油田機采系統節能技術的應用及建議

孟祥濤 張曉燕

(1.中國石化中原油田分公司安全環保部；2.中國石化中原油田分公司生產運行管理部)

0 引 言

中原油田是國內陸上老油田之一，原油產量于1988年達到最高峰722萬t，經過20年的開發，到2018年產量下降至126萬t，原油含水達到95%。目前原油生產面臨產量遞減、含水率上升、噸油成本高、高耗低效等矛盾。“十二五”以來，中原油田相繼在機采系統試驗和應用了一批節能新技術，雖然在生產中起到了一定的節能增效作用，但是并沒有從根本上解決油田實際生產中的瓶頸問題。隨著科技發展，從技術上解決這些難題成為可行，但是要從“技術可行、經濟合理、企業可以承受”等綜合決策，研究適合老油田生產實際的低成本采油生產節能技術，是節能工作中急需解決的重點任務。

1 存在問題

隨著中原油田進入開采中后期，油井含水不斷上升，動液面不斷下降，油田產層深度、泵掛深度呈增加趨勢[1]。當前油田機采系統主要存在以下問題。

1.1 主力機采設備自身存在的主要問題

目前，中原油田油井開井數為3 200余口，其中游梁式抽油機占3 000口以上，是油田機采系統的絕對主力設備，其采用四桿機構，雖然結構簡單，運行可靠，操作維護方便，但由于其結構特征，存在平衡效果差、曲柄凈扭矩脈動大的問題，導致載荷率低、工作效率低和能耗大等缺點。

游梁式抽油機四連桿機構使“驢頭”的運動規律類似簡諧運行，“驢頭”在最高點和最低點運動方向發生交替轉換中，地下井筒內的抽油泵柱塞并不是同步進行轉換，而是有一定的置后時間，此時“驢頭”與抽油泵柱塞的運動速度不同、方向甚至相反，而此時加速度變化最大，會對機械系統產生兩大危害：一是對抽油機變速箱齒輪、抽油桿、抽油泵產生巨大的沖擊載荷，容易造成減速箱損壞、抽油桿斷脫，從而造成設備損壞，或發生井下事故；二是受慣性和抽油桿彈性變形影響，會造成抽油泵沖程損失，導致抽油泵效率下降。

1.2 地層供液與抽油機提液能力不匹配

在油井開采中后期，地層供液能力逐漸下降，抽油機單位時間抽出的液量變少，但其運行時間并沒有減少，與以往相比，消耗相同的電能，產出的原油量變少，用電效率降低；隨著時間的推移，用電效率還有降低的趨勢。主要原因是由于抽油機對于發生變化的地層供液能力，仍保持固定的工作方式，高速的抽油機運行速度與低下的地層供液能力形成供不應求的狀況，最終造成抽油機“泵空”(即空抽現象)[2]。

1.3 電力拖動裝置與實際生產工況不匹配

游梁式抽油機啟動轉矩比正常運行轉矩大1倍以上，通常都是重載啟動；抽油機啟動進入正常工作狀態后，其平均轉矩遠小于啟動轉矩；而且為應對抽油過程中的砂卡、結蠟等特殊情況，防止電動機因卡死而燒毀，電動機設計功率都遠大于正常運行功率。目前，油田抽油機常用的三相異步電動機出廠效率在90%左右，但實際功率因數大多小于0.4，負載率低于30%。選用大功率電動機確實提高了設備的穩定性，但電動機效率變低[3]。游梁式抽油機的載荷特點是帶有沖擊的周期性交變載荷，在一個沖程中存在發電問題，即抽油機“倒發電”現象，多余的能量反饋到電網，會對電網產生沖擊，造成電網供電質量下降，對電動機影響很大，也不利于抽油機的可靠工作。

1.4 缺少適合油田生產實際的低成本節能新技術

“十二五”以來，油田每年試驗和應用了一些節能新技術，從局部或者某些環節解決了一些實際問題，也確實取得了一定的節能效果和經濟效益，但是存在性價比差、改進工作跟不上等問題，出現“節能不節錢”的現象，仍然沒有解決油田實際生產中存在的系統性問題，無法大規模推廣應用。

2 節能技術應用

為實現老油田機采系統節能降耗、提質增效，通過對油田“十二五”以來試驗和應用的節能新技術進行總結，主要有以下8種節能技術。

2.1 抽油機直流集群控制技術

該技術集中整流、井口逆變的直流母線供電模式，充分發揮計量站油井集群優勢，實現抽油機“倒發電”能量互饋共享，可遠程監控，在線調整沖次與地層供液能力進行匹配，實現計量站整體效率提升，并根治竊電，但整體價格低，節電效果較好，在1座計量站(帶4口油井)應用，現場測試節電率達20%。

2.2 抽油機智能伺服姿態控制技術

油田機采系統配套的電動機以三相異步電動機為主，但是目前的伺服控制技術以同步電動機為主。三相異步電動機的伺服控制技術，可以根據生產實際有效調節沖次和電動機轉矩，滿足油井不同沖次連續生產需要，對抽油機運行姿態進行控制，在抽油桿上下沖程和死點附近實現變速運行，可以增加抽油泵有效沖程，減少抽油桿的沖擊載荷，延長檢泵周期，整體價格較低，節電效果顯著，可以較好的解決油井地面、地下設備和工藝節能問題[4]。應用35口井，節電率在30%～60%(通過調整參數)。

2.3 抽油機四象限變頻器調速技術

該技術不僅可以實現抽油機變速調節，也可處理電動機“倒發電”問題，滿足油井不同生產需求，但網側電流諧波污染較重[5]、功率因數較低，整體造價高，體積大。應用兩口井，節電率20%(通過調整參數)。

2.4 永磁復合電動機直驅智能控制及安全制動技術

該技術以永磁復合電動機為動力源，替代抽油機減速箱，直接驅動抽油機曲柄，并通過變頻控制技術，實現抽油機沖次不停機動態調整，減少皮帶間接驅動環節，提高抽油機機械傳動效率，但整體價格昂貴，且維護費用高。應用10口井，節電率在30%(通過調整參數)。

2.5 永磁半直驅自動化技術

該技術將永磁電動機制作成圓餅狀，安裝于抽油機減速箱大皮帶輪位置(替代大皮帶輪)，直接驅動減速箱，減少了皮帶傳動損耗；優選了適用于半直驅電動機的變頻控制系統，實現抽油機運行遠程控制及沖次調整，最低沖次可達0.1次/min；同時，提高抽油機各零部件的壽命，但安裝較復雜，適合對抽油機進行節能改造。應用27口井，節電率在30%～50%(通過調整參數)。

2.6 智能驅動式抽油機技術

該技術在抽油機游梁尾端安裝智能驅動裝置——驅動缸，在游梁前端裝上安全桿，省掉抽油機原驅動裝置系統，解決了抽油機“大馬拉小車”和“倒發電”問題，目前仍處于完善試驗階段。應用兩口井，節電率在30%～60%(通過調整參數)。

2.7 塔架式抽油機技術

該技術為塔架式結構，采用外轉子稀土永磁同步電動機和直接平衡方式，且與變頻控制技術相結合，可解決深抽井、稠油井、嚴重偏磨井對“長沖程、低沖次”的需求，提高綜合開采效益。在胡47塊建立了10口井的節能抽油機示范區。由于廠家生產經營問題，設備售后服務跟不上，該機型未實現規模化應用[6]。應用20口井，節電率30%(通過調整參數)。

2.8 新型螺桿泵(進口)采油技術

隨著油田進入開發中后期，產能下降，含水上升，效益變差，電泵采油技術已不適應油田效益開發形勢。為保證電泵井轉改后液量穩定，對18口井實施螺桿泵應用，與電泵相比，產液及產量基本保持穩定，單井平均日節電807 kW·h。但該技術對選井要求高，且價格較高。各種節能新技術應用情況統計見表1。

表1 中原油田節能技術應用情況統計 萬元

3 結論及建議

解決老油田油氣生產中的穩產增效、節能降耗問題，需要從管理和技術兩個方面同時入手，既要在技術研發上有所突破，更要在管理上有所創新，研發應用低成本、適合老油田生產實際的節能新技術。

3.1 新投井設備配套中優先新型抽油機應用

智能驅動式抽油機、塔架式抽油機在價格上相差不大，與傳統游梁式抽油機相比，技術和經濟優勢明顯，信息化程度高，可以遠程調整抽油機運行參數，系統效率比游梁式抽油機高10%以上。如果僅以新、舊機型替換的方式進行推廣，存在投資回收期長、造成資產閑置等問題。所以，可以在新投井配套中加大新機型的推廣應用，形成規模效應。

3.2 數字化油田建設優先機電一體化控制技術應用

抽油機電動機調速主要有機械、變頻和電磁調速3種。在數字化油田建設中，變頻調速技術是關鍵技術，在遠程調節抽油機運行參數中發揮巨大作用。但變頻器對電動機轉矩、轉速的控制為一一對應關系，即高轉矩對應高轉速、低轉矩對應低轉速，無法滿足抽油機低轉速、高轉矩的特殊變工況的需求。三相異步電動機伺服控制技術的核心是“對三相異步電動機轉矩、轉速的控制分開、獨立控制”，在不改變地面設備、地下桿泵的前提下，可有效解決油井地面設備、地下桿泵工藝系統節能問題。其技術原理是根據抽油機運行軌跡特性，自動調節抽油桿在上下止點附近的運行速度，實現變速運行，減少沖程損失，減少抽油桿的沖擊載荷，從而提高泵效，改善抽油桿受力狀況，減少偏磨、斷脫現象，有效延長“機-桿-泵”使用壽命，延長檢泵周期30%以上。將該技術作為關鍵技術在智能化油田建設推廣應用，具有低成本優勢。

3.3 機采設備技術改造中優先永磁半/全直驅控制技術應用

油田機采設備更新改造是一項復雜的工作，不能僅滿足簡單的以舊換新，不考慮改造的經濟性。如果在更新電動機、減速箱、配電設施等項目中，可以論證應用永磁半/全直驅控制技術，這兩種技術都可以取消電動機皮帶傳送這一耗能環節，永磁全直驅控制技術還能取消減速箱機械傳動這一耗能環節。經現場應用評價，其綜合經濟效益較好。

3.4 內部合同能源管理機制有利于自主研發技術的應用

合同能源管理是國家鼓勵推行的一種能源合作項目的機制，主要內容是以合同的形式，由外部企業(機構)進行投資，對油田的節能項目實施改造，節能項目投產后，油田在雙方約定的一段時期內，用項目節約能源的成本支付給項目投資企業。在老油田企業，實施合同能源管理的難度很大，主要原因是項目論證周期長、審查難，導致很多項目沒有論證通過。

油田企業應創新管理機制，研究建立“內部合同能源管理”新機制，促進科研單位自主研發節能科技成果的經濟轉化。“內部合同能源管理”的模式是由油田內部科研單位將自主研發的節能科技成果轉化為生產力，與各采油廠簽訂內部合同，以技術服務的方式給各采油廠進行技術服務；采油廠在項目投運后，定期將節約能源的成本支付給科研單位。該模式可以有效解決能源基準、節能量核定、利益輸送等實際難題。2016年，文留采油廠與石油工程技術研究院以“內部合同能源管理”的模式，在采油管理二區14號站4口井實施了“直流集群控制技術”改造項目，取得了試點的成功，綜合節電率在20%以上。“內部合同能源管理”的新模式，不僅能夠極大促進油田內部科研單位研發科技成果的應用轉化，調動科研攻關的主動性、積極性，而且可以解決油田生產實際困難，降低油氣生產成本，進一步提高油田經濟效益。