）

能效对标管理模式在老君庙油田节能中的应用

郭炜，宋学军，肖雪，林燕

中国石油玉门油田分公司老君庙采油厂（甘肃酒泉735200）

介绍了老君庙油田机采系统能效现状，对照中国石油股份公司能效对标管理相关要求及指标体系，分析了本油田与能效对标管理最佳水平的差距、差异的原因。借鉴其他油田的经验，采取相应设备更新及节能技术措施：优化设计井次，更换电机、更换节能控制柜及优化管杆泵配置，完成了对556口抽油机井的系统效率测试、建立网络版应用数据库、出具预测评价报告和能耗最低优化设计方案，并建立“抽油机节能潜力评价与设计管理系统”平台，同时对技术人员进行对标管理系统操作及使用培训。结果表明，通过机采节能技术改造，节能效果明显，各项节能指标均有所提高。

能效对标；机采改造；对标管理

老君庙油田开发始于1939年，是中国石油玉门油田的前身，油田含油面积23.7 km2，地质储量6 296×104t，可采储量2 705.6×104t。目前开油井920口，日产液量2 950m3，日产油量450t，年产能力16.43×104t，综合含水80%。至今已开发76年的老君庙油田，由于设备日趋老化、高耗低效设备占有相当的比例、地面设备运行负荷率严重失衡等诸多不利因素，油田能耗居高不下。油田坚持“走出去、请进来”的原则，借鉴先进的经验和方法，通过能效对标，充分认识到与先进石油企业在节能实践中存在着差距[1]。为了充分挖掘节能潜力，提高企业能耗利用效率，应用对标管理模式积极开展能源管理绩效评价和节能挖潜工作，在机械采油系统方面取得一定程度的进展。2010年对作业区191口井积极开展油田机采系统状况调查，对机采现状进行评价，探索提高机采系统效率的技术路线和优化措施，推进能效水平对标达标。

1 能效现状

1.1 抽油机现状

老君庙油田现有油井1 012口，抽油机井993口，98%为机采井。在993口机采井所配置的抽油机中，20世纪70年代以前生产的CKH、TC-5A、SL-1、BJ2等老旧系列抽油机有430台，占抽油机总数的43.3%；2000年以后配置的CYJQ系列新型节能抽油机只有162台，占抽油机总数的16.3%；其余的是20世纪80年代前后生产的CYJ淘汰系列抽油机。

1.2 电动机现状

油田所用电动机种类繁多，共计有7个系列，其中4个系列554台电动机属于国家淘汰电动机，占比55.8%。

1.3 油井控制器现状

所用油井控制器中，73.31%属于自制开关柜，工频硬性启动，对电网冲击大，安全保护性能较差（表1）。

表1 开关柜类型统计

1.4 机采系统主要指标

2008年受中国石油股份公司委托，节能监测中心对玉门油田740口抽油机井进行检测和评价（表2、表3），其中老君庙油田作业区595口。结果显示老君庙作业区抽油机合格率仅1.85%，系统效率9.88%，合格率18.99%；平衡度合格率56.47%；功率因数0.34，合格率26.22%；产液单耗37.33 kW·h/t。

综上所述，进行节能改造不仅是提高油田生产管理水平的需要，更是油田降本控费高效开发的需要。应用节能新技术，改造老旧设备，缓解机、井矛盾，节能降耗，满足油田低耗持续稳定发展，迫在眉睫。

表2 玉门油田机采指标情况汇总表

表3 抽油机井节能监测项目与指标

2 对标管理

老君庙油田第一批191口井的改造工作于2012年4月顺利完成，开展了智能间抽[1]先导试验13井次；抽油机系统效率测试与评价300井次，优化设计150井次；购置机采系统优化设计软件和预测评价网络版软件平台各1套（7个用户端）；50台CKH5-1.8-12HF常规游梁式抽油机改造为下偏梁杠铃式抽油机；将76台JO、JO2及JHO系列电动机更换为Y2系列电机，加工更换皮带轮；更换节能控制柜111台；优化管杆泵配置。针对其中150口节能潜力较大的井进行对比分析（表4、表5），找出制约机采水平提升的技术难题和管理瓶颈。

2.1 功率因数（限定值≥0.40）

3个采油工区均超过0.40的节能限定值，其中采油四工区27口改造井功率因数达0.64；按区块对比，顶部区最高达0.70，无功补偿效果最佳，但中区及夹片区未达标，下步的优化改造中应针对以上两未达标区域安装无功补偿柜。

2.2 平衡度（限定值80%≤L≤110%）

3个工区平衡度指标均不达标，其中采油二工区平衡度最差；按区块对比，除下盘区一口井外，其他各区块平衡度情况类似。工区应定期对机采井进行测试，对平衡度较差的抽油机及时调整，延长抽油机、电机使用寿命，确保机采系统经济运行。

2.3 系统效率（限定值≥12.86%）

采油四工区功率因素达13.55%，超限定值，采油一工区、采油二工区不合格；按区块对比，西区最高达19.31%、东区、夹片区也超过限定值，南西区最差仅为1.58%。以上数据说明工区部分机采井优化参数不合理，机采优化的时效性差，应根据机采井生成情况及时调整运行参数，降低能耗，达到优化运行的目的；或者合理调整抽油机运行时间，目前在采油一工区优选21口单井液量低的机采井进行无极间开试验，探索适合作业区实际情况的机采优化新思路。

表4 工区对比

表5 区块对比

3 开展对标管理

老君庙油田在机采系统改造中引入对标管理理念和开展对标管理工作已经6年，通过开展对标管理工作，能耗指标、综合能耗、耗电量、机采系统效率等指标均有所改变。全面完成机采节能技术改造，开展抽油机井能效对标管理，其做法和目标如下。

1）开展节能潜力预测，通过测试评价了解机采能耗现状水平和节能增效潜力，为优化决策提供依据。根据“能耗最低机采系统设计方法”设计优化[2]，机采改造地面优化配套设备共购置安装抽油机节能控制柜191台（包括变频器、智能控制柜、电容补偿柜）。其中安装变频器的抽油机井105口，安装电容补偿柜的抽油机井66台，安装智能开关柜的抽油机井20台，更换电动机的抽油机井76台，改造抽油机50台，井下管杆泵组合参数优化13井次，项目组成员、油田监测中心技术人员及外协单位技术人员全面进行测试评价。

2）建立评价考核新方法。采用抽油机输入功率计算理论及其评价技术确定各单井机采能耗最低指标（最佳系统效率指标）和吨液单耗指标，建立以最低能耗达标率（最佳系统效率实现率）为目标的评价考核管理方法；建立节能激励机制;建立部室、工区节能考核办法，实行节约奖励，浪费处罚的具有可操作性的规定，做好制度节能[3]。

3）实施能效量化管理，依据所预测的节能增效潜力，全面开展机采系统优化对标设计，实施机采系统能耗最低和吨液单耗量化管理[4]；完善能源计量器具配备。再次清理能耗计量器具配备率，确保100%配备到位；实施基本用能单元和重点能耗设备的能耗定额管理。将设备运转时间、运转状态和能耗有机结合起来，确保指标的可执行性。

4）建立“远程能耗和动态信息监测系统与终端管理系统”，达到各油井能耗、油井动态、作功状况等信息时时检测和终端监控管理信息化[5]；建立“抽油机井评价与设计管理系统”，在线评价油井节能潜力，比较管理水平，检查、监督《能耗最低机采系统设计软件》使用情况和设计参数落实情况。

5）加强节能统计和节能基础资料管理。绘制完善能源统计体系图，规范耗能、用水原始记录，修改完善最新的用能设备基础台帐，重点记录好新增和更换的用能设备的名称、规格型号、技术参数、生产厂家、出厂日期等信息。加强节能意识的培养和节能知识的培训：利用各种渠道和手段，充分宣传节能理念，做好节能知识尤其是现场可控因素的培训，使其具备可操作性。

6）延长油井检泵周期，通过降低油井杆速，减少机械磨损，从而延长油井检泵周期。

4 能效对标实施情况及效果

4.1 安装节能控制柜的191口井总体节能效果

从表6可以看出，优化前后产液量基本未发生变化，符合产液量优化前后基本不变的优化设计要求；优化前功率因数0.335(不合格)至优化后的0.556(合格)，达到优化设计目标；平均系统效率较优化前上升了3.25%，系统效率有所提高，符合提高系统效率的优化设计思想；优化后吨液百米耗电平均单耗下降了2.32kW·h，实现了平均单耗降低的优化设计目标；平均有功节电率27.78%，平均无功节电率61.26%，平均综合节电率31.27%；优化前平均系统实现率为42.58%，优化后平均系统实现率为82.49%，最大程度上挖掘了油井的节能潜力。基本实现了优化设计目标，达到了节能降耗的目的。

4.2 更换电动机的抽油机井节能效果

从表7可以看出，优化后产液量有所提高，平均系统效率较优化前上升了5.91%，系统效率有所提高，符合提高系统效率的优化设计思想；优化后吨液百米平均单耗下降了3.72kW·h，实现了平均单耗降低的优化设计目标；平均有功节电率44.2%，平均无功节电率12.4%，平均综合节电率42.0%，最大程度上挖掘了油井的节能潜力。

表6 191台开关柜效果评价

4.3 井下管杆泵参数组合优化效果

井下管杆泵组合参数优化效果评价见表8.

4.4 抽油机改造井节能效果

抽油机改造效果评价见表9。

4.5 经济效益评价

老君庙机采节能技术改造项目组对老君庙油田具有代表性的191口抽油机井实施机采系统节能技术改造，并按照节能改造方法分类进行了节能效果测试评价，都有一定的节能效果。根据测试结果计算，191口井年可节电70.27×104万kW·h，年节约电费35.14万元；平均单井线损降低0.18kW，可节电30.1×104万kW·h，年节约电费15.1万元，合计年节约电费50.24万元。另外，平均冲次降低1.58次/min，可减少设备磨损和延长检泵周期，经统计平均单井延长检泵周期0.46倍，若单井年检泵费用按16 000元计算，平均单井年可节约检泵费用7 360元，191口井年可节约检泵费用140.6万元。

表7 电机效果评价

表8 井下管杆泵组合参数优化效果评价

表9 抽油机改造效果评价

5 结束语

通过第一批井的实施，机采系统改造的技术方法、业务流程、改造内容已逐渐趋于成熟。为了建立机采管理长效机制，老君庙油田已经编制了剩余井的机采节能改造方案，决定按照优化内容和相关流程，将机采系统优化工作分配至相关部门，按照业务流程有机结合，制定作业区相关指标，定期对机采系统进行资料录取、生产参数评价优化、设备参数评价优化，并组织现场实施，分头把关，严格管理制度，逐步建立机采系统管理长效机制，不断提高老君庙机采系统效率。开展能效对标管理工作，与国内先进石油企业、先进技术的能效指标进行对比分析，确定标杆，通过信息化管理和先进的技术措施，达到效率最佳的标杆水平。实施能效对标管理对于充分挖掘机采系统节能潜力，提升节能水平，提高能源利用效率，确保实现“十三五”节能目标，具有十分重要的意义。

[1]朱立志.智能间抽装置应用及效果分析[J].化学工程与装备，2013（2）：47-50.

[2]张伟，范登洲.提高抽油机井系统效率措施研究[J].石油工业技术监督，2004,20（5）∶16-17.

[3]李晓东.中国油气田企业采油过程节能降耗绩效评价研究[D].北京：中国地质大学（北京），2009.

[4]周超,徐兴平,孙耀国.抽油机井系统效率分析及提高对策[J].石油矿场机械，2009,38（1）：17-21.

[5]李建军,范力,郝洪峰,等.油田开发精益化增效管理[J],石油科技论坛,2011,30(3)：41-45.

The energy efficiency status of the mechanical production systems of Laojunmiao Oilfield is introduced,the gap between the energy efficiency level of the oilfield and the best level of benchmarking management is analyzed according to the requirements and the index system of CNPC energy efficiency benchmarking management,and look for the reasons causing the gap.Learning from other fields of experience,some equipment are updated,and some energy saving measures are taken.Replace motor and energy-saving control cabi⁃net,and optimize the combination of casing,sucker rod and oil pump;finish the efficiency test of the mechanical pumping systems of 556 oil wells,establish a network version application database,issue forecast evaluation reports and design the pumping unit system with minimum energy consumption;establish the"pumping unit energy-saving potential evaluation and design management system”; carry out the training of technical personnel on the use of benchmarking management system.The energy-saving technology transforma⁃tion of the mechanical pumping systems has obvious energy saving effect,and all the energy saving indexes are improved.

energy efficiency benchmarking;improvement of mechanical oil production system;benchmarking management

王梅

2015-12-14

郭炜（1985-），男，主要从事油田生产运行管理、注采节能管理工作。