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大庆油田开发机采系统节能技术 促进采油节能增效

行业聚焦点中国仪表网2014年10月08日 15:16人气:5196

  【中国仪表网 行业聚焦点】近日,大庆油田有限责任公司承担的国家科技支撑计划项目“石油采输系统节能关键技术与示范”子课题“机采系统节能关键技术研究”成果,取得了显著经济社会效益。
  

       变耗能点为节能点
  
  随着新井的陆续投产,机采节能的压力越来越大。由于新投井以外围低产低渗油田和老区加密调整井为主,单井产量低,吨液单耗和吨油单耗较高,节能压力大。但潜力也在压力之中。全油田5万口采油井,就是5万多个耗能点,而每一个耗能点,又可以分成若干个耗能节点,机采节能工作就是围绕这几十万个耗能节点展开的。耗能点也是节能点,聚沙成塔,集腋成裘,是机采节能的最大潜力所在。
  
  采油工程系统本着“控制新井能耗上升幅度,降低老井电能消耗”的原则,一直把机采节能作为重点工作来抓,努力遏制机采能耗上升的势头。系统还编制了“十一五”机采节能规划,成为中国石油天然气股份有限公司第一个关于机采节能的中长期规划。
  
  从机械采油结构发生的重大变化,就可以看出大庆油田在节能新工艺技术推广应用和老旧设备技术改造方面所做出的积极努力。2010年,抽油机井比例已降至80%,而螺杆泵井比例已增加到8%。这与大庆油田逐年增加节能抽油机和节能电机应用比例的举措是分不开的。
  
  更换节能抽油机投入大,受成本制约,并不能大规模实施。为此,采油工程系统技术人员想办法、找对策,力争让有限的投入化为更大的效益。比如,在抽油机尾部加上悬锤配重,就可以把一台常规抽油机改造成下偏杠铃节能机,投入只有两万多元,节电率却能达到15%以上。采油六厂首先试行了电机逐级匹配的“一换三”更换方法,用小功率节能电机更换装机功率偏大井,再用更换下来的电机去更换装机功率更大的电机,争取用一台电机的投入解决3口井的问题。这一做法已在油田推广。
  
  采油工程系统的技术人员还进行了倍程柔式抽油机、复式永磁抽油机等新型抽油机的研制和试验工作,为解决抽汲设备的高能耗问题做出了不懈的努力。这些技术成熟配套并大规模推广应用后,将有效解决传统抽油机能耗较高的问题。
  
  据了解,“十一五”以来,大庆油田从优选举升方式、优化生产参数、优选节能设备入手,加大节能措施的应用力度,强化生产管理,形成了规模效益。与“十五”末相比,在油井总数增加26.4%、产液量增加10.9%的前提下,3年机采总耗电仅增长1.1%。
  
  螺杆泵渐成节能“主力军”
  
  早在1986年,大庆油田就下井应用了第一台螺杆泵,但很多年来一直处于小规模试验阶段。2003年,小排量螺杆泵进入工业化推广。2006年6月底,全油田应用螺杆泵井数超过2200口。随着油田开发的深入,大庆油田相继开辟了两块较大规模的试验区,针对各项技术难点展开攻关,螺杆泵技术得到迅速发展完善,形成了井下泵、专用杆、地面驱动和工况监测诊断4项核心技术,完善了系列配套技术。目前,全油田的螺杆泵井数已增加到5000多口。
  
  与抽油机、电泵举升方式相比,螺杆泵投资低、能耗低、对介质适应性强等优势在油田高含水期挖潜增效的作用日趋明显,并且随着适用技术的不断开发和管理水平的提高日益成熟。根据现场测试统计,举升同等的液量,螺杆泵耗电要比抽油机低1/3左右。相当于在完成同样产量的情况下,每年减少了1400多口抽油机井的耗电。
  
  在运行成本上,根据系统效率普测结果,螺杆泵井平均消耗功率7.6千瓦,与抽油机相比低2.5千瓦,同排量对比少耗电24.35%,近两年经济效益超过亿元。而空心转子螺杆泵与普通螺杆泵相比,单井一年可节约热洗直接费用2.64万元,可提高产油经济效益3.6万元,年创经济效益2242余万元。
  
  为进一步发挥螺杆泵的节能优势,近几年,大庆油田螺杆泵每年应用数量增加1000口以上。螺杆泵的应用前景更加广阔,大大减少了机采能耗、降低油田运行成本,更重要的是,作为大庆节能减排与油田生产同轨同步运行的“直接参与者”,这样的采油树“栽”的越多越好。
  
  此次进行研发的“机采系统节能关键技术研究”项目,主要取得了4项创新成果,一是首次建立了以一次性投资、系统效率、节点能耗为多目标的抽油机优化选型设计方法;二是分别针对水驱和聚合物驱特殊介质,综合考虑惯性和振动等动载荷,首次建立了抽油机悬点载荷和曲柄轴扭矩等关键参数计算的新方法;三是创新了抽油机系统节点能耗分析及测试方法,地面各节点扭矩、功率和井下泵功图测试技术取得突破,首次实现了对抽油机举升系统的全过程动态分析和测试评价;四是创新研制了螺杆泵直驱装置。
  
  目前,机采系统节能技术研究成果在大庆油田共应用7604口井,实现了抽油机井降型1-2个等级,一次性节省投资5%-7%、节电率26.4%,地面直驱螺杆泵举升技术节电率18.7%。现场试验井一次性投资总体减少5846.8万元,年节约用电1.3亿度,折合标煤4.4万吨,减少二氧化碳排放10.9万吨,取得了显著的经济效益和社会效益。该研究成果可在国内其它油田进一步推广应用,并有效降低一次性投资、减少油井运行成本,为国内油田的降本增效、高效开发提供了技术支持。
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