提高机采系统能耗的对策措施

提高机采系统能耗的对策措施

独东油田进入高度含水层，采集过程高（30.2%），总含量高（95%），部分区块总含量超过97%。在采油厂综合含水率逐渐上升、产液水平逐年上升的形势下,污水减排压力增大,采油厂用电负荷逐年增大,拉动用电量逐年攀升。2010年胜利油田孤东采油厂用电达4.95×108kWh,用电成本3.58×108元,占采油厂总成本费用的23%。而占采油厂总用电量40%的采油系统,刨除用电负荷的硬性增长因素,油井生产参数逐渐增大,高耗能、低泵效油井较多,造成生产单耗居高不下,油井系统效率低,也是采油系统用电居高不下的一个重要因素。1高含水油田、低能耗、供热通过对全厂2300余口油井生产工况和用能情况的统计分析造成采油厂机采系统用电居高不下的原因主要有以下几个方面:1)抽油机井高耗能油井数量多。高耗能油井主要指日耗电量不低于350kWh的抽油机油井。据统计,2011年全厂油井日耗电大于350kWh的井有301口,占抽油机井开井总数的15.5%。导致抽油机井耗电量高的原因主要有:一是油井高参数、高液量;二是地层供液不足,泵挂深、液面深、油稠负荷重;三是抽油机、电动机等地面配套设备老化严重、配套不完善。2)低泵效油井生产运行参数运行不合理。对部分泵效低于30%的低泵效井,由于地层原因长期低液,动液面较深,参数过大。其中:沉没度小于200m,冲速大于5次的有42口井,平均冲速6.2min-1,平均泵挂998m,平均动液面935m,平均单耗为226kWh,这部分井比全厂平均冲速高0.7min-1。3)高含水油井低效提液增加耗电。高含水井普遍是大泵径、高冲速井。其中油井综合含水99%以上的有113口,平均单井日产液103.6t,日产油0.8t,单耗294kWh。这部分油井一方面低效液量多,增加电量消耗,另一方面也增加了污水压力,从而拉动污水回灌用电量的增加。4)高耗能大功率电热杆油井数量多。由于新区大多数为稠油开发区块,油质稠,开采难度大,地面配套不完善、替代工艺适用性较差造成电热杆数量增加。目前全厂采用电热杆降黏开采工艺的油井数量已达到46口,每口油井日平均耗电量达到1289.6kWh。5)部分抽油机井生产运行参数运行不合理,造成油井冲速偏大,沉没度偏大。据统计,全厂2011年低泵效大于85%、冲速大于7min-1的油井有300口,这部分油井需要作业时泵径升级,降低冲次。沉没度大于300m的油井有470口,造成油井泵挂深度过深。这部分油井需要实施上提泵挂,使沉没度保持在200~300m的合理位置。6)部分用电设备老化,造成耗能增加。据统计,全厂2011年机采井在用电机修复2次以上的有215台,占在用电机总数的11.1%。在用不具备无功动态补偿功能的控制箱有222台,占总数的11.4%,平均功率因数0.645,增加了设备能耗。2钻井“一井一策”管理措施针对机采系统存在的问题,在前期开展认真调查和详细分析的基础上,经过充分论证,提出实施油井“一井一策”管理措施,实现油井降低用电单耗,以达到节约用电的目的。2.1治理高能耗油田1)采取分级分类管理办法,每月定期组织对高耗能井进行电参数测试,逐井诊断,分析地面设备、生产参数、井筒工艺等能耗节点对油井耗电量的影响程度,进行分类治理。对于350~450kWh的高耗能油井,由各采油矿组织治理;大于450kWh的高耗能井由采油厂相关部门负责组织治理。2)由工艺研究所负责油井管柱优化设计,合理调整高能耗油井的管柱结构。3)地面参数优化,根据油层供液能力和产能计划,合理调整抽油机井冲速、冲程等生产参数。4)优化匹配电动机,推广应用新型30kW节能电动机10台等。计划实施高能耗油井专项治理240口,按每口井日节电90kWh,日节电2.16×104kWh,实现年节电368×104kWh。2.2低功率冲速治理主要措施:对地面参数进行优化,使油井下调1-2个冲速,配套电动机功率降低1~2档,计划实施治理42口。按每口井日节电40kWh,日节电0.14×104kWh,预计年节电24×104kWh。2.3简化油气管理构数,降低水的无效液量。请看图表2,主要措施:建立高含水井间开制度,对于含水大于99%的机采井,从注采结构调整,增加对应水井有效注水的油藏管理角度,进行计关、间开管理,减少无效液量,降低电量消耗。计划实施治理63口,按每口井日节电370kWh,日节电2.3×104kWh,预计年节电850×104kWh。2.4t的井停机转注汽对供电源的影响主要措施:利用气温回升的有利时机,根据油井井口温度及油量、含水变化情况,对日产油量小于3t的井关停转注汽,对暂时不能关停的合理调控电热杆运行电流、缩短电加热设备运行时间,降低电加热设备用电量。计划实施关停电热杆井5口,按每口井日节电1200kWh,日节电0.6×104kWh,其它井根据气温回升情况适时调整电热杆运行功率,预计年节电92×104kWh。2.5管柱工况分析从整个抽油系统的角度出发,全面、综合考虑油藏、井筒、地面设备的条件,通过单井产能预测分析、生产管柱工况分析,在泵径、冲程、冲速、沉没度、杆柱组合、管径组合的多种设计组合中,选择满足产量需求,系统效率高、能耗小的设计组合。根据孤东油区作业频次、躺井率等资料分析,建议安排治理90口,按每口井日节电80kWh,日节电0.72×104kWh,预计年节电94×104kWh。2.6电机和电机匹配根据油井电流、日耗电量的大小及示功图判断油井负荷的变化,对“大马拉小车”电动机进行降低1-2档功率匹配,减少设备耗电,计划实施匹配电动机60井次,需投入30kW电动机15台,22kW电动机20台。逐步采取变频技术治理淘汰电磁调速电动机,计划实施用变频节能控制柜+普通电机更换电磁调速电动机22台。改造后,日节电0.43×104kWh,预计年节电157×104kWh。2.7补偿柜等措施综合治理主要采取合理选用电动机容量、安装油井动态补偿柜等措施综合治理。计划实施治理油井40口,油井功率因数提高到0.9以上,需投入动态补偿柜40台。3执行效果通过实施“一井一策”管理措施,取得了明显的节能降耗效果,主要体现在以下几个方面。3.1地面单井系统全厂共组织实施高耗能油井治理179口,其中通过作业进行管柱优化68口,地面参数优化77口,匹配电动机10口,其它措施24口,平均单井日节电109kWh,日节电1.95×104kWh,年累计节电128.6×104kWh。高能耗井治理效果见表1。3.2减少0.1842kwh,采用x5h的电解系统综合电阻率,实现高效低全厂共组织实施42口井,平均冲速减少1.6min-1,泵效提高16.7个百分点,日耗电减少0.18×104kWh,吨液耗电由15.2kWh降低到10.7kWh,减少了4.5kWh,综合节电率29.6%,实现年节电6.46×104kWh。低泵效井治理效果统计见表2。3.3年电阻及电化学共实施高含水油井计划措施63井次,日节电2.5×104kWh,年节电912.5×104kWh。组织实施电热杆油井5口,降功11口,日节电1.04×104kWh,年节电379.6×104kWh。3.4单井试验和日电阻全厂共组织实施泵径升级、上提泵挂等参数优化措施112口,单井日均节电90kWh,日节电1.01×104kWh,年累计节电54.4×104kWh。作业参数优化效果统计见表33.5电磁传动发电机全厂共组织调整匹配电动机80余台,治理电磁调速电动机22台次,日节电0.68×104kWh,年累计节电47.9×104kWh。4效率分析4.1节约用电及运行成本方面通过实施油井“一井一策”管理、系统优化,采油厂用电管理水平稳步提高,达到了项目预期的目的,产生了较好的经济效益和社会效益。1)节电效益。按节约电费0.623元/kWh价格计算,则年节约电费为952.85358万元。2)降低维修成本效益。通过实施参数优化、调整匹配用电设备等措施,延长了设备使用寿命,减少了材料消耗。其中减少抽油机及配件维修11台次,节约费用27.5万元;减少电动机维修31台次,节约费用7.8万元;减少包括电动机皮带、减速箱润滑油等油井材料消耗2万元。机采系统共节约设备维修费及材料费37.3万元。二项合计为990.15358万元。3)项目投入产出比。该项目共投入成本资金56万元,其中高能耗井治理投入5万元、地面设备更新改造投入33万元、功率因数治理投入18万元。则项目投入产出比为1∶17.68。4.2电网能耗及节能减排效果分析1)通过实施系统油井“一井一策”管理,