于剑飞（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

1 产生背景

朝阳沟油田是目前世界上已开发的最大特低渗透油田，具有油层薄、有效厚度小，渗透率低、原油黏度大、断层多等特点，诸多地质条件导致油田开发自然递减速度快，单井产量低，开采成本高，吨油成本在大庆油田各二级单位中排在第二位，产能与成本矛盾日益突出。

生产规模不断扩大。目前有油水井4 000 多口，每年还在以300 口井的速度增加，站库数量不断增加，节能点及排污点也相应增加，节能减排压力增大。

生产设备老化、陈旧，能耗高。截止到2009 年9 月，朝阳沟油田共有联合站3 座，转油站20 座，计量间134 座，阀组间34 座，投产油井3 770 口，电路、变压器、注水泵、输油泵、加热炉能量损耗大，抽油电动机、污水处理设备效率低，系统整体运行效率低。

工艺流程不合理，天然气损耗大。2004 年前掺水流程多采用双管掺水流程，目前这种流程的井有1 300 口，占全厂总开井数的43%，此流程管线长、掺水量大、污水量多，热能损耗大，消耗大量的天然气[1]。

2 节能措施

2.1 在油藏工程方面加强精细地质研究，优化注采系统，做好低效井治理与管理

1） 优化综合调整注采系统，在不影响产量、注好水、注够水的同时严格控制含水上升率，根据不同地区、不同地下形势、不同开采时间调整油水井的比例及单井注水量。2016—2018 年转注346 口井，87 口井采用间歇注水（周期注水），同时增加分层注水井比例，针对断块多，注不进水的井严格控制注水量，通过对注水井的调整，使油田注水趋于更加合理。

2）低效井治理。采油厂共有3 770 口油井，其中长期不出油井724 口，占全厂油井总数的19%，低效井518 口，占全厂采油井开井的23%，低效井多，能耗损耗大。为此，在认真分析每口低效井地质资料基础上，采取“关、转、改、间”等措施治理低效井[2]。

2.2 在采油工程方面合理选择举升方式、节能设备及系统参数

针对采油厂抽油机井系统效率偏低、机采系统耗电偏高的问题，加强节能技术管理，因地治宜，对不同区块、井采用不同的节能技术。

通过技术经济对比，选有设备投资和运行成本较低的塔架式抽油机代替游梁式抽油机，塔式抽油机平衡程度高，无功损耗小，节能效果显著。截止目前应用塔式抽油机57口，单井日节电48.0 kWh，节电率为50.7%，年可节电1.75×104kWh。

使用了新型的节能变频电动机、节电配电箱，功率由20.48%上升到31.93%，综合节电率9.13%，降低了无功损耗，提高了功率因数。参数优化调整， 2019 年参数调整 430 井次， 单井日节电9.84 kWh，累计节电63.57×104kWh。

2.3 在地面工程方面优化集输工艺、改善电力设备配备及加强损耗治理

在集输系统方面，针对油井间距大，油稠凝固点高等特点，将双管掺水流程改为环状掺水流程，原来1 个计量间双管掺水流程能管5 口井，改成环状流程后可管7～10 口油井，单井平均掺水量由原来的 0.8～1.0 m3/h 降至 0.3～0.5 m3/h；在注水系统方面，采用单干管多井配水流程，与原有的单干管单井配水流程相比，减少配水间5 座，年节省注水管道27.3 km，节省投资609.8 万元。

油田发展初期，为减少基建投资通常采用1 台变压器为多口油井配电的形式，导致低压架空线路长，线路损耗高。2004 年前多采用高耗能变压器在线运行，随着部分油井关井、转提捞、转注井的增多，导致部分变压器轻载或空载运行，变压器运行效率较低，能耗大。目前将老式的变压器更换成新式的节能变压器，1 口井配1 台变压器，电能空载损耗降低75%，负载损耗降低25%。

2.4 “一引二创三推广”，深入挖掘节能潜力

1）“一引”既引进先进的技术及设备。对经过实践检验，符合我厂实际情况，节能效果明显的节能技术及设备进行引进，节约挖潜。

一是提高锅炉热效率技术的引进。全年生产用气5 363×104m3，集输系统消耗用气占90%以上，加热炉是油田的主要耗能设备及主要供热设备，我厂现有加热炉128 台，总装机负荷210 MW，油田消耗的能量中，71%～74%是通过燃料燃烧取得热能加以利用的，且其中的52%～56%是以燃料在炉子中直接燃烧的方式取得热能。引进了真空加热炉，热效率能提高到90%以上，比老式加热炉提高5%～10%。同时对老式加热炉进行改造，引进了加热炉火筒涂刷远红外线节能涂料、燃烧道安装辐射管、安装与加热炉炉管相配套的自动燃烧器等新的节能技术，应用后加热炉炉效提高5%～10%以上。改造后单台二合一加热炉年节气10.51×104m3。水套加热炉应用了换热改造新技术，热效率提高了7.52%，改造后单台水套炉每年节气5.26×104m3。

二是新型集输泵及相关技术的引进应用。注水泵引进了高压离心注水泵、五柱塞高压往复泵，并对部分泵采用涂膜技术，泵水单耗降低了3 kWh/m3，节电率37%。同时对部分转油站及联合站的注水、掺水、外输泵等电动机安装了高、低压变频调速装置，节电率达到20%以上，年可节电385.63×104kWh，节电效果明显。

2）“二创新”既加强自主创新能力。如环状掺水流程低温输油技术的研究，在流程中回油温度是一项重要指标，温度高了会浪费大量天然气资源，温度低了会冻裂管线，严重影响生产。对环井温度界限进行研究，在不同地区、不同的环状流程进行试验，确定环井回油温度可以控制在39～41 ℃，个别环井回油温度可降低到38 ℃以下，较以前平均温度降低了2.36 ℃。为保证集油系统低温集输的顺利实施，在集油阀组间的集油环上安装流量自动控制装置，达到掺水流量的自动平稳控制，实现精细控制。应用后单井平均回油温度降低，单井掺水量由 2.06 m3/h 下降到 1.70 m3/h， 单井年节气5 010.2 m3，节电2 000 kWh，收到了很好的效果[3]。

3）“三推广”既规模推广应用。对试点实验证明适合厂实际生产情况，节能效果好的先进工艺、技术、设备，本着“抓大放小、分期实施、重点突出、逐步深入”的原则，保证节能项目推广的顺利实施与应用。

一是集输方面推广了环状掺水流程集油工艺，环状掺水流程以其投资少、施工周期短、掺水量低、生产成本低的优点，适合在采油厂大力推广，新井区全部采用环状流程，老井区逐步改造。目前，我厂抽油机应开井总井数2 628 口，从2018年起，我厂每年都安排一部分资金将双管掺水井改为环状掺水井，到2019 年10 月，共改造567 口井，环井总井数1 895 口，占到总开井数的72%，年节约清水掺水量124×104m3，节气172×104m3，减少集油管线长度119.07 km。

二是抽油举升方面推广了节能电动机，累计更换880 口井，与电动机配套的节能配电箱更换143口井，累计节电574.3×104kWh。

2.5 采取综合措施降低能耗

几年来，通过采取多种有效措施降低能耗，在油田含水升高、原油集输难度加大的情况下，吨油综合能耗呈下降趋势。

1）采取“四项措施”，控制电力消耗。实行电力分矿计量、量化考核，有效地提高了用户的节电意识；坚持打防结合，共组织防窃电行动18 次，回收空载变压器33 台，回收线路16 800 m，收缴电缆及电线4 830 m，有效地减少了电力流失；在输油、掺水、污水回注、反冲洗泵、松花江水源系统外输泵上应用了高压变频技术，安装变频调速系统16 套，不仅延长了设备使用寿命，改善电网及设备的运行质量，而且年可节电433.86×104kWh，节省电费223 万元；同时推广应用一体化变压器451台，单台变压器的功率因数由0.3 提高到0.85，有功损耗由5.57%降至2.26%，年可节电16.4 万元[4]。

2）采取“三项措施”，控制天然气消耗。根据不同系统的运行状况，合理确定单位能耗，把耗气指标分解到站，建立加热系统动态分析制度，及时准确评价每台设备的运行状况。天然气消耗指标以厂计划逐月下达，增强了节气意识。加强了加热设备的维护和改造，检测加热炉79 台次，更换真空加热炉23 台，安装节能型火嘴129 个，加热炉炉效提高了8%～10%，累计节气622.5×104m3。

3）对成品油实行定额管理。采取了停封高耗低效车辆、生产用车停放在前线、降耗攻关、细化油料定额、完善油料消耗考核制度、控制长途车运行量、在加油站安装监视器等措施，有效地控制了成品油消耗，杜绝了成品油外流。第五油矿前线距厂区35 km，每天往返车辆用油560 L。实施了“零公里起步”管理办法，除指挥车、大客车和一台机动车外，将所有其余车辆全部停放在前线，年节约成品油近20 t。第四油矿经过反复调研摸索，在送班车上下功夫，对大客车实行“3 送1 返、1 送3返”的办法，即早晨发3 台车，1 台车将下班人员带回；下午发1 台车，将上班人员送到前线，3 台班车正常返回，大大地降低了油料消耗[5]。

克拉玛依油田风城采油作业区

3 结论

通过一系列的措施，节能减排工作取得了突破性的进展，抽油机系统举升效率、电功率因数、加热炉热效等都有明显提高，5 年来累计节电1.3×108kWh，节约天然气2 000×104m3，节约清水资源352×104m3，通过地面系统的优化、简化，节省管线125 km，废除计量间23 个，各种能耗单项指标在逐年下降，节能效果明显，企业可持续发展能力大大增强。