塔河油田节能降耗工作策略范文

摘要：油田的发展进入中后期，必然伴随着能源消耗的快速上升，油田要实现可持续发展必须控制能耗总量和能耗强度的快速上升，节能降耗工作作为控制能源消费过快上升的重要举措需要进行整体谋划统筹推进，防止从量变到质变跌入高能耗陷井，制约油田中后期的高质量发展。

关键词：一体化能效提升；价值用能；用能定额；能源指标；能源绩效

1塔河油田能源消费现状

1.1油气生产情况

塔河油田主体位于新疆维吾尔自治区阿克苏地区、巴音郭楞蒙古自治州境内，部分区域分布在和田地区境内。目前已投入开发的有塔河油田、顺北油田、巴什托油田、雅克拉凝析气田、大涝坝凝析气田、轮台凝析气田共6个油气田。生产用能过程主要包括机采、集输、处理、注入、电力五大系统，用能种类主要为天然气，电力，原油。

1.2能源考核指标情况

塔河油田能源考核受集团公司节能考核指标和新疆维吾尔自治区双控指标考核，其中，集团考核指标四项：综合能耗、单位油气综合电耗、单位油气综合能耗、万元产值综合能耗；需完成年度指标。自治区双控考核指标2项：综合能耗（低于上一年）、万元产值综合能耗（较上一年下降4%）。

1.3能源消费结构

塔河油田主要能源消费包括实物消耗和能源损耗两大部分：实物消耗：天然气、电力、汽柴油、热力能源主要用于油田生产过程；能源损耗：原油、天然气开发过程损耗和计量误差。2019年天然气、原油、电力为主要类型，占总能耗99.0%。2019年油气生产过程实物消费量天然气、电力为主要类型，占总能耗99.71%。年自用气占耗能75.1%；年耗电占耗能23.5%。

1.4油气生产系统能耗面临的问题

1.4.1机采系统机采系统主要面临问题：一是液面沉没度大，平均沉没度1500～2500m，原因碳酸岩溶洞地质，渗透性差，易坍塌，需大沉没度保证液面不被抽空。二是井深导致抽油杆长，载荷大，抽油杆弹性伸缩较大，抽油机行程与泵冲程差值较大。三是井深致管柱内液柱长，举升过程液柱摩阻较大。四是功率因数偏低。五是抽油机井平衡度合格率低。六是由于井距大、巡检路程远、维护人员少，抽油机动态匹配调整以及冲次日常调整工作还有欠缺。七是根据开发需要，电潜泵使用较多，其采出与耗能比低。1.4.2注水、注气系统注水系统主要面临问题：一是受地质条件影响，注水井分散，难以实现集中注水站注水，目前靠90套移动撬装式注水设备动态注水。二是碳酸盐岩油藏埋藏深、井距大、连通性复杂，导致注水压力高，注水压力普遍在25MPa左右，大量采用高压低排量柱塞泵。三是就地处理分水回注率低，采出水通过输送至联合站处理后输至井口回注，来回路径较长，网损失较大，水能耗高。四是部分注水管网高低压同网集输，节流损失较大。1.4.3集输系统集输系统主要面临问题：一是井位分散；二是稠油掺稀井多；三是超重质油销售外输，加热炉、增压站电功率和流体摩阻较大；四是硫化氢含量高。1.4.4能源损耗原油损耗主要面临问题：是建产初期单井拉油损耗较大，地面配套设施完善不同步，密封输送和处理工艺的还不完善，大罐散逸。天然气损耗主要原因是建产初期散逸以及计量交接误差。1.4.5电力系统电力系统主要面临问题：：一是井位分散，油田线路长达4000km，开井1500口左右，线路每2.67km/井，导致10kV配网线路长负荷轻，线路功率因数较低，60%线路10kV线路0.4～0.7，网损率在8%～10%之间，与先进值6.5%～7%之间差距较大。二是考虑到抽油机的启动井口电机一般配置较大，正常运行时功率因数较低平均值小于0.4，且无就地补偿，造成大量无功取自电网。三是线路负荷分配不均匀，部分线路功率大负荷重，线损较大。

2能源消耗快速上升对油田未来发展的影响

2.1塔河、顺北油田油藏地质的特殊性是塔河油田固有能耗高的主要原因

塔河油田能源消耗有几个主要特点：一是井深；二是油稠；三是高硫化氢；四是注水零散；五是大规模注气三采；六是井位分散。

2.2原油、天然气损耗和措施注气电量增长是综合能耗呈上升趋势的主要推力

2019年塔河油田综合能耗同比增加9.5%；2019年单位油气综合能耗同比增加11.87%；2019年油气当量同比仅增加2.1%，综合能耗增长幅度高于油气产量增长速度4.5倍以上；主要原因油气商品率较低损耗较大。2019年电量同比增加6.18%，主要增长因素是注气用电量同比增加23.81%，措施注气是电力增长的主要因素。

2.3油气产品结构优劣和油气产品价值的市场波动是影响能源消费强度和价值用能的主要因素

重质油占到原油总产量的84%，天然气产量仅18亿m3，重质油占总油气当量68.4%，重质油的市场价格低，爱市场波动影响大，产值较低，等同于价值用能的减值。2.4能源管理体系能否高效运行是推进“双控”目标实现管理上的主要举措节能能源受到越来越多的国家和社会重视，每节约1度电，就相当于节约了0.4kg标准煤和4L净水，同时减少了0.272kg碳粉尘、0.997kg二氧化碳、0.03kg二氧化硫、0.015kg氮氧化物等污染物的排放，节能具大潜能。能源管理体系是能源管理的纲领性文件，是公司能源管理的统一标准和行动准则，是开展节能降耗工作的基本规范，是推进“双控”目标实现根本管理举措。节能工作是一个系统性、技术性很强的工作，在实际过程中存在重视程度不高，观念淡薄执行效果不理想的现象。

3塔河油田节能降耗策略思考

节能工作要牢固树立和积极践行“绿水青山就是金山银山”的生态文明思想，坚持节能优先的工作方针，聚焦“控总量、降损耗、提能效”，以“优化存量、控制增量、遏制强度”为节能工作总基调，以“减损耗、降能耗、提效率、优运行、抓创新、强管控”为节能工作总抓手，以提升能源绩效为目标，推进能源生产和消费革命，从根本上抑制不合理能源消费，大幅度提高能源利用效率，形成节能绿色低碳发展整体优势，助力油田早日迈向高质量发展。

3.1以提升油气产品价值为引领，加快调整油

气产品结构降低对能源消费依赖强度2020年塔河油田，气油当量比0.237，较2019年提高7.4%。2023年气油当量比达到0.444，2025年气油当量比达到0.603。随着顺北油田的开发，预计2020年重质油产量的占比下降5.1%，降至80%以下。2023年重质油产量的占比下降10%，降至70%以下，通过增加天然气产量，使得产品结构调整提升油气产品价值，以提高价值用能，控制万元产值能耗的上升。

3.2以能源管理体系运行为统领，加快节能提效架构体系的完善和运作

3.2.1推进能源管理体系建设和落地推动能源管理体系建设和有效落地，履行“管业务、管能耗、管能效”职责，压实谁主管、谁负责，谁的属地谁负责，谁的岗位谁负责分组责任。通过理念引领、专业监管、过程控制、全员参与，以提高“能源绩效”为目标，形成节能管理责任体系和长效机制，全面提升能源管理水平。3.2.2完善能耗指标对标考核体系建立油气生产用能限额标准，依据油气产量任务，地质开采难度，油藏类型，油井生产方式建立吨油或吨油气等的用能限额标准，严格过程检查和考核兑现，控制用能总量抑制随意用能。3.2.3规范能源计量和统计标准强化计量管理，完善两级能源计量管理网络，提高计量监测水平；规范能源统计报表，促进节能统计标准化，真实反映油田能源的购入、消费和使用情况。应用“能源统计+大数据”相结合，挖掘数据价值，提升价值用能水平。3.2.4开展能源审计和节能监察工作加大对油气生产单位落实节能措施和完成节能目标情况，淘汰落后产能、工艺和设备状况的能源审计，摸清能耗家底，找准对策方向。开展能效监测，注采输处电五大系统能效测试做到3年全覆盖，为改进节能指标，制定用能限额标准提供依据。3.2.5开展节能降耗中长期规划将节能降耗工作与油气共同纳入发展规划，明确各个阶段的节能任务目标，确定各个阶段的能耗控制指标。力争早日实现增产不增能目标，建成“清洁、高效、低碳、循环”的绿色企业。

3.3以管理节能、结构节能和技术节能为主要抓手，加快推动节能提效工作的有效落地

3.3.1推动能源结构清洁化和低碳化开展以电代油、以电代气、以气代油清洁能源利用，有序推广网电钻机，全面推广电驱注气和电驱高压泵车；加快网电修井机、纯电动修井机、电驱压裂、电加热井、电磁加热炉等新技术新装备推广应用；充分利用污水余热为原油储罐和管线拌热，积极开展压缩机、加热炉等余热利用；加快利用光伏，光热，风能，地热利用提高绿能占比。3.3.2淘汰落后高能耗低效率机电设备落实国家一至四批《高耗能落后机电设备（产品）淘汰目录》，全部淘汰电机国家明令的淘汰目录的电机、变压器、泵；采用YE4，SH15等一级能效电机和变压器；实施一批柱塞泵优化替代离心泵工程；试验推广一批永磁电机、永磁调速装置；推广使用温控低排型高效天然气加热炉并实现温控全覆盖。3.3.3开展采油工艺、集输处理技术改造采油工艺方面：一是推广抽油机替代电泵机组；二是实施抽油机动态匹配优化改造；三是开展技术攻关，力争在稠油开采节能降耗上有所突破；四是在塔河四区实施集中制氮分散注气工艺，降低注气能耗；五是强化注水系统管理，加快就地污水处理回注改造，降低水能耗；油气集输方面：一是实施顺北油气输送密闭降损工程；二是开展天然气放空全面回收工作；三是集输系统优化简化，应用新型保温材料，开展季节性越站运行，不加热或低温集输试点；四是开展天然气加热炉温控改造和空燃比控制。

3.4以提高能源绩效为目标，加快实施一批重点节能工程

3.4.1开展注采输处电系统一体化能效提升工程按照“油藏优先、井筒优化、地面配套”的技术路线，对机采、注水、集输、处理、电力通过油藏优化，注采优化，地面工艺优化，工程优化等措施实施节能改造，实现区域综合能耗最低、能效最大化、整体效益最佳，系统效率提升的目标。3.4.2开展能源管控一体化平台提升工程推进能源一体化管控平台建设，探索能源管理平台与“两化”融合的方式方法，实现“能流可视化、流程可优化、能效最大化”。完善能效监测、报警预警、能效评价、能效优化和统计分析五大功能模块，充分挖掘数据价值，研究能流的分流、合流，对用能进行全方位、全过程的管控和优化，实现用能的合理匹配。3.4.3开展节能监测诊断评价提效工程按照专业建立效率对标体系和考核机制，建立能效监测诊断评价机制，进行能效跟踪测试评价，通过对加热炉以及重点用能设备运行能效测试，挖掘节能潜力，对不达标的加热炉和设备提出整改措施。

3.5以科技创新、大数据信息化市场化为手段，加快节能能效创新机制的建立

3.5.1推广应用成熟适用节能技术推广使用污水余热利用技术、电磁加热技术，纳米高效保温材料应用、成熟的稠油降黏开采新工艺、高效注水泵机组、新型石墨高效换热技术。3.5.2推进前瞻性节能技术和标准研发开展稠油开采降耗技术研究力争在稠油开采节能降耗上，在降低高效低耗油价难关上取得突破。3.5.3推进节能降耗工作的市场化运作采用合同能源管理（EMC），利用系统内外节能服务公司，深入油田挖掘节能潜力，实现互利双赢；探索和尝试综合能源服务，围绕国家和政府的能源方针和政策，通过综合能源服务公司合作，为油田供应综合能源产品或提供能源应用相关的综合服务。3.5.4推进能源管理信息化建设借助数字化油田建设成果，以及“互联网+”智慧能源和大数据技术加快推进能源管理信息平台建设工作，落实国家《重点用能单位能耗在线监测系统推广建设工作方案》要求，拓展能源管理信息化应用功能；3.5.5加快节能科研技术人才培养树立“没有人才，一切归零”理念，以提升人才效能为目标，加强对节能科研技术人才的选拔、培养，着力在正向激励体系，专家岗位设置尽快打造一支节能管理和技术专业化人才队伍。

作者：杨彦冬 王向宏 关俊岭 单位：中国石化西北油田分公司