油田节能（通用11篇）
油田节能 篇1
摘要：喇嘛甸油田新建或改造的转油站为砖混结构,其传热系数较高、保温性能较差;建筑照明存在光效低、能耗较高、更换频繁等问题。为提高建筑结构的保温性能,减少照明系统的电能损耗,从建筑节能包括建筑围护结构节能和照明节能设计出发,通过实例分析及评价,探讨节能建筑在油田的适用性,为以后的新建、改造(改、扩建)项目起指导作用。
关键词：转油站,围护结构,照明,传热系数
建筑节能是在建筑物的规划、设计、新建、改扩建过程中,执行建筑节能标准,采用节能型的建筑技术、工艺、设备、材料和产品,提高保温隔热性能,在保证建筑物室内热环境质量的前提下,提高建筑围护结构热工性能,减少照明耗电。建筑节能包括围护结构节能和照明节能。
1 建筑围护结构节能设计
建筑节能是一个复杂的系统工程,主要有建筑节能规划和围护结构节能设计两方面。其中,建筑节能规划包括建筑的选址、布局、形态、间距、避风;围护结构节能设计包括外墙保温隔热、门窗、屋面和地面节能。建筑节能主要集中在围护结构节能设计上。
以大庆油田第六采油厂某“1”字号转油站为例,该站由泵房、值班室和中心岗、食堂组成,建筑结构为砖混结构,泵房、值班室建筑面积409.37m2,体形系数0.57,窗墙面积比0.22;中心岗、食堂建筑面积117.27 m2,体形系数0.71,窗墙比0.22。
根据DB23/T 120—2001《黑龙江省民用建筑节能设计标准实施细则(采暧居住建筑部分)》规定,建筑节能必须满足两个指标的要求,即建筑物耗热量指标≤22.2 W/m2;采暖耗煤量指标≤19.2kg/m2。由于大庆地区主要考虑冬季防寒保温,建筑围护结构传热系数对建筑的采暖能耗影响很大,因此,节能建筑应选用传热系数小、热阻大的建筑材料。
1.1 节能屋面
建筑屋面节能的最主要措施之一就是应用高效保温隔热材料,如矿物棉、玻璃棉、泡沫塑料等,其结构主要由保护层+防水层+保温层+隔气层+结构层组成,此外还有倒置式屋面、绿化屋面、蓄水屋面、平改坡屋面等几种结构形式。按照DB23/T 120—2001的规定,当体形系数S≤0.3时,传热系数K≤0.5,当S>0.3时,K≤0.3,采用节能屋面可使屋面传热系数K控制在0.27～0.3 W/(m2·K),满足标准要求。
1.2 节能墙体
外墙保温节能主要是靠保温绝热材料,目前常用的保温绝热材料主要有聚苯乙烯泡沫塑料板(EPS、XPS)、泡沫玻璃、膨胀珍珠岩、岩(矿)石棉板、玻璃棉毡、海泡石,以及超轻的聚苯颗粒保温料浆等。节能墙体结构主要由结构层+保温层+饰面层组成,其形式有外墙外保温、外墙夹心保温、外墙内保温三种形式。当S≤0.3时,K≤0.52;当S>0.3时,K≤0.4,采用节能墙体可使墙体传热系数控制在0.36～0.52 W/(m2·K)。
1.3 节能门窗
按照GB 50189—2005《公共建筑节能设计标准》的规定,在保证外窗自然采光的范围内,鼓励窗的面积越小越好,即窗墙比越小越好[1]。据统计,通过窗流失的热量占建筑能耗的46%,因此控制窗墙比是个有效的节能手段。按照实施细则的规定,不同朝向的窗墙面积比不应超过规定值(北:0.25;南:0.3;东、西:0.35)。当窗墙比小于0.3时,可采用塑钢单窗双玻璃平开窗,其传热系数K≤2.5 W/(m2·K);当窗墙比在0.3～0.35范围时,可采用断热铝合金中空玻璃平开窗或铝合金断热40 mm厚双玻璃中空双腔充惰性气体窗,其传热系数K=1.5 W/(m2·K)。此外,还可采用加大中空玻璃间隔层厚度、填充惰性气体、改用LOW-E中空玻璃、复合真空+中空玻璃及双层中空玻璃等措施来增加窗的密封隔热性能。门可采用夹心钢板防火门,既满足保温隔热要求,又符合防火规范。
1.4 节能地面
地面节能应采用结构层+保温层的形式,在室内地面结构层下铺设1∶8水泥珍珠岩、焦渣(炉渣)或聚苯板。地面装修采用低传导系数材料,其传热系数可降低至0.25 W/(m2·K);室外软地面种植乔木进行环境绿化,夏季遮挡太阳光,减少阳光对建筑物的辐射,冬季落叶后不影响阳光对建筑物的辐射,有利于建筑节能保温。
2 建筑照明节能设计
照明节能,是在保证照度标准和照明质量的前提下,不降低工作场所的视觉要求,力求减少照明系统中的能量损失,最有效地利用电能[2]。
照明耗电=每盏灯耗电功率×开灯时间×照度×面积
每盏灯光通量×照明率×维护系数(灯数量)+线路损耗
从方程式可看出,分子减小、分母增大可减小耗电量,可通过采用高光效光源,高效率、高照明率的照明灯具,使用电子镇流器及加强照明日常维护管理等途径减小照明耗电,达到节能目的。
还是以六厂某转油站为例。该站厂区面积为8 400 m2,灯具10套。防爆厂房面积为252 m2,高度3.5 m,灯具10套。计量阀组间为面积144m2,高3.2 m,灯具6套。辅助厂房,其中值班室面积72 m2,高3.2 m,灯具3套;加药间等其他房间总面积162 m2,高3.2 m,灯具16套。共计灯具45套,存在光效低、能耗高、更换频繁等问题。
按照GB 50034—2004《建筑照明设计标准》规定,考虑各房间使用条件,其照度参考值和照明功率密度限值如表1所示。
2.1 防爆厂房
防爆厂房包括泵房及计量阀组间,要合理确定照度值,选择高光效光源、高效灯具及低损耗附件,计算LPD值,其值不超过规定值为宜。
因厂房高度为3.2 m或3.5 m,可选用小功率气体放电灯和紧凑型荧光灯,气体放电灯光源应就地装设补偿电容器,可将单灯功率因数提高到0.85～0.9。防爆厂房属二区防爆场所,应采用防爆灯具,灯具的材质宜为抛光铝,外形采用配光曲线适中、介于深照和广照之间的宽口灯具。紧凑型荧光灯应优先选用电子镇流器,气体放电灯宜选用电子触发器。可采取分区控制灯光或适当增加照明开关点。
2.2 辅助厂房
辅助厂房包括值班室、加药间等房间,合理确定照度值,选择光源、灯具及附件,使LPD值不超过规定值。一般选用T8、T5型节能灯或LED(发光二极管)节能灯,灯具为荧光灯灯具,选用电子镇流器(功耗为3～5 W)。
2.3 室外厂区照明
充分利用自然光和太阳能,可采用太阳能路灯[4]。选择高效光源,如金属卤化物灯、钠灯、无极灯等。选用节能型电感镇流器(功耗小于5 W),气体放电灯应加设电容补偿器分散或集中补偿。选择智能照明控制装置或光电开关。
在灯型选择上,防爆厂房用45 W节能灯替换110 W钠灯,辅助厂房用T5荧光灯替换T12荧光灯,厂区照明用120 W无极灯代替400 W钠灯。
T5荧光灯具有高光效104(lm/W)、低能耗、寿命长(12 000 h)等优点;无极灯具有高光效、长寿命(6×104h)、无需维修更换等优点。辅助厂房选用出光口形式为开敞式的荧光灯灯具,效率最高,能达到75%。用电子镇流器替代原有的电感镇流器。室外厂区用光电开关。
参考文献
[1]中华人民共和国建设部.GB 50189—2005公共建筑节能设计标准[S].北京:中国建筑工业出版社,2005.
[2]刘金圣.工厂供电设计中节电措施的技术经济分析[J].节能技术,1989(11):1-4.
[3]中华人民共和国建设部.GB 50034—2004建筑照明设计标准[S].北京:中国建筑工业出版社,2004.
[4]李其军.工厂照明设备节能途径的探讨[J].节能,1989,9(5):23-24.
油田节能 篇2
摘要：通过实地测算油田的各种设备工具，运用物理学中有关热学的相关知识，计算油田开发后期，加热炉热效率偏低、原油外输泵等系统运行效率低等促使联合站能耗过大的因素。通过对能耗过高原因的挖掘，在此基础上提出改进原脱水工艺等措施来达到节能减耗的目的。
关键词：油田开发;联合站;油气处理;节能
当今社会科技不断进步，经济日益发展，同时也需要依赖更大规模的能源。但是，很多能源属于不可再生资源，能源在开采和利用过程中存在诸多浪费现象。联合站是油田开采的一个重要环节，也是浪费率较高的一个环节。如何在油田开发的晚期阶段，利用某些措施和设备降低联合站的能耗，才能将油田的开采和利用效率得到最大化，实现经济效益的最大化。油田开发有多种方式，注水是其中一种，通过此种方式开发油田的最大特点是，当开发进入到高含水阶段时，原油含水量大规模提升，液量被开采的数量也随之大规模提升。某些联合站早期建造按开采的低、中水期设计，在油田开发的高含水阶段，联合站已经不能满足集中输出的要求。联合站的传统加热原油脱水工艺不合理，使得设备处理负担增大，输出能耗增加，生产损耗也同样增加。因此，必须将一般油田采用的原油脱水工艺进行改进和完善，变成常温脱水，才能在集中输出方面大幅度的降低能耗率，促使油田正常生产。这不能仅仅依靠提高个体能耗设备的利用效率。
1原有工艺存在的问题
一般油田在含水开发的阶段所建造的联合站，通常情况下采取的都是两段脱水工艺。此工艺就是指第一段脱水采用热化学沉降的原理，通常包括加热井排来液和沉降脱水两个方面;二段采取电化学的原理，就是再加热已经通过一段脱水的原油并且再进行电脱水。一段脱水在加热炉中被加热到60℃左右后，再对其进行油气分离、大罐重力等等方式以致沉降脱水。这样的做法有利于提高原油的脱气、脱水速度及效率，而且质量较重、粘度较高的原油更适合采取这种方法。虽然两段脱水工艺的方法行之有效，但能耗损失相当之大。当原油开采初期采用此种方法比较合适，但在进入到后期时，一段加热脱水工艺能耗大非常不适合后期脱水。进站原油的液态含量本就偏大大、含水率较高，所有的原油投入到加热炉中加热，加热炉将无法承受突然迅猛增长的能耗与符合，同时在污水的加热上回浪费相当多规模的能耗浪费，热能的利用率的有效性会大大缩减，造成很不必要的浪费。
2开采联合站的能耗状况
联合站在整个集输系统中所扮演的角色非常关键，为了完成整个石油开采的全过程和所有生产任务，必然会消耗诸多材料和能源，比如水、电、作为燃料使用的油、天然气、成品油等等。在所有的原材料中，水和燃料油作为燃料，占据总能耗的八成以上，耗费量最大。排在第二位的是电能，在总能耗中将近17%。剩下的几种能源所占的比重最小。加工原油的数量越多，联合站的能耗就越大。通过比例可知，要减少原油开采中过程中的生产能耗和技术成本，就必须改进先进设备或完善加工工艺来降低联合站运作过程中的各种能耗损失。
3改进后脱水工艺及节能潜力
如何改进和完善联合站的脱水工艺，放在首要地位，第一步要做的就是降低将热炉的燃料消耗。要使能耗降低，其一是就要使脱水时的温度降低，其二要把加热炉高含水原油的含量也要同时降低。通常情况下，原油的含水量超过70%时，其乳状液的连续相为水。一定量的油滴上浮的速度一般与水的粘稠度有关，但同时水的粘度受温度的影响很小。通过这些原因对比可以得知，油水重力沉降分离与温度变化的关系不大。这是常温游离水脱除所采取的基本原理。原油开发的后期可以在原有工艺基础上增加常温脱水工艺，这是在容易在实践上操作的原油开采改进方法。这种方法的具体操作方式就是在井排来液中加入经计算适量的破乳剂，这样井排来液中就有大量的游离水，在温度相对较低的情况下进入分水器。在快速沉降的这个过程中可以使大部分的水分从原油中脱离出来，本来原油是高含水的，此时通过这个过程就可以变成中含水油，甚至是低含水油。原油当中的含水量变低，再通过其他方式进行二次脱水，这时脱出的污水就可以直接排到污水处理站，使资源得到有效利用。这样整套的脱水工艺完全在密闭空间中处理，可以有效减少能耗的损失和浪费。这套脱水工艺所采用的设备还安装有排沙装置，可以在脱水的同时拍出井排来液中的一部分沙质，可以有效延长设备的使用寿命。因为在日后的工作中还要进行大罐排沙这一环节，排沙装置可以有效为日后操作减轻工作强度，节约成本。采用改进后的脱水工艺，比较不容易让人接受的缺点是投资较大，整套工艺加上完善的配套设施花费约160万元。但这些投资都是一次性的，一次性投资后每年即可解约近50万元的燃料花销，两年内即可收回一次性投资成本。而且每台设备的平均使用期限约为，总体的成本与投资核算计算下来非常有效。
4开采过程中的节能降耗
通常联合站的原油处理设备主要包括加热炉、沉降罐、油水泵等，提升饿这些设备运行效率、加大设备的工作能力即可降低能耗。通常情况下，联合站加热炉的运行效率在一般在75%左右，可以查询到目前国内先进水平加热炉运行效率高出将近十个百分点。作为世界先进工艺，代表世界先进水平，美国CE公司和OLMAN公司生产的`高效加热炉，其热效率可高达90%。因此通过这些数据可以看出，在提高加热炉的效率方面仍有很大的提升空间。通常情况下，加热炉的效率偏低主要有以下几种原因：第一是加热炉铭牌热效率低;其二是工作过程中操作不当，过剩空气系数偏高，最高使可达3.0以上，这样会导致排烟温度较高、损失较大。为了提升加热炉的工作效率，可以采取一些措施弥补，比如：采用高效加热炉;使用自动空气调节器，也就是说在加热炉的工作过程中，根据排出的烟气中含氧量的高低，适时地调节进风挡板，将过剩空气系数在稳定在1.2~1.4之间，避免不必要的浪费。这样的做法可以使燃料的效用达到最大化，同时排烟的温度也能降下来，一举两得。除此之外，在排烟管内加翅片管、紊流带或循环水管等等措施都是行之有效的降排方式。降低燃料消耗只是改进工艺的一部分，降低电能消耗也是至关重要的部分。这个部分所采取的主要方式是提高油水泵系统的运行效率。泵系统耗电量一般都是因为泵的铭牌效率低，工作效率恒很多时候都无法达到70%。泵的实际排量远远低于原本的额定排量，运行效率低，造成极大地浪费。很多时候在实际运行中，为提高泵的运行效率，主要采取的方式是改变泵出口阀门的开启度。通常所使用的降低泵系统耗电量的方法有：根据联合站生产规模的大小及时作出改变和调整，避免开采的动力设备的浪费和排量过大;采用目前高效新型能耗小的油水泵;采用调速技术，使油水泵在工作过程中转速与排量相适应，节约电能，实现效率运行的最大化，并同时起到保护设备的功能;还可采取变频调速装置，大大提高泵运行效率。
5结语
联合站在油田开采的较晚阶段，其综合能耗的大小会与原油综合含水率高低成正比。在所有的原料中，燃料消耗量，所占比重最大，其次为电能。因此联合站内原油处理系统要节能降耗，必须要降低水、燃油等燃料的消耗，同时也要降低电能消耗，改进脱水工艺。有效的节能措施可以使联合站泵系统的运行效率明显提升。经济的快速发展对能源的需求量也日益增大，但能源本身又存在不可再生性和不可逆性，开发的过程又必然会造成诸多浪费，这两者之间存在矛盾日趋明显。如何在联合站开采脱水等环节中节能减耗，有助于节约资源，使经济效益最大化。本文探测和分析联合站运作过程中能耗过大的基本原因，提出降耗策略，运用到开采的实际工作环节中，实现经济效益和社会效益的平衡和最优。
作者:秦雷 单位:大庆油田有限责任公司第三采油厂
参考文献：
[1]倪仓贵.油田联合站节能优化降耗探讨[J].中国石油和化工标准与质量,(1):253-253.
油田企业节能减排的实践与探索 篇3
关键词：油田；企业；节能减排；实践；探索
随着我国科学技术的不断进步和经济的快速发展，对能源的需求日益增大，再加上相对粗放的经济发展方式，带来了大量的环境污染问题。当前，我国环境中的污染物含量居高不下，二氧化碳、二氧化硫等排放量还在持续增加，环境污染日益严重。我国已经提出将环境保护、降低能耗和节能减排作为又一经济增长方式，下大决心努力建设资源节约型和环境友好型社会。我国工业的发展依靠油田企业提供能源支持，油田企业不仅是经济发展的动力，同时也必须要承担资源节约、环境保护和节能减排的任务。
一、油田企业节能减排具体内涵
油田企业节能减排的具体内涵是：在对油气的生产工艺进行全面、系统、科学分析的基础之上，在系统生产工程理论的指导下，从油田企业节能减排的工作对象、方法、流程三个方面，系统的开展节能减排工作，工作对象主要包括地面工程、采油工程和油藏工程3个大系统，工作的重点是提高生产效率、优化生产布局，实现油气产量、经济效益、降低能耗和减少排放的效益最大化。
（一）科学分析节能减排对象、深入挖掘节能减排潜力
油田企业油气生产的工艺流程是注水→采油→处理→集输，包括地面工程、采油工程和油藏工程。能耗消耗最多、污染物排放量最大的过程来自于油气的生产过程，在这个过程中天然气和电是节能的主要对象，在这个阶段，联合站和转油站是生产耗气的两个生产节点，注水和采油是生产耗电的两个生产节点。清水是资源节约的主要对象，有资料表明，每年消耗清水是2亿立方米左右。采出的含有油的污水、施工过程中带来的污水、由加热系统排出的废弃是减排的直接对象；采用煤进行发电排放的二氧化碳和二氧化硫是间接减排的对象。
（二）采用多种方式实现减排目标全面系统的评估完油田企业的整体状况和环境条件后，重点的工作抓手就是减少油田企业的污染物排放，主要采取的措施包括对当前的污水处理设备和设施进行完善、对老污染源进行治理、杜绝新的污染源产生、改善油田企业的内外部生态环境、构建完善和油田企业生产技术相配套的环境保护技术等。在实践与探索中，常见的方式有很多。一是对源头进行堵截。对牵涉到沿江、自然保护区、湿地等对环境反应比较敏感的区域项目一律是一票否决。二是对行为进行管制。油田企业要引进国外的先进管理体系和模式，有效落实减轻污染物排放、降低生态破坏等管理办法，细化到企业管理手册中，对全体员工的行为进行规范。三是严格对风险进行控制。油田企业要制定环境敏感区施工、油气水泄漏、危险废物与放射性物质等专项应急预案，对清洁生产实施审核制度，建立企业四级联动突发危险事故应急机制，提高防控环境风险能力。
（三）提高创新能力，重点解决节能减排关键问题
油田企业一直以来都重视发挥科学技术对节能减排的主导作用。依据节能减排的实际情况，引进和吸收外部成熟的适用技术，对不能通过技术引进进行解决的环节或生产过程组织科技力量进行技术攻关，最后形成系统的技术创新与技术支撑体系，为油田企业的节能减工作排提供技术支撑。在对所引进技术的筛选方面，油田企业在技术部门和相关单位、部门、专家的共同参与下，对节能完成情况、相关技术指标进行科学分析和综合评价，优胜劣汰，选择合格的技术产品，对技术适用情况依据节能减排的实际完成情况进行测试机考核。
二、油田企业节能减排的实践与探索
（一）健全组织机构、明确岗位责任
节能减排工作的管理实行要三级管理，油田企业先成立节能减排管理部门，负责对整个企业的节能减排工作的统一指导和协调；在企业、分公司和每个大队成立节能减排工作的日常管理机构。节能减排工作的管理分职能部门的管理和生产部门的管理，细化管理指标，逐级落实分解，量化工作目标，层层落实，明确到每个岗位。同时要加大监督考核的力度，将工作落到实处。
（二）完善管理制度、规范工作流程
为确保节能减排工作的开展更加规范、高效，油田企业进一步完善了节能减排工作的管理制度，涉及到了准入、计量、统计、考核、监测等每个环节，确保了节能减排工作所涉及的每个不走都可以做到有据可依、有章可循。与此同时，还进一步规范了节能减排工作流程，规定必须按流程要求开展节能减排工作，杜绝互相推诿、责任混淆的问题发生。在完成这些工作的基础之上，在员工岗位职责中纳入了节能减排指标，有效落实了管理制度，规范了工作流程。
（三）细化考核标准、量化考核指标
油田企业在全面分析和跟踪管理的基础上，构建完善了涵盖设备、井站、天然气、水质、井口管理等每个工作区域和工作环节的节能减排目标管理体系，明确了基层单位的工作目标，奠定了精细化管理的基础。为进一步提高标准的可操作性，每个单位都细化了自身的标准，提高了标准的实际性和针对性。能量化的指标必须量化，实在难以量化的要准确的对其进行定性描述。
（四）采用新科技、集成新技术
用高效泵替代低效泵，因耗电量与泵效成反比，这样可以减少耗电量；用小泵代替大泵，提高泵效，同时，要做好经常对输油泵进行保养和维修，减少泵内损失。将电机的负载率提高，减少电机的能耗。采用变频调速器，对输油量进行调整，降低节流的能耗。对加热炉进行调整，提高加热系统的效率，降低燃料的消耗，实现节能减排的目标。优化动力系统和热力系统的工作参数，保证运行状态良好，减少能源消耗。保证地面管道和贮存系统的温度，保证热量不散失。回收利用油田污水的热能，可用于取暖，加热等。
（五）创新评价和激励机制
油田企业要把环境保护和节约能源、减少污染的原则落实到企业新建项目的规划设计、立项审批、可行性研究、项目评估和项目决策的每个环节。项目的立项要从多个方案中进行科学论证，广泛征求各方面专家和学者的意见与建议，首先选择消耗低、排放少、效益高的设计方案。重点做好：一是对规划进行严格审查。无论是油田企业勘探开发的大项目规划，还是小工程项目的规划，始终要将节能减排当做重点内容，以此为依据开展可行性论证研究，只有论证通过才能立项建设。二是对设计进行严格审查。采用的技术、设备、工艺要确保先进、能耗低、排放少，严禁使用已经被淘汰的技术、设备、工艺，只有审查通过，才能批准实施。三是对竣工工程进行严格的验收审查。要全面、系统的对节能减排指标进行测试，测试不合格不能通过验收。
油田企业要与企业年度生产经营目标同步下达节能减排工作目标，并体现与业绩考核体系中，层层落实。节能主要是对总能耗、清水节约量、吨油综合能耗等指标进行考核；减排主要是对二氧化碳、二氧化硫排放量、发生多少起比较大的污染责任事故等指标进行考核。在年底汇总指标考核情况，依据考核结果，兑现全员的奖金与罚金。同时做到水、气、电指标如果有节余，可以单项奖励，逐年加大奖励比例，在实现节能减排工作目标中维护员工切身利益。
坚持谁投资谁受益的工作原则进一步鼓励二级单位提高节能减排的资金投入，进一步完善奖励政策。在油田企业内部开展节能减排工作的评优评先活动，定期或不定期召开节能减排专题会议，对工作进行交流、总结、分析和评比，业绩突出、单位先进的要进行表彰奖励，对业绩差、表现差的进行督促、处罚。
三、结束语
实现油田企业节能减排，关系着我国社会的和谐稳定与经济的可持续发展，是一项非常重要的工作。油田企业要对发展战略进行及时调整，树立清洁发展、和谐发展的企业理念，进一步转变传统的发展方式，积极引进吸收先进技术，不断提升自主研发和科技创新能力，提高能源利用率，为保护环境、降低能耗、节约资源、建立环境友好型社会做出积极贡献。
参考文献：
[1] 朱益飞.抓好节能减排推进油田企业健康发展[J].石油石化节能.2011（03）
[2] 郑春，张海军.铜加工企业建立资源节约型环境友好型企业的实践[J].有色冶金节能. 2010（03）
[3] 张华.浅析油田工程项目施工过程中的节能管理[J].中国高新技术企业.2009（05）
[4] 李增强，刘婕，李增伟.油田企业节能减排的实践与探索[J].油气田环境保护.2009（04）
[5] 李秀香.加强节能减排的市场机制与政府规制建设[J].生态经济（学术版）.2009（01）
完善油田企业的节能管理 篇4
油田企业节能管理的问题
近年来, 东西部各大油田都加大了先进技术的推广力度, 结合油田自身特点, 进行节能技术改造和创新。从2006年开始, 中国石油公司安排了200多亿元节能减排专项基金, 用于提高节能减排整体技术水平, 用新技术替换落后技术、新设备淘汰旧设备, 以提高系统效率。以大庆油田为例, “十五”期间推广应用了包括低温集输技术、节能型全自动燃烧技术、真空加热炉技术、离心泵涂膜技术在内的十多种节能新技术, 并计划在“十一五”期间继续推广十四种节能技术, 依靠科技进步提高生产力。除了推广节能技术, 企业还通过总结节能管理经验来逐步完善节能管理制度。自2006年至今, 中国石油公司已累计节能376万吨标准煤、节水1.586亿立方米, 完成了“十一五”计划的56.7%和62.2%的目标, 能源资源综合利用水平稳步提高。虽然许多油田企业的节能工作取得了不错的成绩, 但是仍存在一些问题。
1.资本运营困难, 技术推广受阻。
尽管企业不断加大新技术推广和设备更新力度, 但是由于大部分油田已进入特高含水期, 能耗控制难度大, 致使大面积推广先进技术受阻, 设备老化、系统效率偏低的难题很难从根本上解决。同时, 油田生产设备的大范围更新和先进技术的引进、研发、推广需要投入大量的资金, 这将直接影响油田低成本发展战略的实施和对国民经济发展的支撑作用。如何协调好资本运营面临的难题也是促进技术推广的前提条件。
2.节能效果评价体系不完善。
油田企业工程繁多、结构复杂, 节能改造工程投资浩大, 实施节能项目是否能给企业带来预期的节能收益及带来多少收益, 是企业节能改造工作必须考虑的问题。然而, 由于油田改造项目的特殊性、节能效果的难以度量的特点和不可预测因素的存在, 我国目前还没有一套系统的完善的节能效果评价体系, 致使企业对于某些项目节能效果的预测难免有所担忧, 这也是限制某些企业实施节能项目、推广节能技术的一个重要原因。
3.节能人才综合水平偏低。
油田企业虽然都设有专门的节能办公室和工作人员负责节能工作, 但是由于节能管理人才的选拔没有统一的标准和严格的考评办法, 导致这些人员的水平不均衡。另外, 企业内部对管理人员的考核措施不严格, 对培训和再培养工作重视不够, 使得节能工作人员的总体素质不高, 专业技能与国外企业也有很大差距。从目前来看, 适应油田需要的高水平专业节能人才在各油田企业仍处于缺乏状态, 所以如何提高现有节能人员的水平, 如何扩大专业人才队伍是节能工作亟待解决的问题。
4.监督和奖惩措施不严格。
通过开展多种节能宣传活动, 各油田企业员工整体的节能意识有明显提高, 但员工的节能行为往往以自愿参与为主, 这就导致员工的节能行为单纯源于个人素质的高低, 自觉性差的员工缺乏责任感和紧迫感, 不能最大限度地发挥员工的节能潜力。
完善油田企业的节能管理
1.继续推广节能技术、推进科技创新, 做好节能技术的选择与项目的跟踪管理。
针对油田机采设备、锅炉设备、集输设备等大规模老化、系统效率总体偏低的问题, 企业应继续推广节能技术和科研攻关。推广新技术可在很大程度上提高设备的效率, 促进企业实现节能目标, 是企业节能管理的重要措施。然而, 由于每年推向市场的新技术毕竟有限, 科研攻关又需要一定的时间, 所以在加大推广新技术的力度的同时, 不能忽视现有成熟技术的应用, 要新老技术并存, 逐步提高现有成熟技术的节能效率。油田节能项目除了少数是整个新油田区块的建设外, 多数是在油田现有设备的基础上通过技术改造或系统调整降低能耗、提高效率, 也就是节能改造项目多于新建项目。油田在实行节能改造项目的同时, 往往还担负着繁重的生产任务, 所以在实际选择技术时, 所选的新技术必须与油田现有环境相适应、相协调, 避免影响油田正常运行, 并尽可能选择关联作用大的技术以保证其与原有技术体系顺利衔接, 在发挥技术节能效用的同时带动整个系统的发展。项目投入使用后应定期检查, 做好跟踪管理, 还要重视项目的后期评价, 总结经验和教训, 为以后类似项目的推广提供借鉴。
2.完善节能评价体系, 科学评估, 慎重决策。
合理有效的节能效果评价体系直接关系到选择节能方案的成功与否, 是油田企业实施节能项目的必要依据, 所以要更加重视节能方案的可行性分析, 不仅要考虑节能方案的经济效益, 还要注重方案的长远节能效果和社会效益。要不断完善节能评价体系, 从技术、经济、社会因素、不确定性等方面综合评价技术方案的合理性, 尤其对新技术一定要识别其可能存在的问题, 作好不确定性预测, 避免技术风险。油田企业还要采取各种有效措施为节能评价提供便利, 比如加强与其它油田部门的交流, 引进项目时一定要做好考察工作, 对于已有使用先例的技术, 要善于学习和总结经验, 还要对出现的问题采取应对措施;做好能耗计量工作和节能监测工作, 充分掌握企业的用能状况, 为以后的节能技术改造提供第一手资料;建立较完善的数据库, 为获取节能评价所需的数据提供便利, 同时保障数据的真实性, 以增强评价结果的有效性。
3.借鉴国外节能经验, 运用节能管理新模式。
发达国家创立了许多节能管理新模式, 如合同能源管理、节能自愿协议、能效标识管理等。目前这些新的管理模式已逐步引入我国油田企业。虽然这些管理模式在我国还处于试点、探索阶段, 但是随着我们逐渐熟悉和掌握, 一定会在我国油田企业得到普遍推广。合同能源管理就是在市场经济条件下, 节能服务公司与客户双方都受益 (双赢) 的一种节能经营方式, 虽然目前还处于初级阶段, 但是油田作为高耗能企业, 应鼓励合同能源管理模式的运用, 逐步加强与能源服务公司的合作, 这样既解决了企业资本运营的困难, 又达到了节能降耗的目的。节能自愿协议是行业组织或企业在自愿的基础上, 以节能减排为目的, 与政府签订的一种协议。行业组织或企业承诺在一定时期内要达到节能或温室气体减排的目标, 政府给予企业一定的优惠政策。欧洲国家的政府与工业部门已签订了300多个节能自愿协议, 日本、加拿大、美国、英国、法国等国家已普遍采用, 并取得了良好的效果。我国也开展了一些自愿协议的试点项目, 主要关注大企业和高耗能行业, 如山东省政府与济南钢铁集团总公司、莱芜钢铁集团有限公司于2003年签订的自愿协议, 标志着我国自愿协议项目首次试点正式开始实施。油田企业也可参加自愿协议, 这样既不失管理的灵活性, 又可提高节能的积极性, 还可得到一定的优惠政策, 对企业油田节能管理来说不失为一种有效的新机制。
4.培养节能管理专业人员, 扩充节能人才队伍。
油田生产中的损耗分析及节能措施 篇5
关键词 抽油机井 能耗 影响因素 节能方法 优化
中图分类号：TE3 文献标识码：A
1影响抽油机井能耗的因素
（1）机采指标不合理，造成能量的浪费，影响了系统效率的提高。
①低泵效对抽油机井单耗的影响。在电机输入功率一定的情况下，低泵效井相对于高泵效井，抽油机在相同的时间内作的有用功较少，因此单耗高。通过对比采油厂抽油机井不同泵效下的能耗情况，可以看出泵效越低能耗越高，特别泵效小于30%的低泵效井，能耗显著提高。
②受地层供液能力影响，部分深抽井能耗高。在地面电机输入功率一定的情况下，抽油泵泵挂深度越深，抽油机负荷越大，举升相同液量到地面所需克服的位能越多，因此，能耗越高。
③生产压差不合理，造成能量浪费。油井在生产过程中，随着采出液的不断增加，地层能量逐步降低，由于油井生产制度调整不及时造成生产压差过大，沉没度过低，抽油泵空抽，抽油杆在下行过程中，撞击液面产生液击现象，增加了抽油机的负荷，不仅影响了抽油设备的寿命，同时也浪费了大量的能源。
（2）抽油井抽汲参数不合理
①抽汲参数偏小。抽汲参数偏小主要表现为：在沉没度和泵效都较高的情况，泵径或冲程有进一步调大余地。在这种情况下，虽然举升高度和抽汲参数均较低，对降低能耗是有利因素，但是由于产液量能力没有得到充分发挥，使得单耗仍然较高。因此可以通过软件优化，合理换大泵径、调大冲程，使产液量和举升高度的匹配更趋合理，进而实现单耗的降低。另外，针对个别井的单井情况，还可以采取堵水措施，通过降低无效采出液，减少能耗，降低吨油耗电。
②抽汲参数相对偏大。对于地层供液能力不强的抽油机井，如果采用相对较大的抽汲参数生产，会导致低沉没度、低泵效，抽油泵充满程度低，此时，系统容积、水利和摩擦功率消耗相对较大，无效功消耗大，造成单耗高。对于这部分井，可以通过调小参、间抽、检换小泵、安装减速装置、转提捞和压裂等措施降低单耗。
③抽汲参数匹配不合理。依据优化理论，分析认为这部分井主要是冲程、泵径偏小，冲速偏高，使抽油杆弹性变形损失、惯性载荷增加，电量增加幅度大于液量增加幅度，导致单耗升高。对冲程有上调余地的井，可采取调大冲程、降低冲次措施进行调节；对冲程没有调节余地的井，可以利用检泵时机换大泵径、降低冲速措施进行调整，降低无效功率消耗，实现降低单耗的目的。
2目前石油工程中抽油机井常用的节能技术
石油工程中石油生产的过程主要集中在地下和地上两个部分，目前常用的节能方法主要集中在地上部分，节能的实践方向也是在抽油机的结构、拖动装置性能等部分。根据石油工程开发的不同阶段，抽油机节能可分为两类，一类是节能抽油机的选择，另一类是对常规抽油机进行改造。抽油机拖动装置的节能技术同样分为两类，一类是节能电机，另一类是节能电箱。
（1）节能抽油机。目前抽油机井常用的节能抽油机类型主要有三种，分别为：双驴头抽油机、下偏杠铃抽油机、摩擦换向抽油机。
（2）节能拖动装置。目前常用的抽油机电机运行效率普遍低于80%，造成这一问题的原因主要是梁式抽油机驴头悬点载荷是交变的，造成电机的电流、功率、功率因数都会变动。为改变这种现状，在实际作业中，通常会采用高转矩电机、超高转差电机、永磁同步电机、一体化拖动装置等来实现节能降耗的目标。
3节能技术在抽油机井上的优化
3.1非节能抽油机改造
抽油机采油是目前油田的主要举升方式，其井数占机采井总数的93.48%，年耗电量为8721€？04kwh，占机采系统总耗电量的92.34%，是主要的耗能设备。目前油田中非节能型抽油机占抽油机总数85.0%以上。因此，针对非节能型抽油机进行节能改造是油田节能常规方法之一。
改造时优选使用年限较长，系统效率较低，能耗大的机型，同时考虑其平衡率情况，优先选择调平衡困难，功率利用率在15%～30%之间的进行改造，功率利用率较大时改造后虽然有一定的下降，但是对电机的降功率改造不利；功率利用率较低时，节电率较低，但降低功率级数可行性大，实现节能效益的最大化。
3.2抽油机选择上尽量选取合理节能产品
每一款节能产品、每一项节能措施在合理的环境下都能起到节能降耗的效果，但是节能产品或者节能措施需要再合适的工作环境下，采用合理的配合方式才能使节能效果达到最大化，不合理的组合可能会导致节能效果下降甚至没有节能效果。因此在实际的作业中，需要谨慎的考虑节能组合，使其发挥1+1>2的效果，带来更高的经济效益。合理选用节能抽油机和节能拖动装置的优化组合，属于地面节能部分，是传统且实用的节能手段。
3.3从整个系统出发实现节能降耗
油田抽油机节能问题研究 篇6
1 关于抽油机能量损失的分析与探讨
抽油机的能量损失是指抽油机在完好工作状态时的损耗与实际损耗之间的差距比例。一般影响抽油机能量损失的有两大因素, 即可避免损失与不可避免的损失。可以避免的损失我们称之为人为的损失, 不可避免的损失我们称之为自燃损失。众所周知, 能量守恒定律只有在真空的状态下才有可能实现, 抽油机的工作会牵涉到各种各样的摩擦力, 比如说石油与抽油机管道产生的摩擦损耗、抽油机的联动装置之间的摩擦损耗等等。这些损耗往往有其不可避免的原因所在, 但是我们在操作的过程中可以合理的降低这些损耗。这也是我们研究的主要方向和重点内容。下面我们就主要来探讨一下抽油机的能量损失原因。
1.1 变速箱的损失
变速箱是抽油机的动力装置, 这个动力装置可以是机械动力也可以是电力动力。无论选择那种动力都不能避免因为热损耗和摩擦损耗带来的能量损失。对于这种损失我们统称为变速箱损失。变速箱损失主要体现在两个方面, 正常的热损失和摩擦损失人力不能够避免, 但是由于发动机的操作不当或者是年久失修以及维护不当引起的损失我们完全可以避免。主要的做法就是对变速箱进行状态检修的方式, 即定期关注发动机的工作状态对其存在的故障以及潜在故障进行控制与管理, 使变速箱能够长期的处于良好运行的状态。自然而然的能量损失就可以得到很好的控制。
1.2联动装置和其他附件造成的能量损失
电动机与抽油设备之间的联动装置以及油泵头、输油管等等其他附件的能量损失也主要来自于两大方面。即正常的摩擦损失及非正常工作状态下的能量损失也可以称之为工作效率低引起的能量损失。具体的包括以下几个方面:
1.1.1 传动部件上的能量损失
主要体现为摩擦损失、或者是皮带损失。因为不同的皮带在摩擦力上有着大小不同的表现。
1.1.2 减速箱损失
主要是摩擦损失, 或者说是由于磨损严重致使的能量损失。
1.1.3 四连杆装置损失
主要是轴承摩擦损失或者是钢丝绳变形带来的能量损失。
1.1.4 抽油泵能量损失
抽油泵能量损失主要体现在机械损失, 水力损失等几个方面。
1.1.5 推油杆的能量损失
主要体现为磨损导致的能量损失或者是变形导致的摩擦力加大带来的能量损失。
2 关于抽油机节能的一些措施的分析与探讨
通过研究与探索了抽油机发生能量损失的原因与状况, 我们就针对性的制定一些有效的措施。以便于可以更好提高抽油机的工作状态达到节能的目的。主要的措施和方法体现在以下几个方面:
2.1 采用节能型的抽油机
抽油机的发展过程也是随着人们对于它的要求日益提高来进步的, 目前石油开采中经常使用的节能抽油机主要有:直线电机式抽油机, 前置式的抽油机、双驴头抽油机以及渐开线抽油机等等。
(1) 直线电机式抽油机, 是直接将电能转成往复冲程的加压抽油动力, 减少了动能到机械能的转化过程。从而减少了自然摩擦的消耗, 从根本上降低了能量的消耗。
(2) 前置式抽油机缩短了联动装置以及轴承和传送带的距离, 从根本上降低的摩擦力提高了抽油机的工作效率。
(3) 双驴头抽油机是基于之前采用的抽油机进行的改良, 在工作效率和使用功能上都有很大程度的提高。
(4) 渐开线抽油机主要是通过改良轴承的扭矩, 是指趋向于省力的一面。降低了扭矩的自然损耗, 从而提高了抽油机节能能力。
2.2 抽油机的节能电力控制
由于目前的石油开采多采用水加压的方式使石油能够进入到油井, 然后再通过抽油机作业将其引入到地表。由于石油导入油井有一个是奖赏的差距或者是量上的差异, 并不能满足抽油机的全力工作需求。经常性的会导致空抽或者是入不敷出的现象发生。针对于这种不必要的能量损失, 我们主要采取以下几种节能方法来实施控制与管理。
2.2.1 安装自动间歇性的抽油机继电控制器
这种装置是针对空抽现象专门设置的, 其工作的原理是通过对井底石油的压力状况来控制抽油机的工作状态。在井底石油供应量好、量比较大时抽油机将快速的运转以最快速度抽取石油。当井底石油量小、供应慢时则小功率的运行不至于抽空现象的发生。这种装置可以很好的实现节能的目的, 但是安装的费用比较大。
2.2.2 变频调速节能
变频调速节能是由于很多油井的渗透能力达不到抽油机的容量, 但是抽油机又不能间歇性作业的石油开采工程, 就需要通过变频降低抽油机电机转速来降低动力能耗。现代低压变频设备已经是非常成熟的产品了, 这就为抽油机的变频调速提供了大大的可能。变频调速的优点主要体现在: (1) 大大节省了抽油的电力消耗。 (2) 可以为油田的石油开采增加产量。由于变频控制是根据是有的渗透能力来进行抽取作业的, 因此能够达到抽取的最前状态。普遍的会增产百分之一到百分之四。
3 总结
本文主要通过分析抽油机的能量损失原因, 来针对性的制定了一些关于抽油机节能的措施与建议。旨在与同行业人士进行交流与学习, 同时也希望有更多的从业人士参与到这项工作的研究中来。为了石油开采的低能耗发展和国家的可持续发展战略做出应有的努力与奉献。
摘要：世界能源危机与能源价格的不断上涨是世界各国都重点关注的问题。作为不可再生的资源, 用开源来解决能源匮乏问题显然是治标不治本的方法。因此, 加强能源开发与使用中的节流或者说是节能才是目前切实可行的好办法。加强开发中的节能问题需要我们从能源开发的每一个环节进行着手, 油田抽油机作为石油开发中的大型设备。其节能问题是需要我们重点关注的一个环节。我们主要从抽油机损失的原因和节能措施两方面来探讨抽油田抽油机节能问题。
关键词：抽油机,节能,原因,措施,探究
参考文献
[1]徐甫荣, 赵锡生.抽油机电控装置节能综述[J].电气传动自动化.2004 (05)
[2]李敏, 崔爱玉, 宁刚, 史浩.抽油机节能技术的探讨[J].油气田地面工程.2002 (04)
[3]薄保中, 苏彦民.抽油机电机的调压节能[J].油气田地面工程.2000 (06)
油田节能降耗新模式探索 篇7
油气生产过程包括注水、采油、处理、集输,涵盖油藏工程、采油工程、地面工程,生产过程也是能耗和排放的过程。本文从多个方面探讨了节能降耗的新模式。
1 从文化理念的角度营造节能减排氛围
要把节能降耗的理念深入人心。一是要把节能意识教育、节能技能培训贯穿于员工教育培训的全过程。深入持久地抓好宣传培训,使广大员工懂得为什么要节能?怎样节能?使节能在企业内部成为一种共识、一种习惯、一种风气,成为企业精神和企业文化的一部分,成为全体员工的自觉行动。二是要注意树立和宣传先进典型,及时报道建设节能型企业的好办法、好经验,利用典型引路。三是集团党组织、工会和共青团组织要发挥各自的优势,组织员工开展“节能金点子”、“节能技术知识竞赛”、“节能技能比武”等形式多样的节能活动。
2 从能源统计的角度进行节能降耗
(1)从投入产出角度看,要求油田必须重点优化产业结构,优化生产方案,遵循“少投入、多产出”的原则抓好生产经营活动的全过程,充分利用科技改造,技术创新提高原有装置的生产能力,实施系统优化,全面挖掘节能减排潜力。
油藏工程系统、采油工程系统、地面工程系统——三大工程整体优化。实施三大工程相互结合,同步规划、同步设计、同步实施、同步管理,整体优化。油藏工程系统在控制无效低效注采循环的同时,要兼顾地面系统的优化简化和机采系统提高举升效率的需要;采油工程系统在提高机采效率过程中,要服从于油藏系统控液挖潜的需要;地面工程系统在控制设施规模,提高运行效率的过程中,要充分考虑其它两个系统的承受能力。在此基础上,探索形成了适用于不同油田特点的配套优化措施。
(2)从能源核算角度看,应着力于节能替代技术与回收循环利用节能,大幅减少不可再生能源消耗量。首先通过利用新能源节能,优化能源结构,提高能源利用效率,形成“低投入、低消耗、高效益”的节能体系从而达到节能降耗的目的。其次开发余能回收利用节能技术,提高能源利用率。对余能加以回收利用可以最大限度得提高资源的利用率,降低能源消耗从而达到降低单位产值能耗的作用。
(1)开发节能替代技术,从而降低工艺能耗。从长期的能源结构优化和社会效益看,需要开展节能替代和能源结构调整,大力发展清洁能源。其重点是核能,风能,太阳能,乙醇汽油等。譬如新勘地处新疆,发展该地区的风能有极大的优势。
(2)开发余能回收利用节能技术,提高能源利用率。油田开发过程中的采出污水,蕴含着大量的低温热能。如果加以有效利用取代其它供热源,研发污水深度处理技术和生产密闭流程,实现了污水的“可循环”利用。这两项技术的综合利用,既可以减少淡水消耗,又可以替代其他能源。就能收到节能和减排的双重效益。
3 从能耗统计数据的准确性来看,节能降耗还需加强能源计量工作,规范能源管理
加强能源计量[2]管理,提高能源利用率是减少资源消耗、保护环境的有效途径,是走新型工业化道路的重要内容。
4 从企业管理的角度进行节能降耗
4.1 坚持战略引领,科学制定节能减排规划
坚持把节能减排工作纳入企业总体发展战略,及时根据内外部环境的变化,适应发展需要,转变战略思想,调整战略规划,实施战略管理。实现战略思想由“高产稳产”向“清洁、节能、可持续”转变。做到油田生产当前与长远相结合,地上与地下相结合,技术与管理相结合。
4.2 强化过程管理,切实规范节能减排运行
节能减排是一个涉及多部门、多系统、多环节的庞大工程,规范有序的过程管理是确保责任清晰、衔接紧密、运转高效的基础。
4.3 创新保障机制,持续增强节能减排动力
为进一步推动节能减排工作,油田一是要创新投入保障机制。二是创新评价审查机制。把节能优先、环保优先的原则贯彻到新建项目立项、可行性研究、项目设计、方案评估和决策的全过程。三是创新激励约束机制。
总之,建设节能型企业潜力巨大,任重道远,既是油田企业长期的战略方针,又是当前的紧迫任务。对于油田来说一定要立足当前,放眼长远,突出重点,全面推进。把建设节能型企业的活动蓬蓬勃勃地开展起来,深入持久地进行下去,使油田早日真正成为名副其实的节能型企业,为建设节能型社会做出应有的贡献。
摘要：针对油田企业节能降耗管理中存在的问题,研究了利用科技改造提高原有装置的生产能力,实施系统优化,全面挖掘节能减排潜力;注重发挥科技对节能减排的先导作用,加强能源计量工作,规范能源管理。
关键词：油田,节能降耗,对策
参考文献
[1]曾凡辉,郭建春,徐严波,等.压裂水平井产能影响因素[J].石油勘探与开发,2007,34(4):474～477.
油田常规抽油机节能改造 篇8
1 常规抽油机机型的绝对优势
通常来说,油田选用什么抽油机设备,用户说了算。只有他们最清楚需要什么样的抽油机。油田企业对抽油机的选用首先是可靠性高,故障率低,安全性好。
抽油机的工作环境和条件十分恶劣,要求:无人值守地运转;除了维护、修井时间以外,1年365 d每天24 h不停地工作;在野外露天、严寒酷暑、风霜雨雪等环境下全天候地工作。为带动抽油杆上下抽油,抽油机每天要换向数千至数万次,随着换向其载荷不断地大幅度正负变化。正因为严酷的工作条件要求抽油机有高度的可靠性。
目前国内对抽油机的“可靠性”要求,暂时还没有明确的标准。据统计,中石油抽油井平均有效开机时率约95%,即平均每口井每年有18.25 d处于停机状态。而加拿大、印尼要求抽油机每年停机时间分别不超过1 d、1.5 d。
假设以每年停机3 d计算,中石油在用的10×104台抽油机,则需要有2 460多个维修队伍365 d(8 h/d)忙于抽油机的维护。目前正在试用的新型抽油机,可靠性远远达不到上述要求,保守一点说,这些机型年累计维护时间不会少于10 d。
如果在试验阶段,试用的数量小,这10 d的维护时间不是大问题,假如推广到10×104台则数字令人震惊。即意味着需要有8 000个维修队伍365 d(8 h/d)忙于抽油机的维护。这不仅使维护的人力、直接费用难以支撑,同时将意味着每年要影响300×104t的原油产能(3 t/d)、75×108元收入(2 500元/t)。
抽油机可靠性对油田的意义由此可见一斑,常规抽油机在耐用方面独领风骚。仅此一项,就将需要经常维护的机型在市场上一一淘汰出局。
另外,常规抽油机的操作维护方便、运行成本低。调查结果显示,目前常规抽油机及在其基础上革新的新机型,即游梁式节能抽油机每年维修成本一般在2 000元左右。市场上的新品,即无游梁式节能抽油机的维修成本通常在8 000～10 000元之间,是游梁式抽油机的4～5倍;维修时间因各种机型有所不同,大致上无游梁式抽油机维护时间是游梁式抽油机的2倍以上,且对维修人员素质要求较高。
目前由于各油田采油公司成本压力均较大,维修人员较为紧张,虽然无游梁式抽油机节能效果不错,但与游梁式节能抽油机相比,不仅维修时间长、费用高,同时还因停机时间较长影响原油产量,而且对采油维修人员素质要求更高等,不太适应油田的实际,推广难度较大。
基于上述两点,至今游梁式抽油机仍在抽油机大军中占有绝对多数,仍然是各油田抽油作业的首选。据统计,中石油现有油井数约14×104口,其中抽油机井数11.5×104口,在用10.3×104口。使用常规抽油机6.1×104台,占59%,节能型抽油机4.2×104台,占41%。全国超过20×104口抽油机中,使用常规抽油机的应在60%以上。
2 新抽油机机型可靠性不足
近20年来,随着国家和石油公司对节能降耗的逐步重视,不断有大量的节能型抽油机、节能电动机、节能配电柜等产品在油田现场进行试验应用,其中试验应用的各种新型抽油机有一百多种,数万台。大部分由于设计、质量、安全、操作维护等方面的原因,可靠性远远达不到上述要求而被淘汰。
新型抽油机在油田经过近20年来的应用考验,只有少数机型(双驴头、下偏杠铃、弯游梁、偏置式、低矮型、链条宽带等)得到了用户的认可,逐步推广应用至今,其余近百种机型由于设计、制造等方面原因,可靠性差、故障率高、维修复杂,无法适应油田现场的使用而被淘汰。
上世纪80年代,曾批量在辽河黏稠油田上推广的链条抽油机,十多年间应用了3 200多台,但终因轨迹链条故障多这个致命缺陷,全部退出了市场。摩擦式抽油机,2002年在大庆、辽河、吉林小范围地进行了推广应用,通过几年的试用,由于产品可靠性较差、小毛病不断(2～3个月需进行一次维修保养)及设计不合理(电动机、减速箱在抽油机顶部),维修保养存在一定安全隐患,现已基本被淘汰。曾经广泛推广应用的自启动永磁异步电机,最多时曾用到1万多台,虽然在初时节能效果较好,但使用一段时间后逐渐退磁,退磁后能耗更大,现已基本退出市场。还有许多机型没能到小批量试验就已退出市场。以上这些未成功的机型,虽然在推广初期都有明显的节能效果,批量推广应用后很快就出现了各种问题,逐步被市场淘汰。
遭淘汰的原因主要有3点:
1)初期试验数量小,厂家往往由专人盯在现场,选配电动机、维护调整都比较到位,出现问题不等油田用户知道,厂家就已经自行解决。
2)现场连续试验时间不够长(至少需要一个大修周期6 a),有些问题暴露不足。
3)批量应用后,有些在少量试验时不成问题的问题上升为不能接受的大问题。例如,在几台抽油机试验时,即使每台设备每年累计需要30 d的维修时间,对于维修工来说并不是应付不了的,但假如应用到1 000台,即使每台设备年累计维修时间需要10 d,油田也承受不了。
近百种抽油机的试验推广和退出市场,不仅给制造厂家带来了巨大的经济损失,中石油、中石化也为此付出了巨大的原油产量损失和人力、物力损失。
一种好的抽油机产品要结构简单,可靠性高,节能效果好且成本较低,其中,可靠性是首要因素。作为抽油设备之一,抽油机产品首先要满足基本需要,如果达不到可靠性这一要求,节能效果再好也是不够的。
由此看来,要打破常规,必须先让用户真正信服,归根结底在于抽油机产品本身。如果能在经济性较好的情况下,大大提高可靠性,就有可能逐步扩大推广应用的数量,甚至,将来某一天会取代游梁式抽油机的优势地位。
3 改造游梁式抽油机
基于常规抽油机结构简单、可靠耐用、操作维修方便等优点,抽油机生产企业在游梁式抽油机的基础上,改进开发了双驴头、下偏杠铃、弯游梁、偏置式、低矮型等抽油机。这些机型既保留了原来优点,又具有节能优势,深受油田用户好评。
经调查,目前在大庆、辽河、新疆等7家油田企业中,节能型抽油机共计36 361台,其中,游梁式抽油机有35 670台,主要以双驴头抽油机、偏置(异相曲柄)抽油机、下偏杠铃抽油机及弯游梁抽油机为主,约占节能型抽油机的98.1%。经过油田实际工况条件的考验,这些机型得到认可,已成为目前中石油新机井和替换老机井中采用的主力机型。
目前国内仍然有很多在用的老机井,如何降低这些常规抽油机的能耗,成为各油田抽油机节能工作的重点。
据了解,目前中石油各油田主要采取以下做法:
◇将常规机分批进行节能改造,如改造成双驴头抽油机、下偏杠铃抽油机等。
◇给常规抽油机加装节能拖动装置,实施节能改造。
◇在抽油机电控柜加装电容器对无功功率进行就地补偿。
通过上述措施,均取得了不同程度的节电效果。如采用承德石油机械有限公司生产的高转差电动机,通过十多年来38 000多台高转差电动机使用效果来看,此项节能措施是一项投入少、见效快的便捷方法。另外,一些油田根据油田实际工况选用多功率电动机、双速电动机等,也取得了较好的节能效果。
4 开发无游梁式抽油机
游梁式抽油机的结构原理决定了耗能较多,这给各种新型抽油机提供了一个机遇。这些年来,中石油、中石化各大油田及制造企业进行了积极有效的尝试。
开发的新型抽油机有链条抽油机、皮带抽油机、液压抽油机、塔架式电动机正反转的抽油机……这些抽油机都有各自的优点,如平衡效果好、节能、抽油冲程长、质量轻、占地小等。但总的来说,在运转可靠性方面,均逊于号称“老黄牛”的常规游梁抽油机。
尽管如此,无游梁式抽油机易于实现长冲程、悬点接近匀速直线运动等特点,在黏稠油开采上具有常规抽油机所无法比拟的优越性。在稠油较多油田区块,如辽河油田,“长冲程、低冲速”黏稠油开采给这类抽油机提供了较大的发挥空间。
据了解,在中石油应用无游梁式抽油机主要以塔式皮带机为主,其中,链条宽带抽油机用得最好。链条宽带抽油机(8 m冲程,2次/min)在辽河油田6年多的改进完善,可靠性不断增强,在辽河油田已基本得到认可。
另外,在中石油大港油田、大庆油田的一些采油厂,有两种新机型正在试用。一种是试用1年多的复式永磁电动机抽油机,由于其效率和功率因数高,简化了机械传动环节,比普通电动机节电35%～57.6%;另一种是试用近2年的曲拉式抽油机,该机型结构简单,钢材用量少,通过优化滑轮位置、优化力的传输实现节能,比普通机节能44.5%。以上2种新机型,虽然在设计方面有独到之处,但若批量试用尚需2～3年时间。
中石化胜利油田发明了长环形齿条抽油机。该皮带抽油机采用了链条抽油机“轨迹链条换向结构”核心技术,独创的“长轨形齿条换向结构”主要是以齿条代替链条,以进一步提高可靠性;同时,又进一步缩短传动链,提高机械效率。
发明者顾心怿院士表示,这是一次新的努力。当然,由发明到成熟,再到通过实践的检验和业内的认可接受,还需一个过程。据称,该抽油机近来已经得到很好的应用。
5 系统节能
抽油作业是一个系统,抽油机只是其中一个主要环节,节能还要看整个系统。油田的井下情况很复杂,判断一种抽油机是否节能,还要考虑很多环节。
首先,“量体裁衣”很重要。在选用抽油机时,要根据油井产液量大小、动液面深浅、含水率及原油黏度大小等因素统筹考虑。小泵、深抽要考虑抽油机额定悬点载荷的满足及用长冲程保证泵效;浅井、大泵要考虑减速器额定扭矩的满足;浅井小泵可考虑采用玻璃钢抽油杆和短冲程高冲速抽油机谐振抽油;原油黏度高、动液面深的油井,需要长冲程、低冲速的抽油机等。
其次,细化抽油机管理,依靠管理节能,非常关键。一方面,根据油井实际载荷,选配适合功率的电机,避免“大马拉小车”;另一方面,及时调整抽油机平衡度。在不少新机型上井试验中,这点效果很明显。正如一位业内人士所言:“管理水平就是节能。”
特低渗透油田节能措施探讨 篇9
一、油藏系统部分
1、限压注水
扶余裂缝性储层加密调整后, 由于排距缩小及局部井区注水压力已超过非东西向裂缝开启的压力, 油井水淹风险增大。为保持加密注采系统调整效果, 根据压裂施工曲线的瞬时停泵压力, 结合注水井分层注水指示曲线, 确定限压注水井各层的合理注水压力, 选择最低压力作为该井的合理注水压力。在现场应用中严格控制在该压力下注水, 并针对层间矛盾的差异优化限压注水方案, 采取全井限压注水、全井限压结合主水淹层停注方式, 获得了较好的控压控水效果。此措施可以有效控制非东西向裂缝的开启延伸, 从而控制油井含水上升速度, 减少油田无效产液;同时降低注水压力后, 注水泵电机运载负荷得到降低, 以达到节能降耗目的。
2、机械堵水
机械堵水工艺技术采用由自验封FXZY445-114型封隔器、自验封FXZY341-114型封隔器、DSⅢ型配产器、死堵组成的井壁悬挂式管柱, 管柱与生产管柱脱开, 可以任意多级使用封堵多个高含水层;同时所用封隔器是由两组胶筒组成, 两组胶筒之间有验封机构装置, 检验胶筒密封和管柱密封率, 增加油井堵水的成功率。对管柱情况较差的井可以用水泥将下面水淹层封死;对管柱条件较好但水淹层位不明确的高含水井, 可以采用可调式的封堵。
针对扶余油层主力油层厚度大, 产液量高、含水高的问题, 对油井主力层实施机械堵水, 可以减少无效产液量, 提高非主力层动用程度。
3、水井调剖
针对葡萄花超薄油层见水后含水上升速度较快, 含水超过40%以后, 含水上升率高达10%左右, 自然递减率18%, 稳油控水难度大。2004年开始研究调剖控水技术, 经过不断地优化方案设计, 改进调剖工艺, 目前已形成了一套以水淹机理分析为基础, 针对裂缝水淹和基质水淹设计个性化调剖方案, 同时优化调剖工艺, 结合调前预处理, 实现重复调剖的稳油控水技术, 取得了较好的效果, 大幅度降低了此部分井区的无效产液量。
二、采油系统部分
1、优化抽汲参数
依据“头台油田机采井抽汲参数调整管理办法”, 利用动态控制图及时找出沉没度低于50m、产液量低于3t、有调整潜力的参数偏大井。在保证产液量不变的前提下, 调小参数以保证设备在高效节能区间运行。
2、加强间抽油井管理
随着低渗透油田开发的逐步深入, 油井供液能力变差, 单井产量低, 生产参数已无调整余地。通过油井合理流压研究、优化工作参数后, 可以采取油井间抽措施, 定期抽查间抽机的运行状况, 根据液面恢复速度, 及时调整间抽制度, 减少起抽时间, 降低无效能耗。
3、应用抽油机二次减速节能器
抽油机二次减速节能器可以将冲次从6次/min降为1次、1.5次、1.7次、2次、3次/min, 同时可以减小电机装机功率, 是治理间抽井、低产井、低效井的有效技术措施。
4、应用智能提捞抽油机技术
智能提捞抽油机技术把油管作为泵筒, 采用柔性连续抽油杆, 在捞油抽子下部配重, 通过电机正反转实现提捞, 根据液面深度、液面恢复速度等自动设定合理的间抽时间, 避免干抽, 满足低产采油的需要。在生产过程中可以从下入深度、抽子直径、运行次数三方面探索合理的生产参数。与同排量常规抽油机相比, 日节电80 KWh。
5、更换小电机
通过对配备37KW电机的油井悬点负荷进行计算, 符合同区块典型井 (产液、产油情况能代表此区块井况, 采用18.5或22KW节能电机) 情况的油井, 可以将37KW电机更换为18.5或22KW节能电机。不考虑永磁电机高功率因数、高启动转矩、无转子励磁等特点, 只通过计算空载损耗的减少, 此措施单机组年可节电1.7万KWh。
6、对淘汰、老化机型抽油机进行下偏杠铃改造
淘汰、老化机型抽油机抽油机能耗高的问题, 可用下偏杠铃游梁复合平衡技术解决。下偏是指杠铃的质量中心与过游梁的回转中心的连线与游梁中心水平线下偏一个角度;杠铃是指偏置平衡配重装置状如“杠铃”。与常规抽油机相比, 改造后平衡条件得以改善, 四连杆拉力、减速器和电机的扭矩大幅度下降, 动力臂变长, 游梁中央轴承座上所受的铅垂力下降, 延长了四连杆机构、电机以及减速箱的使用寿命, 节电率可达8%以上。
三、地面工程系统
1、低温集输方面
头台油田通过实施转油站内生产精细化管理, 严格控制转油站内掺水系统掺水量, 在夏季平均单井掺水量控制在0.3m3/h以下, 在冬季平均单井掺水量控制在0.5m3/h以下, 努力降低原油集输系统掺水耗气。
对于采用电热管树状单管流程的油井, 根据室外环境温度情况, 通过井口防盗温控箱调节电热管加热段及保温段运行温度, 使电热管保持在经济且合理的运行状态下, 尽力降低电能的消耗。
2、供配电系统方面
1) 优化设计:从设计源头上全面推广应用节能变压器、永磁电机、低压无功就地补偿装置、注水变频等节能设备, 避免重复建设。
2) 合理分配负荷, 降低线路网损:头台油田部分区块采用电加热集油方式, 随着气温的降低, 电加热负荷逐渐增大。在冬季电加热负荷超过抽油机井负荷, 使该区块线路压降增加。针对此问题, 头台油田电网在冬季运行管理上通过环线采取合理分配线路负荷的方式, 来降低线路网损。
3) 无功补偿技术的应用:针对线路长、变电所无功集中补偿装置容量不足的情况, 采取低压无功就地补偿的方式, 来提高线路的功率因数, 减少线路电压降, 降低线路网损。
四、生产管理方面
1、完善节能管理制度:
依据抓大放小的原则, 完善电量的分区计量, 重点对电能的消耗制定考核办法。以吨油耗电量为基数, 参考每年的自然增长率, 把吨油耗电量纳入各采油区年终考核指标。
2、加强亮化系统控制:
公司厂区、各采油区办公楼亮化系统由原来的每天夜晚都启用, 改为平时不开、节日夜晚启用。
3、加强防窃电工作力度:
每年生产部组织人员对电网周围可能存在窃电的区域进行地毯式检查4-6次, 同时各作业区不定期自查。同时对村屯附近的油井采取将原来380V的变压器更换为660V的变压器与低压电缆架空相结合的措施, 以达到防窃电的目的。
4、加强车辆及成品油的管理.
1) 定车定油:每辆车用油超过定额部分的80%换算成现金从司机当年的年终考核中扣回 (特殊情况除外) , 用油低于定额部分的80%换算成现金在司机当年的年终考核中予以兑现。
2) 在车辆的使用上由原来的定岗定车改为现在的统一派车。这样能减少跑私车现象的发生。
结束语
油田节能 篇10
关键词：油田社区；供热能耗；节能减排；成本核算；能耗考核；供热管理
中图分类号： X92 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）23-152-2
0 引言
随着我国经济的发展，节能减排成为了我国重要的方针战略，是一项十分紧迫的任务。在《国务院办公厅关于印发2014-2015年节能减排低碳发展行动方案的通知》获悉：“加强节能减排，实现低碳发展，是生态文明建设的重要内容，是促进经济提质增效升级的必由之路。“十二五”规划纲要明确提出了单位国内生产总值（GDP）能耗和二氧化碳排放量降低、主要污染物排放总量减少的约束性目标，为确保全面完成“十二五”节能减排降碳目标，制定本行动方案：2014-2015年，单位GDP能耗、化学需氧量、二氧化硫、氨氮、氮氧化物排放量分别逐年下降3.9%、2%、2%、2%、5%以上，单位GDP二氧化碳排放量两年分别下降4%、3.5%以上。”在我国城镇建筑环节中，建筑能耗已经远远高于气候条件想接近的发达国家。就目前来看，在油田社区的供暖工作是一项民心工程，关系着人民的切身利益，这就需要保证供暖的质量，做到供暖节能减排工作，实现低碳发展的主要目标。
1 当前社区供暖工作存在的主要问题
在油田社区冬季供暖问题上，一般采用的是锅炉供暖的方式进行供暖，其中，油田社区管理服务中心供热站主要负责油田社区居民的供暖任务。但是在供暖的过程中，耗能过大，带来了一定的环境问题，也对企业的生存发展带来了一定的压力，不能实现企业节能减排的目标。在油田社区供暖能源消耗过大的原因主要有以下几点：
①在油田社区供暖过程中，供暖技术相对比较落后，供暖锅炉常年没有更换，配套的技术设备和管网年久失修，不能达到高效率的工作运行，在供暖过程中脱硫除尘设施不能有效的利用。另外，相关工作人员的工作积极性不高，在工作的过程中，并不能切实出力，尽到自己应尽的岗位责任，因此导致社区供暖工作不能够实现节能减排，不能达到环保要求。
②油田社区的供暖管网在运行的过程中，不能得到有效的调节，调节措施相对滞后，而且在出现个别区域的供暖过热的情况下，所进行调节手段仍然均在不足的情况，容易导致在供暖的过程中不能保证每一个区域都能够得到均匀供热，浪费了部分热力。
③在油田社区供暖的管理方面，能源计量管理没有得到充分的反应，使得能源考核和成本预算得不到有效的应用。能源管理和考核用热计量表等工具不齐全，不能有效推动能源定额管理。
④在比较旧的楼盘中，住宅的楼体结构的保温性能相对比较差，在供热企业中在供暖工作中需要提高供暖参数，通过延长供暖时间提高供热效率，但是从实际情况来看，油田社区的用户室内的温度仍然不达标，这样容易造成大量能源浪费，这样的情况非常普遍，使得我们油田社区的供暖出现资源流失的现状。
2 社区供暖节能的主要措施
针对当前社区供暖工作存在的主要问题，我们要加强社区供暖节能的主要措施，不断提高社区供暖节能减排的的最终目的。主要体现在以下几个方面：
2.1 要依靠科学，严格管理
随着我国科学技术的发展，在各个方面都需要转变观念，推广应用新技术。在油田社区供暖中，需要在技术的支撑下，更新供暖设备，逐渐做到供暖节能减排工作。在油田社区供暖工作中，需要不断的增加科技含量，定期针对职工进行职工业务培训，提高职工队伍的技术水平和综合素质，促进了节能降耗工作，进一步推广应用高新技术，提高设备的质量，加强技术，最大限度的实现油田社区供暖节能减排工作顺利完成，提高供暖的工作效率的同时降低成产成本。因此，要科学的制定锅炉供暖计划，保证供暖工作在达到综合效益的基础上实现相对应的考核工作，在企业中需要建立奖罚制度，这样能够充分的调动工作人员的工作积极性，保证油田社区供暖工作能够在节能减排的基础上顺利完成。
2.2 要加大投入，注重节能技术和产品的应用
社区供暖需要在相关部门的支持下，加大投入，提高技术的科学性，逐步的完成在热源热网以及其他系统的更新改造上。随着油田供热改造工程的展开在，以往的旧锅炉技术被更新取代。在科学技术的支持下，逐渐的开发了区域性的供暖锅炉房，大大的改善了供热效果。不断的实施技术改造，在节能减排的基础上提高热效，充分考虑环境的影响，将锅炉房的技术进行合理配备，提高供暖循环，降低供热能耗，通过有效的措施减少了有害气体的排放。需要不断的更新改造供热管网并需要强化供热管网的运行管理。需要保证供热网管的运行质量，定期维修，最大限度的提高管网的保温效能。在此基础上需要加强水的软化和除氧处理，满足水质的要求。另外，需要做好用户系统的分户改造工作，避免在供暖环节中造成堵塞的现象，需要相关部门做好社区内部的改造工作，不断的解决供暖管道的堵塞和漏水问题，提高供暖质量，也充分的保证了节能减排工作能够顺利完成。
2.3 要提高供热系统调控能力，实现均衡供热
在油田社区供暖中，我们需要通过调整供热结构并结合相关的供热资源，形成供热环网，有利于供热的安全和效率。因此，我们需要提高供热系统的调控能力，提高热源的自动流通能力，建立热源控制系统，根据室外气温的实际情况进行调节，不断进行循环调整，并且在此基础上，需要提高热网的可调度，消除水力失调，减少过热损失的情况，从而提高供暖锅炉的运行效率，最大限度的避免供暖结构出现故障，最终实现节能效果。因此，提高供热系统调控能力，实现均衡供热也是目前比较重要的一个方法。
2.4 要充分发挥能源计量管理的作用
在供暖过程中，需要建立健全合理的计量设施，在计量环节，没有精准的计量仪器就不能得到真实有效的计量数据，不能达到有效的技能管理。就目前来看，油田社区对水、电、煤等进行计量的过程中仍然采取的是估测的方式，不能得到真实的数据，精确度不高，不能保证在供热环节达到有效的节能减排。社区应该尽快的解决这一问题，提高计量效率，配备专业的计量仪器，提倡居民安装温控设置，在各个环节提高节能意识。这样能够保证供暖单位和用户双方之间共同采取节能措施。在此基础上，需要在企业中建立供热能源消耗考核机制，制定先进合理的指标，对相关的工作人员进行节能培训，提高职工节能意识，做好相对应的评估工作，在合理的规划中不断的促进企业能源的管理水平，最大限度的实现油田社区供暖节能减排问题。
2.5 加快建筑物节能改造
我们都知道，要想保证油田社区的供暖节能减排工作达到优质的效果，不仅需要供热建设和改造，还需要在建筑结构方面下功夫。从总体上来说，建筑结构是影响建筑能耗的重要因素之一。因此，在油田社区供暖工作中，我们需要根据建筑的实际要求，全面执行新的建筑节能标准，对旧的建筑物进行结构改造，提高建筑的供暖效率，只有在加快建筑物节能改造的基础上，同时在确保建筑安全供暖的前提下，才能实现节能减排的最终目标。
3 结束语
总之，油田社区供暖是一项惠民工程，也是一项高耗能工程。现阶段，我们必须针对当前社区供暖工作存在的主要问题，例如：在油田社区供暖过程中，供暖技术相对比较落后、供暖锅炉常年没有更换、配套的技术设备和管网年久失修、油田社区的供暖管网在运行的过程中，不能得到有效的调节、在油田社区供暖的管理方面，能源计量管理没有得到充分的反应，使得能源考核和成本预算得不到有效的应用等各种情况，不断制定出相应的对策和措施，例如：依靠科学技术的快速发展，严格管理；加大投入，注重节能技术和产品的应用；提高供热系统调控能力，实现均衡供热；充分发挥能源计量管理的作用；加快建筑物节能改造等各种方法和策略。社区供暖能够最大限度的保证社区的居住条件，但是消耗了大量的能源，也不利于环境的保护。因此，为了提高我国社区的居住条件，在保证居民正常供暖的同时降低能耗，保护环境，促进人与自然的和谐相处。
参 考 文 献
[1] 熊华.八面河油田矿区供热系统存在的问题及对策[J].江汉石油职工大学学报，2014（03）.
[2] 杨国军.胜利油田基地集中供热改造[J].油气田地面工程，2011（05）.
油田节能 篇11
近日, 玉门油田召开节能节水工作座谈会, 全面总结2011年节能节水工作取得的成绩, 全面安排部署2012年节能节水工作。
2011年, 玉门油田通过不断强化基础管理, 狠抓目标分解落实, 实施节能专项工程, 大力调整耗能结构, 优化生产工艺流程, 节能节水工作取得了显著成效, 全年实现节能量1.6×104t标煤、节水量22.5×104m3, 圆满完成股份公司及地方政府下达的节能节水任务目标。
2012年, 油田将进一步加大节能节水目标责任管理, 努力确保完成全年节能节水任务。重点做好三个方面:一是在各单位《业绩合同》的基础上, 与11个重点用能单位签订《节能目标管理责任书》, 细化节能考核指标, 针对不同工序、耗能系统制定下达用能用水单耗、系统效率等考核指标, 建立分类分级考核机制;二是强化指标动态监控, 按照年初部署、季度公报、年中督导和年终考核制度, 对完成节能目标进度滞后的单位, 发布预警、黄牌警示, 直至实施惩处措施;三是加强监督引导, 组织节能监测站加大对重点用能单位、重点用能系统和重点用能设备的检查监测频次, 及时分析诊断和调整运行方式, 掌握设备运行动态。来源:玉门油田公司