海上油田“三到位”精细电量控制管理-李丙贤

海洋采油厂2013年度 企业管理现代化成果申报材料 海上油田“三到位”精细电量控制管理项目负责人：李丙贤 朱孝强主要参与者：刘青山 于国利 王志伟 郝建成 朱琦申报时间: 2014年3月20日实施单位：胜利油田分公司海洋采油厂目 录一、成果产生的背景（一）由粗放式管理向精细管理转变，是企业发展的内在需求（二）海上油田单台设备耗电量较大，存在一定的节电潜力（三）在生产规模扩大的情况下，电量指标负增长，给用电管理带来新的挑战二、成果内涵三、主要内容和做法（一）分析到位,精细电量分解，查找耗能节点1、利用分类分析法实现电量精细分解2、通过对比分析法找出油井耗能节点3、按照因素分析法明确设备耗电主导因素（二）措施到位，通过技术创新和管理创新降低能耗1、通过技术改进，减少油井用电量2、优化用电运行，合理减少用电设备开启时间（三）制度保障到位，发挥激励作用促进节电措施的落实1、成立用电管理项目组，将管理责任落实到人2、完善用电管理制度，以合理奖惩激励节电3、强化日常监控及用电过程分析，实现用电预警4、强化电气设备养护，降低用电损耗四、实施后的效果（一）提高了用电运行管理质量（二）产生了较好的经济效益海上油田“三到位”精细电量控制管理海洋采油厂海三生产管理区管理着新北油田、埕岛油田东斜坡区带以及埕岛部分零散区块，管理固定式井组平台17座，单井平台24座，油气水井总计121口。油藏类型为疏松砂岩油藏、低渗透油藏、稠油油藏等。图1.海三生产管理区所辖海域分布图海三生产管理区目前拥有35KV变电所一座，使用用电线路7条。变配电设备包括各类型号变压器53台、海缆29条共102公里、各类进出线柜和开关柜160座等。用电设备主要包括机采井、电加热器及外输泵、混输泵等设备，其中电泵井总井62口，总负荷2925千瓦；螺杆泵井总井6口，总负荷132千瓦；电加热器51台，总负荷6750千瓦。序号耗电设备名称台数功率（KW）开启状态备注1电泵井622925连续生产2螺杆泵井6132连续生产3电加热器516750间歇开启4电加热棒345间歇开启5外输泵2150间歇开启6混输泵2240间歇开启7海水提升泵71225间歇开启8平台生活用电411230连续使用合 计17512697表1.海三生产管理区主要用电设备统计表一、成果产生的背景（一）由粗放式管理向精细管理转变，是企业发展的内在需求海上油田在投产早期，技术标准和管理标准相对较低，管理相对粗放，用电成本相对较高。随着采油厂的不断发展，降低用电能耗成为采油厂降低生产成本，提高生产效益的重要管理内容。（二）海上油田单台设备耗电量较大，存在一定的节电潜力海三生产管理区主要用电设备175台，功率为12697千瓦，平均单台次用电能耗较高，存在挖潜增效的空间。以往海上油井和设备普遍没有搭配相应的电量计量装置，设备耗电的精细管理存在困难。经过近些年不断开展电力设施改造，目前海上绝大部分油井、设备均已配套计量电表，为开展精细分析提供了前提。（三）在生产规模扩大的情况下，用电指标负增长，给用电管理带来新的挑战近年来，海三生产管理区的生产规模不断扩大，用电指标增幅不大。以2013年为例，全年新投产平台2座、油井11口、电加热器5台，用电负荷增加1244千瓦，但受油田分公司压缩成本影响，2013年下切电量呈现负增长，减少了239万度，管理区电量控制压力大。如何在生产规模扩大，用电指标减少的情况下，完成成本指标，成为考验管理区管理水平的新挑战。在此背景下，海三生产管理区深挖节电潜力，实施了海上油田精细电量控制，产生了较好的经济效益和管理效益。二、成果内涵海上采油一次性投资成本高、采油设施寿命短，后期调整余地小、技改成本高，导致海上油田电量控制难度大。为提高用电管理水平，完成电量控制指标，管理区开展了针对海上油田生产特点的“三到位”电量精细控制管理方法的研究，用电管理完成了由粗放式向精细化管理的转变，形成适用于海上油田生产的精细电量控制管理模式：深入分析和查找节约用电的节点，依靠技术创新和管理创新，优化设备运行，降低设备能耗，提高员工参与用电管理的积极性，用电管理实现“分析到位、措施到位、制度保障到位”，有效控制电量的增长。三、主要内容和做法（一）分析到位,精细电量分解，查找耗能节点1、利用分类分析法实现电量精细分解2012年实际发生电量2737万度，其中油井耗电量为1656万度，占60.5%；电加热器用电948万度，占34.6%；其他用电占4.9%。由于2013年新建产能和油井扶躺，产液量增加9.6万吨，因此制定以下三个控制目标：（1）油井吨液单耗降低2.5%；（2）电加热器及其他设备用电量下降25%。序号井号2012年完成控制目标2013年计划用电量产液量吨液单耗用电量产液量吨液单耗1油井1656.3109.415.1 单耗下降2.5%1756.6 119.0 14.8 2电加热器948.0 用电量下降25%711.0 3其他用电132.8用电量下降25%93.0 合 计27372561 表2.2012年电量完成及2013年电量控制目标统计表根据控制目标，将电量分解至各个平台上的油井和设备，明确控制目标。例如KD34A平台2012年共耗电量为267.2万度，其中油井耗电193.3万度，电加热器耗电72.2万度，其他1.7万度。由于2013年该平台没有新井和作业井，油井产液量全年考虑2%递减，同时由于注水受效，吨液单耗下降2.5%，因此下切油井电量184.7万度；电加热器按照控制25%的目标，下切54.2万度，其他用电下切1.2万度。表3.KD34A平台电量分解表2、通过对比分析法找出油井耗能节点油井属于连续运行设备，在保证油井产量稳定的前提下，其耗电量取决于油井单耗。因此通过开展油井耗电量的对比分析，可以准确找出其耗能关键点，并据此开展节能降耗技术改进。KD481区块是最早开展精细电量控制管理研究的区块，该区块共有16口电泵井，2012年油井能耗平均能耗为17.9千瓦h/t，为明确不同因素的影响程度，对油井电泵的各个运行参数进行统计对比，具体如下表所示：序号井号油井泵挂（m）泵排量（m3）额定功率(KW)运行电流（A）泵效（%）2012年平均数据日产液量平均日耗电吨液耗电(KW h/t)1KD481A-2150260312562.3 37.482822.1 2KD481A-31395603128139.0 83.497611.7 3KD481A-416021004939123.4 123.4136211.0 4KD481A-6214560434173.0 43.8142932.6 5KD481A-7145360433151.3 30.8108135.1 6KD481A-81809804332121.9 97.5111611.4 7KD481B-31004604327138.7 83.285010.2 8KD481B-4140260432782.3 49.494919.2 9KD481B-5149160433535.2 21.1111252.7 10KD481B-61900604328105.5 63.397315.4 11KD481B-7170260433048.0 28.8105436.6 12KD481C-21580604329103.8 62.399015.9 13KD481C-3170060432962.5 37.5125833.5 14KD481C-4180060432684.7 50.890617.8 15KD481C-62200604329176.2 105.7120711.4 16KD481C-7200060433783.3 50123324.7 平 均6494.960.5108317.9表4.KD481平台油井吨液单耗对比表从表、图中可以看出，油井吨液单耗和油井泵效呈显著对立状态，吨液单耗较低油井的泵效较高，吨液单耗高的油井泵效则普遍较低。由于油井泵排量相对固定，因此改善油井供液能力、提高油井产液量是降低油井吨液单耗的关键点之一。图2.油井吨液单耗和泵效、电流对比曲线图在生产中，油井高产液量、高粘度和油井出砂都能导致油井电流上升，从而导致吨液单耗增加。由曲线图可知：除个别高液量油井外，运行电流高的油井耗电量较高，高运行电流也是影响能耗的关键点。由上可知，为了降低油井的能耗，其关键点在于提高油井泵效和降低运行电流，管理区据此开展了改善地层供液、优化油井工艺、降低原油粘度等方面技术改进。3、按照因素分析法明确设备耗电主导因素。电加热器和外输泵、消防泵等设备属于非连续运行设备，其电量主要影响因素为运行时间和运行负荷。为明确各个因素的主次，管理区对2011至2012年电加热器各开启参数进行因素分析。通过将影响电加热器用电量变化的主要指标分解为各个可以计量的因素，并根据各个因素之间的依存关系，测定各因素对分析指标的影响方面和程度。通过计算可知，平均生产天数对电加热器用电量影响最大，其次是电加热器的开启台数，最后为电加热器的平均开启负荷。由于单台电加热器负荷固定，因此管理区重点对电加热器开启台数和运行天数进行优化。序号年度平均开启台数平均开启负荷（千瓦）平均生产天数（天）耗电量（万度）1201110.31071122948220128.8841108562因数指数0.85 0.79 0.89 0.59 表5.电加热器分因素因数指数计算表（二）措施到位，通过技术创新和管理创新降低能耗1、通过技术改进，减少油井用电量（1）推广先进防砂工艺，改善地层供液新北油田储层粘土矿物含量高、胶结疏松、易出砂，出砂后油井地层砂埋、电机叶轮摩擦力增大，从而导致油井液量下降、电流上升、耗电量增加。为此管理区全面推广挤压充填和逆向挤压充填防砂方式，措施后平均单井液量增加44.8t，平均单井油量增加15.3t，平均吨液耗电减少36.9千瓦h/t，在取得良好增油效益的同时有效降低了电机能耗。井号措施前措施后对比日液日油含水吨液耗电(KW h/t)日液日油含水吨液耗电(千瓦h/t)日液日油含水吨液耗电(KW h/t)（t）（t）（%）（t）（t）（%）（t）（t）（%）KD34A-31610.43555.291.525.43772.213.275.515.037.2-43.0KD34A-572.834.21653.019.172.834.253.019.1KD34A-618.117.3764.042.218.117.44.042.2平均1610.435.055.260.825.757.818.444.815.322.8-36.9表6.KD34区块优化防砂效果表（2）强化注采管理，提高单井液量管理区自2011年以来不断强化新北油田注采调剖，改善地层供液能力，电泵井工况转好，吨液单耗呈持续下降趋势。至2013年垦东区块电泵井吨液平均单耗降至21.92千瓦h/t，相比2012年统计下降0.71千瓦h/t。2013年新北油田在井数不变的情况下，油井用电量相比去年同期下降25万度，节电效果明显。年度用电量（万度）产液量（万吨）吨液单耗对比上年备注20101847.2768.5526.95 20111681.2769.5524.17 -2.77 20121590.2970.2622.63 -1.54 20131082.4649.3821.92 -0.71 表7.新北油田近三年吨液单耗对比表2013年1-6月份电泵井吨液平均单耗为14.9千瓦h/t，相比去年统计下降2.1千瓦h/t。（3）优化作业设计，降低运行电流根据油井供液特点不同，在作业设计环节对泵排量、电机负荷、油井泵挂进行优化，从而使电机在合理工况范围下运行，提高运行效率。在CB303井作业期间，管理区通过和科研所、采油工艺监督中心等单位结合，优选泵型、并将该井泵挂上提400米，在确保产量不受影响的情况下，电泵井的运行电流下降8A，运行功率下降14.0千瓦，月度可节约电量1.0万度。时间泵挂电机额定功率运行电压运行电流运行功率月度电量日液日油含水毛管压力优化前250054.012603459.34.363.925.6601775优化后210054.012602645.33.359.126.854.71600对比-40000-8-14.0-1.0-4.81.2-5-175表8. CB303井优化泵挂效果对比表（4）应用变频技术，控制电机能耗变频装置实现了电泵电机频率在050HZ范围内自由调节，从而可有效满足潜油电泵电机在不同井况状态下以不同速率运行的要求；有效消减了频繁启动、停井对电机、电缆及泵造成的损害，并有效降低了运行能耗。目前管理区在用变频器5台，根据其实际运行情况，节电率约在1530，节电效果明显。序号变频柜频率（Hz）油压（Mpa）回压（Mpa）井温（）电压（V）电流（A）产液量（m3/h）功率（KW）1500.80.06741140304.53.422450.70.06761026263.52.6676346.50.720.067510602742.862表9. CB351井变频调速装置调试记录及节能效果分析经对比分析后，决定采用46.5Hz频率生产，实耗功率2.862千瓦相对于50Hz时的3.42千瓦节约能耗19.5%。序号变频柜频率（Hz）油压（Mpa）回压（Mpa）井温（）电压（V）电流（A）产液量（t/d）功率（KW）1490.80.0749105027382.8352480.80.0750103026392.6783470.750.0750102025382.554460.70.0745100024392.45450.750.074898024392.3526430.70.074595022382.09表10. CB351-1井变频调速装置调试记录及节能效果分析经对比分析后，决定采用43Hz频率生产，实耗功率2.09千瓦相对于49Hz时的2.835千瓦节约能耗26.3%。（5）稠油井加药降粘，减少运行负荷针对CB246A区块稠油井原油粘度高，电机在运行过程中，电流高、负荷大，不但耗电量高，而且影响电机寿命。降粘剂通过化学作用在降低原油粘度方面具有较好的作用，管理区通过药剂优选，采用了GDE-N水溶性降粘剂，CB246区块每口油井1年内实施1-2次向地层内挤入降粘剂，同时每日按照油井液量0.4%的比例往油套环空中添加药剂。通过实施以上两种方式，油井工况得到改善，泵效得到提升，增油效果明显。同时油井平均运行电流下降10.4%，节电效果明显。表11.CB246区块油井加药前后对比表通过实施以上技术手段，2013年平均吨液单耗有了明显下降，其中KD481区块下降2.1千瓦h/t，节能降耗效果显著。序号井号额定功率(KW)2012年1-6月份2013年1-6月份对比日产液量平均日耗电吨液耗电(KW h/t)日产液量平均日耗电吨液耗电(KW h/t)日产液量平均日耗电吨液耗电(KW h/t)1KD481A-24343.1828 19.2 38857 22.6 -5.129 3.3 2KD481A-34321.1679 32.2 84405 4.8 62.9-274 -27.4 3KD481A-449103.4800 7.7 124.2843 6.8 20.843 -1.0 4KD481A-64952.7516 9.8 44.1547 12.4 -8.630 2.6 5KD481A-74338.21288 33.7 30939 30.3 -7.2-349 -3.4 6KD481A-84393.51043 11.2 981050 10.7 4.57 -0.4 7KD481B-34310.9184 16.9 83817 9.8 72.1633 -7.0 8KD481B-43139.4949 24.1 50874 17.5 10.6-75 -6.6 9KD481B-54324.21112 45.9 21.41148 53.7 -2.837 7.7 10KD481B-66288.4973 11.0 63.51059 16.7 -24.986 5.7 11KD481B-74350.91054 20.7 27.5835 30.4 -23.4-218 9.7 12KD481C-24355.6990 17.8 62899 14.5 6.4-91 -3.3 13KD481C-33061.91258 20.3 37.5954 25.4 -24.4-304 5.1 14KD481C-44355.11074 19.5 511026 20.1 -4.1-48 0.6 15KD481C-6431091207 11.1 105.11100 10.5 -3.9-107 -0.6 16KD481C-74355.81233 22.1 50.41126 22.3 -5.4-106 0.3 合 计903.21518717.0 970.71448014.9 67.5-707 -2.1 表12.KD481平台油井吨液单耗对比表从表中可以看出，除了KD481B-5、KD481B-6、KD481B-7、KD481C-3由于注水受效差，导致油井液量递减、能耗上升外，其他油井能耗均呈下降趋势。而且KD481A-3井再重新防砂后，液量上升62.9t，吨液耗电下降27.4千瓦h/t，措施效果明显。2、优化用电运行，合理减少用电设备开启时间海上原油生产过程中每组采油平台都加装了3台电加热器，为原油加热外输，电加热器的功率多数在100和200千瓦之间，个别为300千瓦。在开发初期，为了保证海管外输，基本上各个平台电加热均开启，造成电量浪费。为控制电加热设备开启台数和生产时间，管理区重点开展以下工作：（1）合理减少加热器开启台数根据海上平台间管线串联的特点，将原来所有多平台加热方式，转变为只在输送管线末端及转接点加热，大大减少了电加热器的开启台数。例如CBG4A至CB30A海管，除末端平台外，还经过5个平台。管理区通过分析判断认为，除末端CBG4A平台和转接点CB30B平台外，其余平台电加热器均可关停。措施实施后，海管的外输正常，电加热器开通台数减少3台，运行负荷减少300千瓦。图3.CBG4A至CB30A平台海管输油流程图（2）优化加热器运行时间将电加热器开启和关停由统一时间启停改为分平台、分批次逐一启停。往年电加热器开启时间统一为11月初，而关停时间统一为次年3月底。管理区根据平台的产液量、外输温度和原油凝固点的不同，结合海管的启输量，将电加热器的启停时机由按日历时间启停改为按实际气温启停，从而减少了电加热器的生产天数。表13.电加热器启停时机统计表（3）对各加热器的温控仪上下限进行调整优化，将之前温度范围再次下调30%，从而在保证原油正常外输的前提下，将电加热器开关时间实现自动控制，从而减少了实际开启时间。（4）在KD481、CB812等平台海管端加破乳药剂、定期冲洗海管等，使海管干压下降，也减少电加热器开启天数。通过以上措施，2013年管理区电加热器全年平均开启台数相比每年减少3.5台、平均负荷减少220千瓦、平均生产天数减少18天。（三）制度保障到位，发挥激励作用促进节电措施的落实1、成立用电管理项目组，将管理责任落实到人管理区于每年年初成立用电管理项目组，以管理区主要领导担任组长，分管领导具体负责，机关组室和基层队队长分别负责具体项目。以全年水电指标为总体工作目标，具体开展以下工作：（1）在管理区项目管理领导小组的领导下开展工作。（2）根据管理区年度电费用情况，制定电使用节控、费用控制措施及季度、月度、日度运行计划。（3）负责做好节电措施的督促落实，将效果跟踪分析落实到责任人。做好电量的统计、结算等工作。（4）根据相关要求负责做好有关的HSE工作。（5）做好电力节能的日常管理和节电新技术的推广、应用。（6）做好海上平台用电节电的日常管理及做好水电线路的巡查工作，杜绝私接电现象。（7）有权对项目运行过程中违反管理区有关规定的相关单位提出处理意见，并纳入管理区文明建设考核。通过将具体责任落实到人，明确了责任压力，激发了管理人员的管理积极性。2、完善用电管理制度，以合理奖惩激励节电管理区将电力设施划分至所属单位，并将用电类别分为生产用电、生活用电，根据不同管理特点，制定相应的管理制度。其中生产用电重点明确用电设备开关审批程序、新设备投用选型、设备运行参数设定等方面的内容，并提出相应的要求、规范。每次增开大型用电设备时，需通过基层队、生产办及分管领导三级审核后方可实施，在保证生产平稳的前提下，有效控制电量。基层队业务组室分管领导调度室平台中控室生产现场申请审核批准通知组织反馈图4：大型设备开启审批流程图生活用电则是从日常管理出发，重点对海上平台和陆地办公区的照明、空调、微机、热水器的设备的开关进行明确，并制定具体的奖惩措施。表14：管理区水电考核细则3、强化日常监控及用电过程分析，实现用电预警管理区按照用电线路路由情况，设立15个电力监控点，并根据生产动态变化设定电量预警值。通过每日、月度监控，将实际发生电量同预警数据对比，发现存在偏差超过3%时，及时组织电量变化分析，查找变化原因，进而制定切实可行的节电措施。具体如下：（1）每年年初根据全年指标情况，按照新建产能、油水井作业、设备投产计划等，设定季度、月度和日度电量预警值。在运行中，出现日度电量超预警值，于每天生产会予以警告，要求责任单位拿出原因分析和处理意见；出现月度超预警值，则全单位通告批评、考核奖金、关停高耗能设备，并不再审批通过责任单位开启用电设备；季度出现超预警值，对责任单位季度奖金沉没，并由约谈责任单位主要领导，予以告诫。（2）每日下午14：00之前，各用电平台按照要求将电量报调度室，电量变化超过3%时，必须对变化原因进行分析。（3）每旬末对变电所线路电力自动化电流的变化曲线进行重叠对比，计算偏差率，找出异常波动点，分析其波动原因。（4）每月组织用电情况分析，各单位要对计划指标、上月电量发生情况进行分析，找出增减原因。并对下步发生情况进行预测，提出节电措施，由项目组批准后执行。（5）每季度组织一次项目组运行会，由各单位汇报上季度电量发生情况，以及与同期对比情况，详细说明增减理由，采取的节电措施和下季度拟开展的用电、节电、节水重点工作，并由项目组组长对项目组工作进行讲评和部署。管理区成立了由生产办公室牵头的督查组，不定期组织对各单位使用的照明灯、空调、LED灯、彩灯、霓虹灯、热水器、电脑、复印机、打印机等日常用电设施要有专人管理，做到人走关机，人走灯灭，杜绝长明灯现象，项目组不定期组织检查，发现上述浪费电行为的进行通报并严格考核。4、强化电气设备养护，降低用电损耗节电工作与供电系统的运行维护和检修质量以及机械设备完好率有着密切的关系。通过及时组织开展电网检修，确保生产工艺流程中设备的完好率与可靠性，禁止设备带病作业，避免造成停机事故，具有节电和保护设备的双重功效。因此，管理区在组织电网检修过程中，认真准备、精细组织，对各平台电气设备、电力回路、绝缘情况、继电保护等方面进行全面检查。通过各种试验手段对设备运行状态进行检测和诊断，消除设备存在的风险和潜在隐患，认真细致的查找存在问题，做好各项准备工作，确保把事故隐患消灭在萌芽状态，减少甚至杜绝设备及电力线路故障停电事故的发生。电网检修的重点内容是对继电保护和开关进行系统的检修、调试、试验，对母排、开关柜等的螺栓进行全面的检查、紧固，对运行期间发现的异常问题进行必要的彻底处理。名称主要电气设备检修主要工作任务检修施工单位CB30A变电所35KV进线柜（2个）真空断路器、真空接触器常规检查，绝缘子、PT、CT、母线排、海缆做常规绝缘测试，继电保护参数整定、测试，清扫紧固除尘。电力公司35KV出线柜（2个）电力公