摘要：结合生产实践，分析油田企业生产过程中，机采、注水、集输、热力、供配电系统等方面的节能潜力及存在的主要问题，通过典型节能技术应用案例分析，总结了系统和部分高效节能设备等节能技术与实现途径。
关键词：油田;节能技术;潜力;途径
引言
在原油开采过程中，自身也要消耗大量能源。2011年，全国累计生产原油2.04×10t，天然气988×10。m，综合能源消费量约为6.2×10吨标准煤，占自产一次能源的15%左右。
企业节能降耗有工艺技术进步、结构调整和管理创新三种主要方式。三者在节能降耗中所占的比例分别是50%、30%和20%。近年来，油田企业在技术节能方面，从堵跑、冒、滴、漏，到开展单元设备、单项工艺的节能技术改造，再到开展系统优化，提高系统的运行效率，以及各耗能系统相互之间节能技术的完善配套和按品位实行能源梯级利用。使原油生产中的节能技术不断朝着深人细致和提高效益的方向发展，取得了很大的突破和显著的节能效益。
1油田生产过程中的能耗环节
油田生产中机采、注水、集输、供配电、热力等工艺系统是生产耗能的“五大系统”，消耗的能源品种有原煤、天然气、电力、蒸汽、成品油等。其中，除天然气损耗外，原煤、天然气、蒸汽主要用于集输系统加热炉、锅炉;电力主要用于机采、注水、集输系统的抽油机、注水泵、输油泵等机泵设备;成品油主要供运输车辆使用。能源消耗总费用占油气开采成本比例约为2l%～3O%。
1.1机采系统
机械采油是将电能转换为机械能从地面传递给井下液体，把井下液体举升到井口的一种采油方式。机采系统效率是指传给液体的有效能量与输入系统的能量之比。机械采油系统节点潜力分析如表1所示。它涉及抽油机、电动机、管柱、抽油泵等一系列的设备;地层结构、原油物性反差、设备工况、管理水平以及产液量计量和测试条件都会影响能耗。影响机采系统效率的主要环节有：拖动装置、抽油机、抽油杆、井下管注和井口装置等。
1.2注水系统
要增加地层压力。油田注水耗电平均占油田生产用电的20%以上，影响注水系统效率的主要环节有：注水泵机组、主水管网、配水问、井口等。注水由于地层能量不足，原油开采进入中、后期需系统节点潜力分析如表2所示。
1.3集输系统
油气集输主要是汇集、处理采出的原油、天然气，经储存、计量后进油库或输送给用户。据统计，40%，所消耗热能和电能是油田节能的重点对象。集输系统分为集油、脱水、稳定、储运等环节。影响集输系统效率的主要环节有泵机组、集输管网等。油气集输能耗一般占原油生产总能耗的30%～集输系统节点潜力分析如表3所示。
1.4热力
系统热力系统主要解决油井原油保温集收、中转加热站和联合站库的保温。供热的主要设备是锅炉、加热炉。在油田消耗的能量中，50%左右是通过燃料在炉子中燃烧取得热能加以利用的。影响热力设备效率的主要环节有炉型、燃料不完全燃烧、炉体散热损失、排烟损失等。该系统节点潜力分析如表4所示。
1.5供配电系统
配电变压器和配电线路，一般是指6(10)kV及以油田供配电系统通常分为供电网和配电网两下电压等级的线路，主要任务是为用电设备分配电大部分。供电网是指6(10)kV以上电压等级的线能。影响供配电系统效率主要环节有供配电线路，用于电力的远距离输送，由变电站、输电线路和路、变压器等。供配电系统节点潜力分析如表5所白备电厂组成。配电网是指直接供应生产设备的示。
2油田生产环节的节能技术途径
2.1机采系统
1)改造常规抽油机、淘汰落后的抽油机，选用节能型抽油机，加强抽油机日常维护、保养和维修，加大抽油机调平衡力度。
2)合理匹配节能型电机，如高转差、超高转差电动机，变频调速电动机、稀土永磁同步电动机等)，淘汰低效高耗能电机。
3)推广应用电容补偿、降压运行、冲次调节等节能控制柜，选用具有电压和频率调节、星一角转换和无功补偿的控制器。
4)油井参数自动监测优化运行，优化油井参数，进行偏磨治理，合理调整泵挂深度;优化配置选用的节能产品，优化设计机采系统，提高管、杆、泵效。
5)实施采油新工艺、新技术改造，如针对不同井况应用提捞采油机、潜油往复泵、低冲次抽油机等。此外，还可通过加强机采系统管理、实施智能间隙采油技术等，达到降低机采系统能耗的目的。
2.2注水系统
1)降低电动机损失。选择节能型高效电动机，淘汰低效机泵，减少无功损失，保证注水泵合理匹配，避免“大马拉小车”。
2)降低注水泵损失。合理选择配置注水泵;合理利用注水泵的高效区;加强维修，防腐蚀，以保持泵效。
3)注水泵排量节能调节。如拆级改造、变频调速控制开泵台数、泵出口阀门开度、水泵转速等。
4)注水系统整体优化。注水压力基本相同的注水站联网运行;对注水压力相差较大的系统，实施高低压系统分离，进行分层分压注水;对少数不能完成配置水量的注水井在井口增设增压泵，实施单井增注，以降低系统运行压力。
2.3油气集输
1)淘汰低效机泵、推广高效机泵，选用效率高、压降小的各种设备，应用电机功率因数补偿，输油泵变频调速改造等，降低脱水过程的动力消耗;采用高效加热设备和回收热能的换热设备，提高原油脱水的热能利用率。
2)管网优化调整，推广应用原油密闭集输、不加热集输、简化油气集输工艺流程，选择低温性能好的化学破乳剂，减阻降黏，减少沿途输送压力损失。
3)井口原油集油。针对油井原油高凝固点、高粘度、高含水的特点，采用井口加药方法，因地制宜地应用化学防蜡、乳化降粘、定期热洗和磁防蜡等技术。
此外，对于放散天然气，可采用撬装式轻烃回收装置、套管气回收、大罐抽气和天然气发动机等技术回收利用放散天然气。
2.4热力系统
1)改善炉子燃烧节能技术。包括采用高效燃烧器、燃烧控制技术、燃料添加剂及燃料磁化技术，能使炉子燃烧过程更完全、更充分。
2)提高锅炉热效率技术。对锅炉按需配风、合理配风，降低锅炉过剩空气。对燃煤炉安装分层燃烧装置、热管式空气预热器、省煤器等装置和静电水除垢、蒸汽余热回收、恒液位变频控制等新技术、新工艺，增加锅炉回收的热量，提高炉子的燃烧效率。
3)加强炉子保温。保温主要是采用硅酸盐、有机泡沫等高效保温材料，提高炉体保温效果，减少散热损失。
4)减少排烟热损失。排烟热损失是指锅炉、加热炉运行中排烟所带走的热量损失。过剩空气系数和排烟温度是影响排烟热损失的主要因素。
为保证燃料完全燃烧，必须供给比理论所需更多的空气，实际空气量与理论空气量之比为过剩空气系数。加热炉负荷率在70%～100%时，最佳过剩空气系数，重油为1.05—1.15，天然气为1.1～1.2。排烟温度一般要求控制在180℃左右(当排烟温度过低，使炉子受热面的金属壁温低于烟气露点温度时，会产生低温腐蚀)。
减少排烟损失，可以采用热管加热炉、热管换热器，强化传热过程，预热燃烧用空气，充分利用烟气余热，提高炉子热效率。
5)供热管网优化。优化供热管网设计，采用新型保温材料，安装高效疏水阀回收蒸汽管网凝结水，解决供热管网蒸汽跑冒、利用率低的问题。
2.5供配电系统
1)电网的优化运行。在保证供电安全和质量的基础上，通过电力线路运行方式和负载的经济调配与供电线路运行位置的优化组合等技术措施，最大限度地降低供电线路的损耗。
2)提高功率因数。首先是无功补偿，交流电在通过纯电阻的时候，电能都转成了热能，而在通过纯容性或者纯感性负载的时候，并不做功，也就是说没有消耗电能，即为无功功率。而实际负载不可能为纯容性负载或者纯感性负载，一般都是混合性负载，这样电流在通过它们的时候，就有部分电能不做功，就是无功功率，此时的功率因数小于1，为了提高电能的利用率，就要进行无功补偿。其次是配电网的三级无功优化补偿(电动机的低压无功就地补偿、配电网高压无功分散补偿、变电所高压无功自动跟踪补偿)。再次是提高用电负荷自身的功率因数。要正确选用电动机和变压器的容量，提高用电负荷的负载率。
3)变压器的经济运行。选用节能型变压器，淘汰低效高耗变压器。选取变压器最佳运行方式、负载调整的优化、运行位置的最佳组合及改善运行条件等技术措施，最大限度降低变压器的电能损耗和提高电源侧的功率因数。节能型变压器经济负
2.6部分高效节能设备
1)高效三相分离器。如HNS型高效三相分离器，采用旋流预脱气、活性水洗涤加速脱水、机械破乳强化脱水等技术，设备的运行效果能达到国际同类设备的先进水平，单位体积的处理能力是传统设备的5倍以上。
2)多功能处理装置。具有气液分离、沉降、加热、一段热化学脱水、二段电化学脱水及水力清砂、缓冲功能。可取代传统流程中的复杂工艺和各种设备，简化工艺，获得较好的经济效益。
3)高效加热炉。包括真空加热炉、相变加热炉、热煤炉、无机传热余热利用装置等，加热炉效率可达到85%以上。
4)螺杆泵采油技术。包括大中小排量系列螺杆泵、专用系列防断脱抽油杆、无渗漏低矮型驱动装置、螺杆泵井工况分析、诊断及监测等核心技术以及配套技术。同抽油机井相比，平均泵效提高20个百分点，节能效果显著。
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3典型节能技术应用及效果分析
3.1抽油机无功补偿节能技术
机采电力系统中，电动机及其他带有线圈的(绕组)的设备很多。对这类设备实施就地补偿可以大大提高其功率因数，降低无功损耗。
通过采用无功补偿技术，可以提高用电质量，改善设备运行技术条件，提高用电设备的电能利用率，以达到节约用电、降低生产成本、提高经济效益的目的。
2008年，选择在玉门采油厂负载率和平衡率都很高的A井，进行了电动机功率因数补偿试验。荷率约为0.4，经济运行范围为0.23～0.69。A井安装电容补偿现场试验数据如表6所示。
A井日产液量9.4t，日产油量2.8t，含水70%，动液面422m，示功图显示正常，电动机为22kW普通电动机。从表6看出，在补偿7.5kvar电容后，功率因数由原来的未补偿前的0.408提高到0.714，再增补5kvar的电容后，功率因数由0.714提高到0.918。
借鉴这口井改造的经验，又在功率因数较低的101口井上应用，功率因数改善明显，获得了成功。可见，普通电动机获得合适的电容补偿值是补偿效果好的根本所在。
3.2能量回馈变频拖动技术
抽油机采用能量回馈智能变频技术，可有效解决油井抽油设备运行负载率低，电动机“大马拉小车”的现象，实现电动机软启动，并将再生电能反馈回电网。
可配合井下状态，根据需要调整生产冲次、从而提高抽油机的工作效率。实现柔性启动，降低了对电网的冲击，延长电动机和机械设备的使用寿命。可实现再生电能的回馈，达到节电的目的。
2010年，玉门采油厂推广应用34套能量反馈式变频器，经测试平均节电率达到了32.53%，吨液单耗下降36.61%，油井系统效率平均提高9.4%。按照改造前吨液单耗8.74kWh，单井平均日产液量29.75t计算，推广应用34台能量反馈式变频器年节电量为121.6万kWh。经比对测试综合节电率达到29.5%，单井可节电2.75万kWh，投资回收期2年。
3.3注水泵变频调速技术
油田注水系统采用变频调速技术，可实现恒压注水，同时解决“大马拉小车”和节流造成的能量损失。
实现了无极调速、软启动、软刹车及恒压供水等功能，使机泵与负载合理匹配优化运行参数，延长机泵使用寿命。经测试，节电率在20%左右，投资回收期2a以内。
玉门采油厂注水站投产于1997年，共有3台离心注水泵，1用2备，电机运行电流180～190A。泵出口平均压力为20MPa，流量225m/h左右(平均5400m。/d)。为适应注水量的变化，只能通过开泵台数或人工调节阀门开度来控制供水流量，造成能源浪费。高压离心泵出口阀门节流严重，注水干线压力不稳定，设备老化。
2010年，该注水站应用了闭环控制变频调速技术，采用“一拖三”形式。通过变频改造，泵管压差控制到小于0.5MPa，经测算，采油厂注水用电单耗由10.238kWh/m下降到9.629kWh/m3，下降了9.629kWh/m，日节电3288kwh。
3.4离心泵注水站自动化监控技术
通过采用先进的DCS智能控制系统，实现对注水泵的远程监控、数据的采集、异常事故处理和报表的自动统计打印功能。
注水站生产设备实现自动检测和监控，改善了原来依靠人工操作和调节造成的生产调节不及时、注水泵偏离最佳工况点、系统运行效率低和故障频繁等问题，提高了泵站的系统运行效率。
玉门油田与有关研究单位共同开发了离心泵注水站远程自动检测和监控系统，并在5座注水站推广应用，其中有4座注水站实现了自动化控制。自投运以来均未发生过生产事故，平均泵干压差由1.5MPa下降为0.46MPa，降低了0.69MPa。
通过应用该系统后，经测试注水系统效率由72.3%提高到77.5%，提高了5.2%。
3.5污水处理余热利用节能技术
油田在生产过程中产生了大量含油污水，这些含油污水的温度往往较高，有的甚至可达58℃。这部分热能的特点是品位比较低，利用热泵来提高其温度，节省下来的燃气或燃油可为产品销售，有较好的经济效益。
该技术是利用污水处理站含油污水的余热，通过热泵技术对原油进行预热，同时为站内冬季供暖。满足了原油加热的需要。
玉门采油厂原油处理站，每天产出16000t含油污水，经过处理后污水温度为50℃。采用热泵技术后，经测试计算，将2200t/d原油由48℃提高到6O℃，每年可节气69万m。
4结论
油田生产是油藏工程、采油工程和地面工程密切结合、各专业协调一致的庞大的系统工程。因而，油田节能技术途径除上述涉及的外还有很多，而且节能技术也在不断发展。未来油田节能技术必须与生产工艺紧密结合，在地上地下整体优化技术、机采系统配套节能技术、油气集输节能技术、采出水余热利用配套技术、稠油热采配套节能技术、新能源与可再生能源等方面加大研发和应用力度，通过生产工艺技术的进步推动节能降耗，节能技术的发展促进生产工艺改进。
