黎武 冀文君 吴霜

【摘 要】为了适应企业形势的发展变化，与时俱进，采油厂通过实践探索，总结近年节电措施，利用经验，科学把控中间环节，将“提质增效”落实到工作中，细化到岗位上。逐步探索出能源配置最优、组织机构最优、生产流程最优的生产作业模式，进一步能源利用率和经济效益，实现企业升级转型，建成现代化采油厂。

【关键词】能源，精细管理，节水节电

1 前言

随着油田滚动发展，产能建设及用能设备不断的增加，能源消耗总量日益增张等原因，制约油田发展的脚步。油田公司提出“战寒冬、转观念、勇担当、上台阶”理念，强化成本管控精细化管理工作。为打破环境制约和发展瓶颈，采油厂准确认清形势，积极转变观念，逐步探索出能源配置最优、组织机构最优、生产流程最优的生产作业模式，从生产经营、科技创新、安全环保、流程优化等多维度、全领域制定提质增效举措，扎实推进提质增效专项行动，全面提高能源利用效率。

2 主要措施和做法

2.1强化意识，按需规划，开展员工培训

（1）重点开展技能培训

为加强员工电力工作能力，提高节能意识和管理水平，采油厂一方面积极参加公司组织的各类节能培训，一方面根据采油厂生产现状，开展电工培训班、电力工作提高班等，培养集采油、自动化、电工等复合型人才。

（2）积极开展节能、积水宣传活动

结合生产实际，开展以“绿水青山，节能增效”为主题的节能宣传周活动，以此来提高全厂员工的节能意识。生产运行科督促各单位管理人员学习《采油厂节能节水管理及考核办法》等制度，明确责任，进一步做好本单位、本岗位的节能节支工作。各基层单位采取集中学习、分散讨论相结合的方式全员宣贯。结合工作实际，发动各族员工结合各自岗位工作特点，为节能降耗工作献计献策，在厂网页上宣传、交流节能节水措施及管理方法。

2.2有的放矢，整体布局，优化电网改造

（1）定时开展电网检修

采油厂依据《Q/SY XJ 0801.2-2009》《户外架空线路检修维护》标准，每隔4年对6/10KV出线进行检修，主要针对老式瓷质绝缘子、老式油开关、变压器引线进行了更换。同时对部分腐蚀电杆更换、缺失拉线补建、绑线更换、导线松弛度调整，并对所有电气连接点进行紧固。通过不间断电力网检修，从而进一步提高电力系统稳定性。

（2）优化电网改造

随着油田滚动开发，抽油井不断增多，导致采油厂电网普遍存在供电半径过长、电力线路跨越林带、油区道路及工业、民用混用的现象。采油厂通过对东西油区电力网统筹考虑，对东西油区配电线路优化调整降低供电半径，减少电力线路跨越林带、油区道路及工业、民用混用的现象。降低电网线损，减少异常天气易造成接地现象或被来往车辆挂扯的风险。

2.3信息监测，降低人工，打造智能油田

通过配电故障在线监测系统、地理信息系统、A11电流报警等信息自动化手段，实现对10（6）kV 线路运行状况的实时监测全覆盖，对供电半径过长的线路加密安装配电线路故障在线监测系统通讯终端，提高应急处理速率，缩短故障恢复时间，降低人员劳动强度，减少故障停电对产量的影响。

2.4立足现场，优化工艺，推进技术节能

（1）推进采油系统新工艺新技术，提高系统效率

a.在修井作业时下入防偏磨、防蜡、防砂、防气等结构，提高了抽油井的井下效率。

b.七西区和六区油稠井螺杆泵应用技术，解决油稠及出砂井高能耗问题。

（2）多参数结合，形成抽油机多部位协同改造更新技术

含抽油机本体改造技术、节能电机优化更新、抽油机控制系统节能改造技术。

（3）提高无功补偿补偿效果，形成高低压无功补偿装置同补技术

2020年，采油厂对所辖电网进行了测试，电网整体网损较大，电网、变压器损耗平均达到9.5%，701二线、三二区线、530一线等部分电网功率因素低于0.8，主要是由于电网半径过长、变压器老化、无功补偿装置缺失所致高压无功补偿主要目的是平衡输电网的无功功率，改善输电网的功率因数，提高系统终端变电所的母线电压，补偿变电站主变压器和高压输电线路的无功损耗。具有管理容易、维护方便等优点。对于线路损耗高的线路可安装高压无功补偿装置。

低压无功补偿指在低压用电设备上安装无功补偿装置，配电变压器消耗占到10kV以下电网的无功消耗总量的30%左右，低压用电设备无功消耗一般占到65%以上。低压设备无功补偿的经济效果最佳，综合性能最强。

（4）优化注水系统流程工艺，节能增效

通过对流程工艺的优化开展之间新建51-103外供水线与51-703外供水线联通线，停用200kw外输泵等工作，降本增效提高能源利用率。

（5）改造原油处理系统，减少耗电耗气量

51#原油处理系统：2019年密闭改造后，启用2台转油泵进行增压。2020年经工艺优化，实现单泵转油增压;卸油系统经工艺优化，减少一台转输泵运行时间;通过技术及管理手段，减少底水排放量，减少转输泵运行时间。累计节约电量48.9×104kWh。

分离器改造，一段含水降低，分离器水直接进污水调储罐，无需加热，净化油罐底水排放量减少，底水回掺量减少，沉降罐出口含水下降，相变炉加热负荷降低。累计减少耗气量40.6×104m3。

根据数据计算分析，适应的抽油机机型为5-10型抽油机;

2.5稳定基础，精细管理，提升管理效果

基础工作提升常态化，通过开展基础工作提升工作，降低现场电气隐患故障点，从而提高低压电网稳定性。

（1）稳步推进，开展全面对标工作。

2012年开始，采油厂开始探索对标管理，经過研究和讨论，根据成本动因、量价参数，搭建对标指标体系构架，客观评价各基层单位生产效益，逐步建成厂—作业区—班组三级对标体系。最终选取采油、注水单耗等指标进行硬性管理考核，每月进行分析统计，提出改进方向，年底进行硬兑现。

开发方面选取“原油绝对递减率”、“含水上升率”、“开井时率”进行三率考核。2020年对采油厂开展全覆盖对标工作。

（2）优化管理，全面提高机采效率

a.加强抽油机平衡度监督及测试管理，合理调整抽油机平衡[1];

b.作业区统计、地质所确认，控关高含水井;

c.计量间电保温间歇运行，值班室、中心站电保温定时运行;

d.更换小功率电暖器;

e.井下作业冲砂优化利用油田回注污水。

（3）合理优化，打破流程瓶颈制约

a.以地质配注与注水能力为基准，合理调整注水;

b.根据注水量、水量平衡及系统压力优化泵站运行;

c.注聚系统合理优化，减少能耗[2]使用;

d.集输系统优化检修方案、保质提速，缩短装置检修时间。

3 取得的效果分析

3.1降低產量损失

通过电力网计划性检修、建设配电故障在线监测系统、建设地理信息系统、优化A11电流报警等信息自动化手段，提高能源监管力度，强化电力系统稳定性，降低停电反映时率、减少故障巡查时间，同时减轻人员工作量。

经济效益测算：自2016年起，开始对采油厂辖区内电力线路进行检修，通过线路检修从2015年224次停电逐年降低至2019年64次停电。影响产油量从4036吨降低至1250.7吨。2019年通过利用建设配电故障在线监测系统、建设地理信息系统、优化A11电流报警等信息自动化手段减少电力网故障巡线时间40%，提高了现场问题发现的及时性、准确性和有效性，减少油量损失500吨。共计减少油量损失3285.3吨，按2020年年初成品油价格2958元/吨计算，减少经济损失971.8万元。

3.2降低了运维成本

通过优化管理措施、流程改造、人员培训等方式多措并举，提高能源利用效率。能源消耗从2014年15.56×104tce降低至2019年8.16×104tce，原油处理单耗从74.52 kgce/t降低至35.78 kgce/t。

4 结论

采油厂从实际出发，打破环境制约和发展瓶颈，准确认清形势，积极转变观念。从生产经营、科技创新、安全环保等多维度、全领域制定提质增效举措，扎实推进提质增效专项行动，取得了很好的效果，有很大的推广意义和价值。

参考文献：

[1]杨胡坤，秦丽丰，卢玉，王慧. 常规游梁式抽油机电流平衡调整方法研究[J]. 石油矿场机械，2013，06：1-6.

[2]陈永明. 抽油机平衡度与能耗的关系[J]. 油气田地面工程，2009，09：60-61.

作者简介：

黎武，男，工程师，采油作业区工程总监，1989年生，本科，2012年毕业于长江大学，主要从事油田工艺技术管理。