機采系統能效對標實踐與認識

徐源 薛國鋒 陳由旺 解紅軍

（1.中國石油天然氣股份有限公司規劃總院；2.中國石油天然氣股份有限公司吉林油田分公司）

0 引言

能效對標是企業為提高能源利用水平，與國際國內同行業先進企業進行能效指標對比，查找各項能效指標差距背后的生產工藝或管理方面的制約因素，進而制訂有針對性的提效方案，促進企業達到標桿或更高能效水平的節能實踐活動［1-2］。對于油氣田開發生產，由于油藏類型復雜、油品物性差異較大、地面工藝類型多樣、能耗設備多且分散、建設規模大、能耗節點多等因素均導致油氣田節能管理難度大，尤其是開發中后期，生產裝置和設備負荷率下降導致運行效率降低、能耗增加，需要采取更先進有效的能源管理方式提高能效水平。

某油田應用能效對標方法開展機采系統節能挖潛工作，通過對機采系統各項指標的橫向對比，摸清本單位能效現狀和差距，然后通過科學的分析評價確定具體的能效標桿值，繼而采取有效的管理和技術措施，推動機采系統能效水平持續提升。

1 能效對標工作流程與實施內容

該油田成立了由節能管理處牽頭、采油工藝處參與、采油廠具體實施的機采系統能效對標組織機構。節能管理處負責能效對標工作總體協調與管理、制訂工作方案和組織分析評價等工作；采油工藝處參與機采系統能效指標的核實、分析，以及節能提效措施的制訂等工作；采油廠是對標工作具體實施單位，負責機采系統能效數據的收集、指標分析、提效方案的制訂和實施等工作。

能效對標工作流程主要包括現狀分析、標桿選擇及對標分析、制訂能效改進實施方案、落實改進措施、對標工作評估和持續改進等六個階段［3］。結合對標工作實際情況，制訂了能效對標工作計劃，具體見表1。

表1 企業能效對標工作計劃

1.1 能效現狀分析

通過分析機采系統的能耗節點及影響因素，根據單井產量、舉升高度、設備狀況、開發階段、油品物性等相近原則，確定A、B、C、D四個采油廠開展機采系統能效對標。

通過分析機采系統主要能耗節點和用能特點，確定了5項機采系統能效對標指標，分別為抽油機平衡度、電機功率因數、噸液耗電、噸液百米耗電、系統效率。

1.2 標桿選擇及對標分析

A、B、C、D四個采油廠機采系統能效指標見表2。通過對現有能效指標的分析，結合油田生產、管理和技術應用等情況，確定了標桿單位：

抽油機平衡度指標最先進的為B采油廠，達到95%；電機功率因數指標最先進的為D采油廠，達到0.56；機采噸液耗電指標最先進的為A采油廠，達到 7.61 kW·h；噸液百米耗電指標最先進的為 A采油廠，達到 0.74 kW·h；系統效率指標最先進的為A采油廠，達到28.30%。

表2 機采系統能效對標情況

1.3 制訂能效改進實施方案

各采油廠通過指標值對比分析，找出了本單位的用能薄弱環節，相互學習、借鑒先進管理經驗和技術措施，制訂本單位能效指標改進方案。

（1）各采油廠加強設備維護保養、井口對中、調節皮帶和盤根松緊度、定期洗井等管理措施，改善設備的運行工況，降低損耗、提高效率。

（2）針對不同產液量的油井，合理優化工作制度。建議產液量小于1 t/d的特低產井停井或改提撈，產液量1～2 t/d的低產井合理間抽，產液量2～5 t/d的中產液井合理降低沖次。

（3）對于地面設備匹配不合理的，開展設備調換工作，提高設備運行效率。

（4）對于油井產量相對較高、泵充滿系數較高的油井，結合檢泵周期，合理優化井下下泵深度，優化泵徑，實現大泵低沖次抽油，降低舉升能耗。

1.4 落實改進措施

各采油廠按照能效改進實施方案全面落實各項提效措施，扎實推進對標實踐。

A采油廠針對平衡度低于85%的178口油井調平衡；對于抽油機最大載荷增幅超過15%的424口油井進行洗井；對于功率因數低于0.45的540口油井應用電容補償；對于抽油泵充滿系數低于 0.4的131口井合理降低舉升參數；對于產量低且利用現有設備無法下調沖次的43口油井實施間抽。通過以上措施實現年節電115×104kW·h。

B采油廠根據油井生產情況，實施“一井一策”方案。對于54口欠平衡油井實施平衡塊外移，對于64口過平衡油井實施平衡塊內移；定期組織測試示功圖，對于載荷變化明顯的154口油井實施洗井；對于功率因數低于0.45的190口井實施電容補償；對于抽油泵充滿系數低于 0.4的120口油井采取降低沖次、調整沖程、減少泵徑等措施；對于油井產液量小于2 t/d且抽油機工作參數無法下調的18口井實施間抽措施；定期組織抽油機檢查，合理調整32口井皮帶松緊度。通過以上措施，B采油廠實現年節電128×104kW·h。

C采油廠開展油井生產精細化管理，通過對機采系統年度系統效率測試、油井日常示功圖測試數據的分析，對于平衡度不達標的318口油井調平衡；對于載荷變化幅度較大的254口油井實施洗井；對于功率因數低于0.45的290口油井實施電容補償；對于舉升參數有下調空間的 110口井調整沖程 30口、下調沖次70口、換小泵10口井；對于油井舉升參數無法下調的30口井實施間抽；調整皮帶松緊度100口井；對于40口電機老舊的油井應用節能電機。通過以上措施年節電183×104kW·h。

D采油廠嚴格落實方案，采取具有針對性的措施。對于平衡度不達標的98口井調平衡；對于示功圖載荷變化幅度較大的104口油井定期洗井，減少井筒能耗損失；對于系統效率測試功率因數低于0.45的150口油井實施電容補償，減少無功損耗；對于抽油泵充滿系數低于0.4的100口油井，采取降低沖程、減少沖次、調小泵徑等降低排量的措施；對于舉升參數無下調空間的 12口油井采用間抽措施，合理降低舉升能耗；通過定期檢查，調整皮帶松緊度56口井；應用節能控制裝置合理優化油井工作參數 15口井。通過以上措施，D采油廠年節電108×104kW·h。

1.5 對標工作評估

通過實施各項提效措施，各采油廠能效指標均有提高，其中抽油機平衡度均超過了標桿值，達到96%以上；電機功率因數除C采油廠外，其他3個采油廠均超過標桿值；其他指標也均有改善。

另外，通過對標實踐，創造了新的標桿。其中抽油機平衡度最優值為98%，電機功率因數最優值為 0.62，噸液耗電指標最優值為 7.53 kW·h，噸液百米耗電指標最優為 0.73 kW·h，系統效率最優為28.52%，為下一階段的對標實踐提供了工作目標。機采系統能效對標前后指標對比情況見表3。

表3 機采系統能效對標前后指標對比情況

1.6 持續改進

根據本次對標實踐及實施效果可見，抽油機平衡度和電機功率因數指標達到較好的水平，但是對比噸液耗電、噸液百米耗電、系統效率指標可見，除了A采油廠以外，其他采油廠的機采系統還有一定的節能挖潛空間，B、C、D采油廠還需制訂下一年度對標工作計劃，進一步分析原因、制訂措施，持續推動機采系統能效水平的提高。

2 能效對標工作建議

2.1 完善能源計量器具

能效對標的基礎是摸清現狀、對比能效數據，因此對于開展能效對標的系統和區塊，應首先完善能源計量器具的配備，確保能效基礎數據準確。

2.2 合理安排能效改進措施

為提高能效指標水平，需要采取各種對策措施，在對策措施的安排上，原則是先管理措施后技術措施，技術措施是先利舊再更新，從而達到低投入、高產出的目的。

2.3 制訂科學合理的能效目標值

在制訂能效對標目標值的過程中，要充分考慮油田實際情況，做到制訂的指標可實現、可考核，這樣才有利于提高油田整體能效水平。