提高油田五大系统效率专题ppt课件.ppt

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1、提高油田五大系统效率专题,目录,一、油田主要技术经济指标二、油田五大系统的关联性三、能耗分布关键部位及主要问题四、提高油田五大系统效率的关键技术五、综合提效措施建议,一、油田主要技术经济指标,随着我国东部大多数油田逐步进入高含水期，能耗在油田生产成本中的比例不断上升，如中石化某油田1989年采油成本为171元/吨，而到1999年为803元/吨，年平均增幅16.7%。,2000年中石油油田分公司生产与能耗指标,油田地面生产直接能耗占生产中能源总量的7%。油田地面生产能耗费用占地面操作成本的35%。生产能耗由97年2350MJ/t上升到3394MJ/t，上升30%。,一、油田主要技术经济指标,国内

2、外油田的主要经济指标,一、油田主要技术经济指标,二、油田五大系统的关联性,高含水期油田原油生产主要是以油藏为核心的注采循环过程，油藏的动态特性决定原油生产的最小能耗，在最小能耗一定的情况下，原油生产成本，是由油田机采、集输、注水、供热和供电系统的效率决定的，同时，这五大系统又存在一定的相互制约关系，从系统工程的角度出发，对配套系统进行优化调整，将成为今后节能工作的重点方向。,油田五大系统结构关系图,二、油田五大系统的关联性,注水量与原油产量之比是油田能耗的关键参数。水油比越大，机采、注水、集输、配电系统的能耗和污水处理成本越大。注水参数、油井参数、油藏措施及时优化调整，解决无效注水问题是降低原

3、油生产成本的捷径。应加强单井计量，提高计量精度。,二、油田五大系统的关联性,变压器容量、空载损耗、短路损耗、有功负载、功率因数对网损率的影响曲线图,机采系统电机负载率低，大部分在20%左右，功率因数低、线路复杂且分散、电容补偿困难，对配电系统损耗影响大。变压器运行易偏离高效区，机采、注水、集输等系统改造后需要调整。,二、油田五大系统的关联性,油井回压降低，载荷也随之降低，原油产量、举升效率、泵效相应逐步上升。 机采系统效率约为输油系统动力利用率的一半。密闭集输工艺能够有效降低油井回压，压力利用率高。稠油降粘输送也具有较好的经济效益。,二、油田五大系统的关联性,某油田生产吨油总能耗2055.5M

4、J/t，耗电123.8kW.h/t。机采、注水、集输、热采和配电系统能耗占总能耗90%以上。集输、热采应作为节热的重点系统。注水、机采、配电系统作为节电的重点系统。,三、能耗分布关键部位及主要问题,三、能耗分布关键部位及主要问题,机采系统关键部位： 地面电机配套。 抽油泵效率。 抽油杆、油管损失。,机采系统存在的主要问题：电机负载率、功率因数低，电机损耗30%左右。抽油泵泵效衰减速度快。部分油井运行参数不合理。部分油井偏磨、出砂问题严重。,机采系统节能潜力：机采系统优化。节能电机和节能抽油的应用。防偏减磨技术的应用。高效防砂泵的研究应用。,三、能耗分布关键部位及主要问题,高含水期集输系统关键部

5、位：加热炉。原油不加热预分水设备。电脱水设备。站内脱水工艺流程、装备。,集输系统存在的主要问题：加热炉运行热效率低。原油一次处理达标率低、不达标原油回掺量大。被加热原油含水率高。破乳剂低温性能差。原油不加热预分水工艺不完善。老站设备散热损失大。,集输系统节能潜力：低温高效破乳剂的研究应用。高效分水设备的应用。提高加热炉运行效率。容积式脱水泵及其变频控制技术的应用。优化脱水工艺流程，减小原油回掺处理能耗。老站关键设备的保温。,三、能耗分布关键部位及主要问题,污水处理系统主要问题：大量从地层到联合站来回循环的污水循环量增加，污水性质变差，超过原处理系统和设备的能力，并使能耗增加；污水回注、外排不达

6、标。,污水处理系统主要消耗指标,三、能耗分布关键部位及主要问题,注水系统关键部位：注水（聚）泵效率、泵管压差损耗、配水间节流损耗。,注水系统存在的主要问题：注水泵不在高效区运行。单井注水压力差别大、分布不均匀、注水系统单一。泵管特性不匹配。,注水系统节能潜力：对注水系统进行优化。采用分区注水、单井增压技术。大小泵匹配、无节流变频控制。注水泵拆级、切割。注水泵运行的优化控制。,三、能耗分布关键部位及主要问题,热采系统关键部位：注汽系统和注汽站。注汽管网的保温。,热采系统存在的主要问题：注汽锅炉效率低于设计值。注汽管网热损失普遍超标。注汽负荷低于额定负荷，给水泵回流损失大。,热采系统节能潜力：提高

7、注汽锅炉效率和蒸汽干度。采用新型保温材料，降低输汽管线热损失。减小给水泵回流引起的电耗。研发或引进井下蒸汽发生器,三、能耗分布关键部位及主要问题,配电系统综合网损率在10%左右。,配电系统关键部位：变压器、配电网、电动机。,配电系统存在的主要问题：变压器陈旧，非经济运行，损耗高。电网结构不合理，随用电负荷不断增大，线损也随之增加。用电设备负载率及变压器负荷率均较低，功率因数小，无功损耗大。油井电机电容补偿困难。,配电系统的节能潜力：配电网优化运行。高压分散补偿技术的应用。节能变压器的推广应用。高转矩节能电机、永磁节能电机或节能控制箱的推广应用。,四、提高油田五大系统效率的关键技术,1、机采系统

8、地面工程节能配套技术2、提高井下效率配套技术,3、注水管网优化技术4、注水泵节能技术,5、原油密闭集输处理技术 6、高含水期不加热脱水技术7、提高加热炉炉效技术8、容积式脱水泵的应用及控制,9、注汽锅炉提高炉效技术,10、节能变压器及智能补偿技术的应用,1.1节能电机的推广应用,目前推广应用的节能电机有超高转差率节能电机、稀土永磁电机、变频调速电机等。节能电动机与普通电动机相比，机械特性有所改善，能较好地适应抽油机井的变负荷工况，电机额定功率普遍降低，负载率趋于合理，电机节能效果明显。,1、机采系统地面工程节能配套技术,永磁节能电机启动转矩大，与同规格感应式电机相比，节能28个百分点。,感应式

9、电机,永磁节能电机,抽油机电机性能对比,机采系统节能降耗技术研究与应用,功率因数,转矩倍数,额定效率,0.4,1.8,90%,永磁电机与普通电机性能比较,机采系统节能降耗技术研究与应用,9.13%,6630kw.h,5833kw.h,单井月耗电,平均节电率,127台YQZ系列电机统计数据,机采系统节能降耗技术研究与应用,3604kw,2412kw,装机总额定功率,平均额定功率,34.7kw,20.3kw,负载率,系统效率,21.04%,应113台同步稀土永磁电机效果对比,29.6%,机采系统节能降耗技术研究与应用,实测稀土永磁同步电机节电率为10%18%。,应用超高转差率电机, 可降低40%供

10、电容量，网损减少60%，节电5%30%。在用约600台，实测节电率为5%15%。,现场有些节能电机的节电率较低，主要原因是电机的负载率低，节能潜力没能充分发挥，需要加强电机的测试和管理，及时解决电机的欠载问题。,1、机采系统地面工程节能配套技术,目前推广应用的节能抽油机主要有异相型游梁抽油机、链条式抽油机、皮带式无游梁抽油机等，节能抽油机的优点主要在于：改善负载特性，减少对电机的冲击，降低电机配置，提高地面效率；改善抽油机的工作特性,增大抽油泵的充满度，降低机械冲击，提高井下效率。,1.2节能抽油机的推广应用,应用异相型游梁机，系统效率可提高2.5%-4%。,应用链条式抽油机，可省电30%-5

11、0%，总机效率高,皮带式无游梁抽油机平均泵效67.3%，而游梁机平均泵效42.8%,1、机采系统地面工程节能配套技术,考虑高含水期稠油、含气、斜井、出砂对机采系统的影响，通过优化油井设备配置和生产参数，平衡机采系统效率与合理产量的关系，最终实现综合经济效益最大化、提高机采系统效率和节能降耗的目的。应用软件对油井进行优化，井下效率可提高到60%以上。,2 、提高井下效率配套技术,2.1 油井生产系统优化设计,2 、提高井下效率配套技术,特种抽油泵是针对不同的井况而研制的具有特殊性能的抽油泵，用于延长高泵效生产周期、提高井下效率。,2.2特种抽油泵的研制与应用,长柱塞防砂抽油泵是环空沉砂结构与长柱

12、塞短泵筒结构的有机结合。具有防砂卡、防砂埋、防砂磨等功能。该泵现场应用4000余井次，防砂卡、防砂埋成功率达98%以上。据616井次统计，油井的平均免修期提高一倍以上，平均泵效提高8.1%，最长生产周期达914天。,2 、提高井下效率配套技术,等径柱塞抽油泵采用独创的等径刮砂柱塞结构，消除了砂卡、砂磨的根源，具有上行刮砂，下行冲砂的特性；延长了油井的高泵效生产周期。现场应用400多台。 有杆抽稠油泵采用液力反馈结构，在抽油杆下端提供一个向下动力，克服抽油杆下行摩擦阻力，避免下部弯曲。现场应用后，使许多普通泵难以胜任的稠油井，保持高效生产。,2 、提高井下效率配套技术,2.3防偏磨、减磨技术研究

13、应用,重新认识杆柱上托力的作用,转变磨损对象扶正杆管,自身耐磨寿命一年以上,井例 GD1-14X910井为斜井，杆管全井偏磨严重，以往作业周期为3个月左右，2002年10月27日经优化设计后采用抗磨副、防弯加重杆及液力反馈泵进行作业，2003年6月因供液不足再次作业，除换泵以外，原杆柱及抗磨副、加重杆又最新下井使用，工作至今。,2 、提高井下效率配套技术,3、注水管网优化技术,孤六注实施分压注水后。注水系统效率由41.02%提高到52.16%，注水单耗降低了0.81kWh/m3，年节约电能414104kWh，折合人民币211万元。,胜坨油田实施增压注水技术后，一方面确保了系统降压后高压井仍能完

14、成配注，另一方面提高了系统效率6.1%，单耗降低了0.45 kWh/m3，年节约电费1030kWh 。,泵排量与配注量不匹配注水泵运行效率低,4、注水泵节能技术,提高注水站效,4.1 注水泵型匹配组合技术,针对注水量相对稳定的注水泵站，为减少离心泵偏离高效点运行或高压水回流造成的能量浪费，采取大小排量或不同泵型的匹配组合，使注水站能力与站属注水井的注水量相适应。 滨六注所属井配注水量8600 m3/d，原运转2台DG250型泵，总排量为10293m3/d，每天有1693m3高压水回流入罐，造成较大的能量损失。后增换2台小排量的DF140型泵，开大排量的DG250型及小排量的DF140型泵各一台

15、，排量为8621m3/d，满足了配注量的需要，每天减少高压回流水1672m3。,4、注水泵节能技术,4.2 注水泵撤级技术,当离心泵平均泵压比注水干线需要压力高出2.0MPa以上时，撤级改造是老油田离心泵节能降耗的主要措施。 孤四注实施撤级前，注水泵节流压降高达2.05MPa，配水间平均节流压降约1.95MPa，总压降高达4 MPa。98年7月将DF300离心泵由9级撤为7级运行，注水泵运行压力由原来的13.25MPa降低到9.25MPa，泵出口节流损失由2.05MPa下降为0.25MPa，使运行泵压、注水干压趋于合理。系统效率由实施前的30.11%提高到50%，注水单耗降低了1.81 kWh

16、/m3。,4、注水泵节能技术,当不足以撤级而泵的压力偏高时，宜采用车削叶轮的方法来改变泵的性能参数。试验研究表明，叶轮切削在5以内，泵效基本不变；比转速越低，切削叶轮对泵效的影响越小，可切削的范围更大。 孤东三号注水站的DF300150型离心泵，叶轮切削前的泵压高出注水所需的泵压0.8MPa，车削后，泵的叶轮外径由335mm变为326mm，泵压由15.3MPa降为14.5MPa，功率为原功率的0.92。,4.3 注水泵切削叶轮技术,4、注水泵节能技术,4.4 注水泵变频控制技术,大庆杏南油田注水系统有注水站7座，注水泵19台，泵管压差平均为0.21.4MPa，注水单耗为6.1 kWh/m3。采

17、油五厂99年11月在处于系统中心的杏五注安装了1套美国AB公司的2240 kW高压大容量变频装置，投运后，系统运行基本稳定，注水单耗由6.04 kWh/m3下降到5.81 kWh/m3。,孤三注干线压力降低为12.0MPa，注水泵拆一级，泵出口额定压力为12.8MPa。应用高压变频控制技术后年节约电费63万元，投资回收期约4年。,采用变频技术控制往复泵的排量是避免回流、降低注水单耗的有效方式。河口罗北站应用变频技术后，系统效率提高了11.3%，注水单耗降低了0.40kWh/m3。,4、注水泵节能技术,通过在线采集机组的技术参数和泵效自动寻优控制、保证机组高效安全运行。目前已有16座注水站应用该

18、技术，平均干线压差降低0.59MPa，泵效提高5.2%，注水单耗，降低了0.31kWh/m3。,4.5 注水泵站状态检测调控技术。,4、注水泵节能技术,我国陆上油田油气集输损耗为1.9%，浪费十分惊人，原油密闭处理输送工艺是降低油气集输损耗，提高集输系统效率的有效途径。胜利油田实现原油密闭处理集输工艺的方式主要有以下几种：一是应用SD油罐气微压自控回收装置，回收原油储罐的挥发气，二是应用变频控制技术实现密闭分输工艺，三是应用混输泵，实现密闭混输工艺。,5、原油密闭集输处理技术,SD油罐气微压自控回收装置是胜利油田的专利产品。该装置能及时跟踪油罐气压力的变化，自动调节压缩机的循环启停和转速，全自

19、动闭环控制油罐压力。可实现油站、水站一体化密闭。,5.1 SD油罐气微压自控回收装置,抽气能力：100050000m3/d； 控制压力：250350Pa；,高压450Pa报警：500Pa放空； 压力200Pa：调节阀补气；,低压150Pa 报警：手动补气； 低压100Pa：停压缩机；,压缩机运转频率：1050Hz。,5、原油密闭集输处理技术,油罐气微压自控回收装置在胜利、新疆、绥中等油田得到大范围应用。其中胜利的陀1、陀2联合站，每天分别回收天然气7000m3左右，年效益多万元，投资回收期不到一年。,5、原油密闭集输处理技术,长期以来，油田接转站原油的增压输送采用开式分输工艺，即采出液经油气分

20、离器分离后，天然气外输到配气站或放空，含水油进原油储罐，经油泵增压后外输到联合站。接转站开式分输工艺改为密闭分输工艺的关键是保持分离器液位的相对稳定。,5.2密闭分输工艺变频控制技术,5、原油密闭集输处理技术,胜利油田应用变频控制技术，设计的密闭分输工艺控制系统由油气分离器、非接触式射线智能液位计、变频器、变频控制柜和外输泵构成。它是根据分离器油腔液位的变化，调整外输泵的排量来控制液位的。,5、原油密闭集输处理技术,密闭分输工艺变频控制技术在桩西的座接转站推广应用后，每天输送到配气站的天然气增加了1.3104m3，年轻烃增产效益达800万元；外输泵进口压力增大和变频技术的应用，使泵效平均提高1

21、1.3%，年节约电费80万元以上。,5、原油密闭集输处理技术,多相混输泵是实现陆上边际油田、海上采油平台油气水远距离混相密闭输送的关键设备。通过科技攻关，胜利油田建了一座多相混输泵实验站，通过对混输泵进出口压力、温度、气液质量、扭矩、转速、轴功率、含气率、气液比、振动、噪音、传动效率、泵效等30种参数的检测，完成了多种混输泵的性能评价及应用技术研究。,5.3多相混输泵应用技术,5、原油密闭集输处理技术,目前，多相混输泵在胜利油田应用较多。东辛采油厂永921站，利用油气混输泵，将油气分输工艺改为油气混输工艺后，每天回收天然气8000m3，年效益106.78万元，投资回收期仅5个月；营11站应用混

22、输泵后，井口回压降低0.51.1MPa，平均单井增液10.6%，经济效益显著。,5、原油密闭集输处理技术,6、高含水期不加热脱水技术,胜利油田原油脱水温度一般在75左右，进站原油温度在45左右，如果加热炉的平均运行效率按照85%计算，在没有回掺油的情况下，原料油含水与燃料消耗量的关系如下：,原油站库五星级标准规定的燃油消耗量是2kg/t，对照该标准，则要求加热炉进口原油含水率小于10%，而胜利油田大部分联合站被加热原油的含水都在20%70%左右，平均燃油消耗量在5kg/t左右，主要原因就是未能解决原油预分水问题，如果加热炉进口原油含水降低到20%以下，联合站内原油加热消耗的燃料量将降低到2.5

23、kg/t左右，胜利油田每年可以节约燃油6.5104t，原油价格按照1500元/t计算，年节约燃油费9750万元。因此解决原油预分水问题，是油田节能降耗的关键所在。,6.1预分水剂及低温破乳剂的研究与应用,6、高含水期不加热脱水技术,实现原油不加热脱水的一个关键是破乳剂具有较好的低温性能，由于破乳剂具有较强针对性，应针对特定油品，筛选低温高效破乳剂。 孤四联在进站原油不加热的情况下，LGS-2原油预脱水剂与XPI破乳剂配伍使用，药剂用量减少20%，经过沉降罐沉降后原油含水降到15%左右。,结合工艺改造，应用高效三相分离器可以实现先分水后加热脱水的处理工艺。 指标。出口油中含水：重油或稠油20%4

24、0%，轻质油1%；出口水中含油：重油或稠油500mg/l，轻质油300mg/l 。（不加热） 提高三相分离器性能的关键技术： 波纹板、斜板等聚结材料的应用 三相分离器内部加热（从能耗角度看，不如后续加热） 流场的稳定（结构的优化设计） 油水界面的控制,6.2 高效三相分离器的研究与应用,6、高含水期不加热脱水技术,孤东一号联：出口油中含水30%40%（不加热）； 出口水中含油500mg/l左右。（原油密度0.93） 孤岛四号联：出口油中含水30%左右（不加热）；出口水中含油300 500mg/l左右。（原油密度0.97,含聚70120mg/l,现场中试） 东辛102：出口油中含水0.5%1%。

25、（不加热）; 出口水中含油100mg/l。,6、高含水期不加热脱水技术,原油含水过高常常导致脱水电极间短路，因此传统的电脱水器一般要求脱水原油含水小于，我们针对轻质和中质原油乳化油含水低、游离水分离快的特点，开发的高含水原油电脱水器。利用该设备可以取消脱水泵，直接利用井口压力，处理高含水进站原油。使用该设备具有流程简单、设备能耗低、脱水效果好的优点。,6.3 高含水原油电脱水技术,6、高含水期不加热脱水技术,利津联合站应用高含水原油电脱水器后，进站原油经两相分离器分气后，含水88.5%原油直接进高含水原油电脱水器进行电脱水，脱出油含水小于0.5%，实现了原油不加压、不加热脱水，减少了后续加热负

26、荷60%以上。电能消耗与常规电脱水器能耗相当，设备运行稳定。,6、高含水期不加热脱水技术,7、提高加热炉炉效技术,关键问题： 空燃比的控制（自动或手动） 烟管强化换热 加热盘管的除垢,油田水套加热炉设计热效率一般为8085%，实际运行热效率在76左右，影响加热炉热效率的主要因素是空气过剩系数偏大以及热负荷的波动等因素。,加热炉系统的能流图,炉效与空气过剩系数关系曲线,7、提高加热炉炉效技术,加热炉空气过剩系数的自动控制主要有两类，一类是变频调节，另一类是风门调节（全自动燃烧器）。,变频控制系统由氧化锆含氧分析仪、热电偶、控制仪、变频器和风机组成。它根据烟气的含氧量，控制风机的供风量，实现燃料的

27、低氧合理燃烧，根据烟气排烟温度，合理调整加热炉的热负荷，减少排烟损失，提高炉效。孤东号联应用该技术改造后，加热炉的平均运行效率提高到86%左右，节电50%左右。,7、提高加热炉炉效技术,加热炉无功热能输出控制就是根据工艺要求，合理地控制加热炉的出力。它根据被加热介质的出口温度和热媒（水）的温度，通过调节匹配燃烧器的出力来实现模糊控制的。其控制原理图如下：,该技术在孤四联应用后，加热炉出口原油的温度控制在范围内。,7、提高加热炉炉效技术,加热炉降负荷使用，站上配套便携式烟气分析仪，加强空燃比的控制和运行管理，热效率可达到85%左右。,8、容积式脱水泵的应用及控制,脱水泵进口原油乳化液颗粒粒径一般

28、为1020微米，经过离心泵剪切后，粒径一般小于5微米，原油脱水难度大幅度增大，而容积泵对乳化液颗粒粒径的影响很小。,离心泵的流量压力特性决定了在变频情况下也需要节流运行，而容积泵的流量与出口压力无关，仅与转速有关，可以实现无节流变频运行。,孤四联改用容积泵后，电机额定功率由110kW降低到75kW。实际节电40%以上，电脱水脱水效果明显提高，并且降低了电能消耗。,9、注汽锅炉提高炉效技术,9.1锅炉给水泵变频技术的应用,大多注汽锅炉的负荷率仅为额定负荷的60%以下，给水泵高压水回流现象严重。,9、注汽锅炉提高炉效技术,9.2 远红外涂料强化传热技术应用,涂层厚度1mm 波长：325m，炉膛温度

29、约提高50，炉墙平均温度降低10左右，锅炉运行效率体高2个百分点。,9.3 自动吹灰技术应用,声波频率： 100400Hz，减缓了排烟温升速度，人工清灰周期延长一倍。,9、注汽锅炉提高炉效技术,利用空气中各组分透过高分子膜时的渗透速率不同，在压差驱动下将空气中的氧气富集起来获得富氧空气，富氧空气氧含量29%。,9.4 膜法富氧助燃技术,加快燃烧速度，促进燃烧完全；降低燃料的燃点温度。增加热量利用率。可以明显减少燃烧产物的体积；能使燃烧温度大幅度提高。,9、注汽锅炉提高炉效技术,膜法富氧助燃系统简图,9、注汽锅炉提高炉效技术,锅炉配风变频控制技术是富氧助燃的配套技术。 根据烟气的氧含量变频调节风

30、机转速，控制供风量和空气过剩系数。,9.5 配风变频控制技术,9、注汽锅炉提高炉效技术,9、注汽锅炉提高炉效技术,通过以上技术的研究应用，孤四区注汽锅炉热效率由82%提高至92.28%，提高8.28个百分点。,9、注汽锅炉提高炉效技术,10、节能变压器及智能补偿技术的应用,提高配电系统效率的主要途径根据其他系统高效节能设备的应用和负荷变化情况，合理选配变压器容量，提高设备负荷率；控制电机运行状态，减少损坏，提高用电负荷的自然功率因素；合理补偿无功，降低为线路损耗；优化线路的结构和优化配电网络的运行，能够有效地降低网损。,结合孤四区油井节能电机的调整，更换节能变压器148台，减容2235kVA；

31、年降低基本电费：11元/kVA.月12月2235kVA29.502（万元）；年降低变压器运行费：57.671kW24小时/天365天0.4623.24（万元）新型节能变压器的使用，因为减少基本电费支出和变压器损耗可降低费用，两年内可收回成本。,节能变压器的推广应用,10、节能变压器及智能补偿技术的应用,电机调压控制装置应用研究,抽油机星-角转换型节能控制柜， 根据电机启动与运行时的状态，对电机的接线形式进行角-星转换，达到节电增油的目的，孤四区应用表明，平均节能达到8.35%；可控硅调压节能控制柜 由微处理器实时监测电机负荷状态通过控制可控硅触发导通角，调整电机的电压值相位差，以达到节约有功功

32、率，提高功率因数的目的。平均节约有功功率10%，节约无功功率25%。,10、节能变压器及智能补偿技术的应用,增加线路变压器供电能力提高供电电压质量降低功率损耗与电能损耗,无功补偿节能技术的推广应用,基本原理,10、节能变压器及智能补偿技术的应用,功率因数智能补偿技术的特点：（1）自动跟踪、自动补偿：解决欠补偿和过补偿的问题，提高了补偿效率。（2）采用晶闸管和整流管技术投切电容：该技术的使用有效地消除了涌流、过电压、触头燃弧，延长补偿装置的使用寿命。（3）采用功率因数校正技术，对功率因数进行全面补偿，不仅补偿基波功率因数，而且补偿各次谐波的功率因数。,10、节能变压器及智能补偿技术的应用,从测试

33、结果看，孤四区综合节电率为12.99%；平均功率因数提高40.37%；平均无功功电流下降42.54%。电网的功率因数由原来的0.74提高到0.9以上，并且使系统线损下降29%，直接经济效益达57万元。,无功补偿的节能效果,10、节能变压器及智能补偿技术的应用,实施油田提高五大系统效率工程应按照“有利于发挥长远示范效应”的原则，在分析油田开发现状、制定油田发展规划的基础上，以提高经济效益和整体效率为中心，侧重成熟高新技术的集成应用，突出区域集中、项目集中、资金集中，强调采油工程各专业系统的有机结合、地面与地下的有机结合、油藏与工程的有机结合，立足于系统优化、整体优化和技术优化，实现由单个专业方案

34、经济效益最优向整体方案经济效益最大化的转变，建立一套科学完整的技术经济评价体系和经济效益考核办法，使油田开发后期采油工程技术改造有一个合理的方案优化评价指标体系，保证投入产出效益，不断提高技术改造方案设计水平。同时通过建立采油工程系统合理的投入产出机制，进一步促进系统效率的提高和降本增效工作的开展。特定油田区块提高油田五大系统效率的改造工作应注意以下几点经验：,五、综合提效措施建议,1、油田原油生产能耗的控制应注意地上与地下的结合，优先进行油藏的动态分析和配注配产方案的区域优化，通过优化注水井的生产参数和油井工作制度，合理控制地层的压力结构、提高注入产出比，解决无效注水问题，应成为降低原油生产

35、单耗的工作重点。,2、油井生产是一个动态变化的过程，加强生产管理和生产参数的优化调整，是一种投入低产出高的节能工作，应在采油队推广应用油井生产优化软件，将油井生产参数的采集与优化控制工作放在生产的最前线。,五、综合提效措施建议,3、低产低效井的治理工作，应注意地下与地上的结合，根据地下举升系统的情况，优化地面的设备配置，针对启动转矩大、生产负载低、间断负载的特性，推广应用高效节能电机和相关节能设备。条件好的油田应优先推广应用永磁节能电机，永磁节能电机的应用至少可将电机的额定功率降低一个档位，而且功率因素高对降低电网的损耗和电能消耗具有正效应；节能控制柜也具有良好的节能效果，而且投入低，在资金缺

36、乏的情况下，应优先考虑。,五、综合提效措施建议,4、注水系统的改造包括站内改造和站外管网调整两方面。管网调整方面，对于注水区域大、管网复杂、管网效率低的注水系统，优先进行高压井的治理或采用单井增压注水工艺，其次进行区域优化，实现分区注水或分压注水；注水站无节流控制是提高注水站站效的重点，高压变频技术目前已基本成熟，但注水泵的流量压力特性和注水系统的压力要求，不用允许大范围的变频，频率变化范围一般控制在5Hz范围内，因此注水站的变频运行必需与注水泵的拆极和大小泵匹配有机地结合起来，并优先进行注水泵拆极和大小泵匹配的改造工作，以降低改造工程的投资。,五、综合提效措施建议,5、集输系统的热能消耗占站

37、内总能耗的90%以上，加热炉的改造或高效加热炉的应用无论是对提高站效或者降低生产运行成本都是正效应，而且投资回收期短，应优先进行；研究应用不加热预分水和低温脱水工艺，是老油田降低站内能耗的根本；原油在处理站内停留时间比较长的情况下，应做好关键设备的保温工作；老化原油回掺处理的能耗在站内占的比例较大，特别是依靠热化学沉降为主的集输处理系统，应采出必要的措施，避免老化原油大量回掺，造成原油集输处理的恶性循环。联合站内应用容积泵和相应的无节流变频控制技术，在降低能耗的同时，能够有效地减轻原油的乳化程度，有利于原油脱水。,五、综合提效措施建议,6、由于破乳剂具有很强的针对性，低温高效破乳剂的开发应用工

38、作，应成为今后工作的重点。,7、油井的井口回压对机采系统的影响较大，井口回压每降低0.1MPa，机采系统举升效率提高12个百分点，由于机采系统效率较低，而系统能耗又很大，因此，集输系统应尽量从工艺流程上降低井口回压，以降低能耗。,五、综合提效措施建议,8、膜法富氧及空燃比变频控制技术，对注气锅炉的改造具有较好的效益，而且可以有效地提高注气干度。与余热回收利用技术相比，不存在尾部低温腐蚀和灰堵等问题，使用寿命长；给水变频控制技术能够有效解决注气量变化引起的给水回流问题，具有较好的节能效果；远红外涂料强化传热技术具有投资少，见效快的特点，该项技术的应用能够有效提高炉膛黑度，强化炉膛辐射换热，并降低

39、炉墙外壁温度。,五、综合提效措施建议,9、供电系统的改造应针对机采系统电负荷分散、无功功率大，而注水、集输、供热系统用电负荷集中的特点，采用集中补偿和分散补偿相结合的方式，对线路进行优化补偿。永磁节能电机的应用可以有效解决油井线路分散补偿的难题。供电系统的改造应根据其他系统的改造和负荷分布情况，综合规划。,五、综合提效措施建议,10、油田的节能技改工作，应从系统工程的角度出发，综合考虑五大系统的交互关系，在节点能耗分析和分系统多方案优化的基础上，进行资金投入与改造效率灵敏度分析和整体改造方案的优化工作，实施整体综合改造，以优化投入产出比，降低投入，避免重复建设。,五、综合提效措施建议,谢谢大家!,