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找准能耗与原油产量的平衡点

——从油田上半年生产用电现状看下步节能降耗工作

2019-07-10    来源:

 

 

□记者 杨静丽 通讯员 鞠鹏 李玉南 王占标


一台普通抽油机运转一天消耗的电量大约是300千瓦时,一台电泵运行一天消耗的电量相当于8台,甚至更多台抽油机的日均耗电总量……这些能耗数字基本上是一个“定数”。与这个“定数”相对应的,是这些设备运转一天采出的原油量。然而,由于地质条件不同,这些采油设备运转一天采出的原油量却不尽相同,而且经常处于变动之中。

油田作为油气生产企业,既是重要的能源生产单位,也是能耗大户。当前,油田电费成本已经占到油气生产成本的近三分之一。尽管油田电力系统通过强化设备运行维护管理、内部挖潜、技术提效等措施,使油田用电量呈逐年递减的良好趋势,但是东濮老区油气开采难度日益加大,油田用电基数依然庞大,电力系统节电工作依然任重道远。

作为能耗,电能只有转化为实实在在的油气产量,才能实现其价值,否则就是在做无用功。因此找准老油田节能降耗与采出原油量的平衡点就显得至关重要。那么在油气生产过程中,电量都消耗在哪了?通过对油气生产过程用电量情况分析可以看出,电量消耗在油气提升、驱油物注入、油气处理、轻烃回收、辅助生产等环节中。分公司用电构成的统计数据显示,油气提升过程耗电量约占耗电总量的53%,驱油物注入过程耗电量约占耗电总量的42%。如何以“低耗能”换来“高产出”,抓住油气提升过程,以及驱油物注入过程中的电能管控就显得至关重要。


地质方案优化:1立方米水从地面注到地下再经过提液返到地面进行水质处理,整个过程大约需要16到20千瓦时的电能。注水方案是否对路,直接影响着注水有效率。目前,油田每个采油厂一年的注水总量有数百万立方米,注水有效率向下浮动一个百分点,就意味着几十万千瓦时的电量打了水漂儿。因此,老油田节能降耗,或者说把耗电量相对降下来,必须从地质方案这个源头抓起


6月25日,文留采油厂月度油水井措施专家论证会在会议室举行,已经在前期“过五关斩六将”的15项油井措施和11项水井措施,在这里将经过厂领导、相关领域专家、地质所、工艺所、采油管理区、经营管理科等多部门人员的“三堂会审”。即使这样形成的地质方案仍然不能算是最终定论,项目组的地质人员还要对作业施工情况进行全过程跟踪,随时根据变化了的现场情况对方案进行合理变更和调整,以确保地质方案的准确性和适应性。

地质方案是油田开发工作的源头,决策失误就是最大的浪费。一边是实现原油稳产的硬任务,一边是用电能耗下降的硬指标,各采油厂都在谨慎地调节着两端的平衡。

从事过多年地质、工艺的科研人员都知道,1立方米水从地面注到地下再经过提液返到地面进行水质处理,整个过程大约需要16到20千瓦时的电能。注水方案是否对路,直接影响着注水有效率。各采油厂一年的注水总量有数百万立方米,注水有效率向下浮动一个百分点,就意味着几十万千瓦时的电量打了水漂儿,那是极大的浪费。

各采油厂积极在源头上做文章。科研人员在精细地质研究的基础上,严把方案论证关。文留采油厂地质研究所所长李石权表示,今年年初以来,围绕“增气、稳油、提效”的开发理念,地质人员精心摸排,针对能量充足、潜力较大的油井加大提液力度。

有人说频繁变更地质方案会影响到方案的严肃性,油田科研人员却坚持认为,一套地质方案的可行性,只有在和施工现场情况充分结合之后才能最终确定。油田油气开发管理部相关负责人说,今年年初以来,各采油厂地质研究所根据现场情况下发的地质方案变更单同比增加了二成,目的只有一个,减少无效工作量,降低无效能耗。

文65-71井位于文25东主块北部,今年年初,文留采油厂地质人员针对该井能量的保持状况,分析认为可继续对该井进行有效提液。因此,该厂于1月对该井实施了下电泵提液,措施后该井日产油量由1.9吨上升至3.4吨,日增油达到1.5吨,同时对应水井也适时提高注水量,保障提液的有效期。目前油井日产量稳定在2.9吨。截至5月底,该井累计增油已达180吨,取得了显著的挖潜增油效果。

众所周知,东濮老区已进入“三高”开发阶段。“三高”带来了“三难”:认识难,挖潜难,降本难。以濮城油田为例,该油田注水开发已走过近40年的历程,综合含水率高达95%,采出程度达30%以上,多数油藏进入特高含水开发后期。

濮城采油厂生产调度室电力系统负责人祁红军指出,在电力管理上,该厂严格执行“降电不能影响油藏开发、精细注水和井筒管理”的指导原则,祁红军提供了一组数据:今年前六个月抽油机用电量同比增加158.75万千瓦时;从去年年底,该厂已陆续下电泵11口,上半年电泵耗电量同比增加151.08万千瓦时。

在“水中捞油”的濮城油田,电泵井凭借其大排量提液优势,具有存在价值。众所周知,一台电泵井的日均耗电量相当于8口,甚至更多口抽油机井的日均耗电总量。按照计划7月份该厂还将有3口抽油机井转电泵井。把耗电量小的抽油机井更换为耗电量大的电泵井,这笔“买卖”是否划算?该厂地质研究所副所长孙同英心里有本账:“电泵井‘饭量’大,同样力气也大,一台电泵井的提液量是抽油机井的几倍,在抽油机井转电泵井上,我们也是综合考虑投入和产出关系,让电泵井增加的电量实实在在转化为产量。”

抽油机井转电泵井、电泵井转抽油机井是一个系统工程,从选井到实施需要工艺和地质技术人员等多方面协同配合。濮2-259井原是一口“休眠井”,地质及工艺技术人员通过油藏、井筒、地面一体化研究,精细分析油藏潜力和长停井潜力。从油藏剩余油分布、注采井网完善程度、油藏压力等方面,分类分析长停油水井潜力;从井筒状况、地面条件、修复工艺的难易程度、投资、增产效果等,分析长停井恢复的可行性。综合分析后,濮城采油厂对该井实施下电泵措施,目前该井日产油4吨,实现由长停井到“壮劳力”的华丽变身。


采油方式优化:怎样才能在基本不影响产量的前提下,用常规的机械采油方式将电量降下来,以达到节能降耗的效果呢?在每个采油厂的决策层心里都有同样的课题——如何降低开发能耗?因此,注意力必须在很大程度上集中在对高能耗采油方式的优化调整上,决策者也必须意识到,采油方式优化,并非简单意义的关停并转


今年年初以来,油田在文留采油厂、濮城采油厂等单位实施大泵深抽提液及配套技术,通过配套旋转脱接器、高强杆、深抽减载技、碳纤维连续杆等工艺,有效解决了以往提液技术电泵举升成本高、能耗大的问题,提高了油井产量。

怎样才能在基本不影响产量的前提下,用常规的机械采油方式将电量降下来,以达到节能降耗的效果呢?每个采油厂的决策层心里都有同样的课题——如何降低开发能耗?因此,注意力必须在很大程度上集中在对高能耗采油方式的优化调整上,决策者也必须意识到,采油方式优化,并非简单意义的关停并转。

濮城采油厂工艺研究所机采室主任宋顺杰表示,在濮城采油厂,与电泵井相比,抽油机井数量上占有绝对的优势,优化这部分油井的机采方式,对于提高原油产量,节约用电能耗显的至关重要。

高含水油藏由于层间物性存在差异,主力层通常高含水,次主力层动用程度相对较低,甚至难动用。之前,高液量井通常采取上电泵的方式放大生产压差,解决层间差异的问题,但是考虑到成本因素,电泵井的开采方式并不能大规模推广。

一个不能不面对的难题是,常规的机械采油方式,还能否使濮城油田的产量保持在原有的水平上?在目前全局上下聚焦稳油增气降本的前提下,濮城采油厂技术人员为保持油田产液规模,把关注点放在了扭亏脱困、低成本开发的创新技术运用上。寻找一个代替电泵井采油工艺,既能提液,又能降低能耗、降低成本,还要能满足开发要求,以解决油藏开发层间差异大的难题,在这样的背景下,JZQ-Ⅲ型多功能减载器应运而生。

目前,从濮2-579H井、文51-侧53井等6口井的应用效果看,油井下入减载器后,日产液量由原来的158.6吨提高到375.5吨,日产油由原来的6吨提升到15.3吨,日增油近10吨,节能增油效果明显。

除了新技术的应用,该厂在躺井治理中,利用检泵的机会,及时更换油井的泵径,以达到节电效果。宋顺杰打比方说,什么样的车配什么样的马,同样,泵也要与井的生产能力相匹配,超负荷或者负荷不足,都会对产量和电量有所影响。

针对供液量不足的油井,将大泵径换成小泵径,改变“大马拉小车”的现象,减轻负荷,在保障产量不变的前提下,达到节电目的。与此同时,一口井供液良好,冲次频率过快,就会导致交变载荷大,造成“大马拉小车”,导致电量浪费,这时就需要将小泵径改换为大泵径。

濮100井泵径更换前是56毫米的泵径,泵挂深度是1253米,正常日产液量是58立方米,日产油0.4吨。结合检泵工作,工艺技术人员把该井的泵换成70毫米的泵,泵挂深度提高到1100米的深度,更换后,该井日产液量85立方米,生产原油1.4吨,虽然换成大泵径,但泵深也上提了,综合下来日耗电量基本保持不变,但原油日产量增加了1吨,达到了增油却又不增加电耗的目的。

除此之外,日常跟踪油井动态变化及时调参,同样达到节电效果。今年年初以来,濮城采油厂实施调参134井次,累计增油336.4吨,节电55.5万千瓦时。


注水结构调整:油田年产油水平已从高峰期720多万吨下降到目前120多万吨,在目前这种情况下,只有用效益套解发展方程式,衡量各项工作,才能真正破解发展难题,走好效益开发之路,实现整体扭亏为盈。因此,必须做好不同油价下的弹性注水结构调整优化,减少无效注水,降低注水用电单耗


在油田注水系统中,注水泵机组是采油生产过程中的主要设备,是保证原油高产稳产的关键设备。因此管好注水泵机组,使其高效运转,不但保证油田生产顺利进行,也能减少大量的能耗。

当前油田注水设备多为离心泵。离心泵虽然结构简单,保养方便,但运行效率低,能耗高。以濮城采油厂为例,该厂联合站注水系统一次增压的平均机组效率为73%,机组效率每提高一个百分点,预计每年可节电75万千瓦时。

为进一步提高注水设备运行效率,降低注水系统运行成本,油田组织相关设备制造商、科研单位和油气生产单位开展技术攻关,研发新型对置式大排量往复注水泵。这种注水泵于去年4月在濮城采油厂濮二联合站进行现场应用。

统计数据显示:目前,对置式大排量往复注水泵运行时率能达到93%,注水单耗与离心泵相比平均下降1.80千瓦时/立方米,日节电量1.3万千瓦时左右。目前,该型注水泵已通过油田节能型设备鉴定。今年,油田计划在胡状联合站再推广两台对置式大排量柱塞泵,预计年节电260万千瓦时。

在优化注水结构上,据文留采油厂地质所副所长韩磊介绍,该厂强化注采效益评价,减少无效注水。针对注水压力高、长期注水不见效的注水井实施关井措施;针对高含水无效益井组下调配注或关井减少无效注水量直至井组直接成本有效;针对含水波动较大的井区,利用温和注水、周期注水来实现稳油控水增效的目的。今年年初以来,文留采油厂下调配注233井次,年减少注水量约39万立方米,增油231吨。

为实现年产油30万吨工作目标,文卫采油厂抓住“治水也是降耗”这一举措,通过不断细化优化注水,使降低或减少无效注水也成为当前一项重要节能项目。文卫采油厂制订了控制低效无效循环注水措施方案,该厂地质技术人员以分层注水为基础,结合井组生产动态,大力推广“间隙注水”“变强度注水”“周期注水”等节能举措,减少低无效注水量,达到节电效果。

增注泵是注水开发很重要的生产设备,它通过对注水泵站来水进行增压或减压处理,及时补充好地层能量,提高老油田开发效益。在文卫采油厂采油管理二区卫20号计量站,每天上午8点至晚上8点,这里的员工都要及时对站上5台增注泵进行停泵操作。晚上8点至次日8点,再将这些增注泵全部开启。“之所以选择这么做,最关键是这里的员工根据白天与夜晚电价的不同,对用电设备采取‘避峰就谷’措施,用最少投入实现效益最大化。”文卫采油厂卫20号计量站站长谷国亮介绍说。

在不影响注水效率的前提下,各采油也加紧对注水设备的降级改造。文留采油厂启用低功率离心泵,以降低注水电耗。4月中旬,文留采油厂文一联合站启用1号低功率离心泵,并对该泵实施试注调试。经测试,该泵可以在16.5-17兆帕的压力下提高排量至280-290立方米/小时,足够满足文中油田中压注水需求。注水单耗由7.6千瓦时/立方米减到7.3千瓦时/立方米,截至5月底,该泵共节电10.3万千瓦时。

6月24日,在文卫采油厂采油管理一区,技术人员利用电能质量分析仪对已安装节能电机的明N217井机采系统效率进行检测。电动机为油田机采、注水、集输系统提供动能,油田现有电动机普遍存在服役“超期”,电动机负荷与设备运行负荷不匹配等问题,造成用电能耗的浪费。按照国家对高能耗落后电机的淘汰要求,今年油田将分批次对油气生产单位的1400余台大功率、国家明令淘汰的电动机进行改造,预计于7月进入施工阶段。

节电工作并非一朝一夕之事,而是一项长期的、系统性的工作。“要把节电工作放到油田改革发展大局中,整体谋划,通盘考虑。”生产运行管理部电力系统负责人齐兰涛表示。

油田年产油水平已从高峰期720多万吨下降到目前120多万吨,我们的心中不免掠过些怅惘。然而,寻找老油田节能降耗与采出原油量的平衡点的法则终究不容逆抗,任谁也无法接受这种机器空转、宝贵能源白白流失的现状。油田对地面系统优化整合改造的方案,唤起了我们新的希望。据了解,油田将借助东濮老区地面系统优化整合改造的契机,根据油田当前生产能力,优化供配电设施的配置,减少电力系统“大马拉小车”等高耗低效现象发生。

 

编辑:王伟