油田站場能耗控制及數字化建設在提質增效方面的應用研究

王鑫 費宇軒 郭嘉駿 曾黎

大慶油田有限責任公司第三采油廠

某油田開發建設60 余年，現進入開發中后期，由于其開發對于地面系統依懶性高，同時面臨著運行能耗高的壓力，因此地面工程系統從節能降耗的現狀出發，提出了提質增效的改進措施。

1 地面系統能耗形勢分析

S 采油廠2017—2021 年集輸系統耗電平均為1.539 4×108kWh，注水系統耗電平均為4.850 5×108kWh，注聚系統耗電平均為6 674×104kWh，其中注水系統占地面系統總耗電的68.7%，如圖1所示。

圖1 S采油廠2017—2021年地面系統耗電及占比Fig.1 Surface system power consumption and proportion of S Oil Production Plant from 2017 to 2021

2017—2021年S采油廠年產油量不斷遞減，遞減率為3.3%，耗氣量為1.02×108～1.07×108m3/a；噸液耗氣量在1.45～1.51 m3/t 之間，平均噸液耗氣量為1.47 m3/t，低于大慶油田平均值2.52 m3/t；噸油耗氣量在29.09～30.6 m3/t 之間，平均噸油耗氣量為29.75 m3/t，如圖2所示。

圖2 2017—2021年噸液、噸油耗氣量統計Fig.2 Statistics of gas consumption per ton of liquid and oil from 2017 to 2021

2 站場用工形勢分析

截至2022 年12 月，S 采油廠站場員工總數為1 386 人，預計未來5 年，站場員工總數精簡為808 人，根據“十四五”產能安排，未來3 年將新增油水井259口，可見人員供需矛盾日益嚴重，單井綜合用工比例不斷增加。

3 站場能耗控制措施

3.1 應用節能技術，控制用電消耗

（1）注水泵涂膜現場應用（圖3）。對S采油廠內7 座注水站的8 臺注水泵實施涂膜改造，涂膜后的注水泵平均單耗下降0.14 kWh/m3，泵效提高2.85%，年實現節電規模107.4×104kWh[1]。

圖3 涂膜技術Fig.3 Coating technology

（2）有源濾波裝置應用。對S 采油廠內5 座站所安裝有源濾波裝置共5套，該裝置可減少配電系統的諧波含量，降低系統總電流，同時提高配電系統的安全性和穩定性，實現效率優化和電能節約，實施后年節電45.6×104kWh。

（3）注水泵高壓變頻應用。S采油廠共計安裝注水泵高壓變頻設備7臺，通過節能監測，變頻運行的注水泵單臺平均節電能力約為1.3×104kWh/d，注水單耗下降0.15 kWh/m3，單座注水站按運行D400 注水泵實際水量計算，單座注水站年節約電量153×104kWh[2]。

（4）斬波內饋調速應用。目前在北八、北三二注水站共建有2臺斬波內饋調速裝置，適用于管網完善、水量平穩的中心位置注水站，通過中心注水站的壓力和注水量調整，調控區塊內的整體注水管網壓力以此來達到節能目的，每年可節電146×104kWh。

3.2 實施多措并舉，控制用氣消耗

（1）系統優化簡化，源頭控制用氣消耗。通過區塊優化將S采油廠負荷率低、能耗高的站場進行優化整合[3]，取消25#轉油放水站，優化整合至北三某轉油放水站；取消51#水驅轉油站，優化整合至51#轉油放水站[4]。實施簡化后優化了機泵、加熱爐裝機數量，降低了運行能耗，核減裝機數量38 臺，年節約用電672.05×104kWh，年節約用氣162.09×104m3，優化崗位員工11 名，共降低運行及人工成本640.46萬元[5]。

（2）優化產能設計參數，降低供熱負荷。2021年對S采油廠某區域進行二類油層二次上返聚驅產能開發建設，規劃設計過程中在滿足集油系統進站溫度及井口回壓的要求下[6]，根據集輸半徑的不同，優化單井摻水量，同時取消計量間采暖摻水量，降低轉油站摻水加熱爐負荷[7]（圖4、圖5），控制用氣消耗，每年節省天然氣141×104m3。

圖4 摻水加熱爐功率調整Fig.4 Power adjustment of water blending heating furnace

圖5 單井摻水量調整Fig.5 Adjustment of single well water blending amount

（3）工程設計優化，減少生產用氣環節。針對部分小隊供熱系統腐蝕老化問題，逐步利用聚能加熱裝置（耗電）替代常規采暖爐供熱，降低天然氣的用氣量，每年節省天然氣131×104m3；隨著數字化建設的推進，小型站場實施無人值守[8]，逐步取消采暖系統，減少加熱爐耗氣量，每年預計可節省天然氣350×104m3。

（4）開展節氣技術應用，提高天然氣利用效率。在油氣集輸系統中通過應用加熱爐節能涂料、更換高效燃燒器、實施爐況優化等節能技術，節約加熱爐天然氣使用量。截至2021 年年底，共計實施節能措施202臺次，每年可節省耗氣635×104m3，油氣集輸系統節能技改項目應用情況見表1。

表1 油氣集輸系統節能技改項目應用情況統計Tab.1 Statistics on the application of energy-saving technical transformation projects in oil and gas gathering and transportation system

（5）持續加強常溫集輸管理[9]，降低天然氣消耗。S采油廠于每年4～10月執行常溫集輸運行，通過提前組織摻水檢查，掌握基層站隊摻水用量的實際性和合理性，要求常溫集輸期間水驅、聚驅井全部停止摻水，降低二合一加熱爐天然氣使用量，同時在該期間禁止對集油管道進行沖洗，減少天然氣的浪費，通過執行常溫集輸措施年節省耗氣95×104m3。常溫集輸技術見表2。

表2 常溫集輸技術Tab.2 Normal temperature gathering and transportation technology

4 數字化建設措施

采取多崗合一、集中監控、崗位無人值守的建設模式。截至2021 年年底完成全區23 座大型站場集中監控改造。站場集中監控在提升了站場自動控制水平的同時，有效地緩解了一線人員用工緊張的問題，員工數量由1 036 人減少至777 人，優化比例為25%。

對轉油站進行“無人值守”建設探索、研究。對2022年投產集控建設較為完善的52#、53#轉油站無人值守進行探索，通過駐站寫實，充分掌握頻繁操作點、風險控制點、自控儀表及網絡情況，將轉油站劃分為集輸、天然氣、摻水、熱洗、輔助系統，通過實際生產操作、異常工況處理寫實分析，梳理各流程節點，確定站場無人值守最優控制工藝，并總結制約轉油站無人值守數字化建設關鍵節點[10-11]（表3）。

表3 轉油站工藝單元劃分及制約無人值守主要關鍵節點Tab.3 Division of process units in oil transfer stations and the main key nodes restricting unattended operation

5 結束語

地面工程是油田開發的重要環節，也是控投降本的重要源頭，面對低碳發展新形勢、安全環保新要求、數智共享新機遇，要認真踐行油田戰略部署。地面系統所消耗的電能和熱能（天然氣）是油田節能的重點對象，為實現可持續發展的戰略目標，通過節能技術、區塊優化、工程設計優化等應用措施，降低系統能耗，提高系統運行效率。同時面對人員供需矛盾日益嚴重，推進油田數字化建設至關重要，積極研究數字化背景下油田建設與發展的新機制，將數字化技術充分地與崗位工作進行有機地結合，降低員工勞動強度的同時，達到控制用工總量的目的。節能降耗工作和數字化油田建設是一個不斷探索、不斷完善的過程，需要攻堅克難、開拓創新、多措并舉，結合不同方式明確地面技術對策，努力提升地面工程技術水平。