基层管理站队使用的油田生产能效评价指标体系

安家荣 马明桃 张娇（中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院）

1 油田生产能能效评价指标现况及问题

近年来，油田生产在不断推广应用节能技术的基础上，越来越重视能效评价工作。通过对生产用能各个环节更深入、更全面地用能分析，实现更深层次的节能挖潜，为油田生产提高节能投资收益、制定科学的运行方案、提高能源利用效率及油田开发效益提供技术支撑[1-2]。

“十二五”以来，各大油田公司对能效评价及能效对标工作进行了深入研究，并在油田生产节能管理中构建了一定的能效评价指标体系。但由于油田开发方式、地面工艺、管理模式、能源消耗结构，以及油田节能工作越来越趋于精细化管理等因素的制约[3]，当前已有的能效评价指标体系存在许多不足。

1）现有的指标多为针对油田公司或采油厂设置的宏观综合指标，如普遍应用的单位油田液量生产综合能耗、单位油田油气生产电耗等。由于各油田开发生产的复杂性及多样性，这些指标存在较大差异，如某高含水油田单位油田液量生产综合能耗为7.0kg/t（千克标煤每吨），某低渗透油田单位油田液量生产综合能耗为44kg/t，而仅仅从以上两个数据的对比，无法进行合理判断，也无法直观地分析并制定相应的节能措施。

2）能效指标设置与采油厂能效管理单元契合度较差，基层管理工作者作为直接的操作层，在解读指标及利用指标方面有明显缺失。如转油站作为直接的耗能单元，管理者及操作者在能效指标方面无对应的指标。若采用单位液量生产综合能耗、单位油田油气生产电耗等指标，转油站需要从注水站、采油队获取生产耗电量。另外，这些指标的分析对于转油站节能无指导意义，这些问题在一定程度上制约了前线员工开展节能工作的主观能动性。

3）相对于油田生产全过程管理及精细化管理，当前的能效评价指标覆盖面及深度不足。现有的能效评价指标主要是针对油田生产主要耗能系统及主要耗能设备进行综合评价，如机采系统效率、注水单耗、加热炉热效率等；一方面对于脱水站、污水站、原油稳定站等站场耗能指标评价较少，另一方面对于站外系统管网的耗能水平关注度较小。

2 基层管理单元可独立使用的能效评价指标体系

中国石油集团公司节能管理组织结构如图1所示。

构建的指标体系密切结合生产管理现场，针对油田生产各个管理单元，分别设置基层各管理单元可用的能效指标。如各采油队使用机采系统指标，各转油站使用集油系统指标，注水站、原油稳定站、天然气处理厂作为独立的能耗统计管理站场，联合站的脱水岗、污水处理岗作为独立的能耗统计管理岗位均有相应的能效评价指标。做到油田生产基层管理各个单元均有与独立的能耗统计系统相对应，并且各个管理层均可在其管辖站场及范围内使用的能效指标，以支撑油田精细化管理及数据化管理。

图1 中国石油集团公司节能管理组织结构

2.1 机采系统

机采系统能效评价指标的使用者为各个采油队，主要能耗为电力。“十二五”以来，机采系统数字化管理水平逐步提高，部分采油厂实现了机采耗电分队计量和抽油机井单井用电计量。机采系统设综合类指标2个，即机采系统效率及百米吨液耗电；设备类及关键可控环节指标3个，即电动机功率因数、泵效及平衡度。

相比GB/T31453—2015《油田生产系统节能监测规范》[4]增加了百米吨液耗电指标及泵效。油田机采系统常用能效指标为机采系统单耗，该指标只考虑了举升吨液量的机采耗电；而百米吨液耗电指原油在开采过程中把1t液量从井下提升100m所消耗的电能（见Q/SYDQ2013—59《采油工程技术指标计算和统计方法》），该指标在一定程度上缩小了井深对机采能耗的影响。

各采油队可通过对比以上指标，发现机采系统及主要可控环节的用能差距。该指标在大庆油田采油四厂应用，由于该厂各采油队油藏属性、油井深度、油品物性、机采类型基本相同，能效对标可比性较大，相当产液量油井由于管理差异所造成的能耗差距明显；通过能效指标对比，为推动各采油队通过精细化管理提高机采系统用能效率提供了支撑。

2.2 注水系统

注水系统能效评价指标的使用者为各注水站，由于注水系统为油田耗电大户，各注水站基本实现了注水用电分站计量；对于采用集中注水工艺流程的注水站，多数实现了单泵用电计量。注水系统共设置四类共14个能效评价指标，具体内容见表1。

表1 注水系统能效评价指标

相比GB/T31453—2015《油田生产系统节能监测规范》，在参考相关行业标准和国家标准，如SY/T6722—2016《石油与企业耗能用水统计指标与计算方法》[5]、SY/T5264—2012《油田生产系统能耗测试和计算方法》[6]基础上提出的注水系统能效评价指标更系统、更完善。考虑到站外复杂的注水管网对注水能耗的影响，对注水系统用能评价进一步细分到站内及管网。站内增加了注水站效率指标，3个管网指标有利于对站外系统的关键耗能环节作出系统评价；并增加了单位压力注水量电耗指标，在一定程度上减小了高渗透及低渗透等不同油藏类型注水压差大对评价指标的影响。

2.3 集油系统

集油系统界定为井口采出液至集中处理站之前的全部流程，包括井口、计量间、转油站及站外系统管道，能耗设备主要为掺水泵、输油泵及加热炉等，消耗的能源主要为天然气和电力。

集油系统指标的使用者为各转油站，共设置综合类指标3个：单位液量集油气耗、单位液量集油电耗、单位液量集油综合能耗；设备类指标4个：加热炉负荷率、加热炉热效率、泵负荷率、泵机组效率；管网类指标2个：集油管线百米压降、集油管线百米温降。

相比GB/T31453—2015《油田生产系统节能监测规范》，集油系统除了主要耗能设备能效指标之外，增加了综合能耗指标及管网指标。综合能耗指标所涉及的生产参数及能耗参数均可在转油站得到，综合能耗指标可用于各转油站及集油系统的能效对比，用于各转油站比较集油系统的用能差距。管网指标可用于衡量站外集油系统耗能差距及管理差距。

2.4 原油脱水系统

原油脱水系统指标的使用者为脱水站或联合站的脱水岗，主要耗能设备有脱水泵、脱水炉及电脱水器等，脱水岗的耗电与耗气均可实现单独计量。脱水系统设置综合及设备两类共7个指标，其中：综合类指标为原油脱水吨油耗气、吨油耗电、吨油综合能耗；设备类指标有加热炉负荷率、加热炉热效率、泵负荷率、泵机组效率。对于物性相同的原油，脱水温度及一段脱水后原油含水率在很大程度上影响脱水系统能耗水平，也是主要控制参数，通过脱水系统的综合能耗指标对比，可实现脱水站精细化管理。

2.5 原油稳定系统

原油稳定系统指标的使用者为原油稳定站，主要耗能设备有加热炉、各类机泵及换热器等，原油稳定站的耗气与耗电可实现单独计量。原油稳定系统设置综合及设备两类共8个指标，其中：综合类指标为单位原油稳定气耗、单位原油稳定电耗、单位原油稳定综合能耗；设备类指标有泵机组效率、加热炉负荷率、加热炉热效率、换热器传热效率及总传热系数。原油稳定装置有较大的热需求，也有较大的热优化空间，综合指标及设备指标统一考量比较。在油品物性相差不大的情况下，无论是纵向对标还是横向对标，均可实现点面结合、在不同层面反应不同轻烃收率情况下的用能水平。

2.6 天然气处理系统

天然气处理系统指标的使用者为天然气处理厂，天然气处理厂主要耗能设备有压缩机、泵及加热炉等。多数天然气处理厂压缩机组可实现单套机组用电计量。天然气处理系统设置综合及设备两类共10个指标，其中：综合类指标有天然气处理综合能耗、单位天然气处理电耗；设备类指标包括压缩单元的压缩机组效率，制冷单元的压缩机组效率及制冷系数，泵机组效率，加热炉负荷率、热效率，换热器传热效率及总传热系数。天然气处理过程压缩机耗电量大，压缩后冷却过程热交换及热利用节能空间较大，相同的制冷温度下，综合能效指标及主要耗能设备能效指标相结合可较为全面地反映天然气处理厂的用能管理水平，并有助于找到差距及挖潜空间。

2.7 污水处理系统

污水处理系统指标的使用者为污水处理站或联合站的污水岗，主要耗能设备为污水提升泵、反冲洗泵及各种加药泵等。污水处理系统设置综合及设备两类共3个指标，综合类指标为单位污水处理电耗；设备类指标有各种泵负荷率、泵机组效率。污水处理能耗占油田生产总能耗比例较小，对污水处理能耗影响较大的因素为处理流程及处理规模，污水处理系统能效评价或对标需要在相同处理水质要求、相近处理工艺及规模情况下进行。

3 结论

提出的能效评价指标体系与当前各站场能源统计口径相对应，各个指标相关用能数据及生产数据均可获得，指标实用性强，可操作性强。该套指标采用“点面结合”的方式，使各个基层站队既有考核整座站用能管理水平的综合指标，也有考量关键能耗设备能效水平的具体指标；既方便上一级管理部门对基层站队进行节能工作考核、各基层站队之间开展能效对标，也有利于相对直观地找到可挖潜的用能环节。

[1]吴丽娜.油田主要生产系统能效对标研究[D].大庆：东北石油大学，2016.

[2]王冬寒，邹宇航.油气田生产企业的能耗对标分析[J].石油和化工节能，2010（3）：8-10.

[3]马建国，蒲明，张余，等.油气田企业能效对标方法初探[J].石油规划设计，2014，25（3）：2-7.

[4]梁士军，廉守军，田春雨，等.油田生产系统节能监测规范：GB/T31453—2015[S].北京：中国标准出版社，2015：3-8.

[5]刘博，解红军，陈衍飞，等.石油企业耗能用水统计指标与计算方法：SY/T6722—2016[S].北京：石油工业出版社，2016：1-5.

[6]徐秀芬，梁士军，王学文，等.油田生产系统能耗测试和计算方法：SY/T5264—2012[S].北京：石油工业出版社，2012：9-13.