油井液面连续监测及间开控制节能技术系统的应用

朱益飞

（中国石化胜利油田分公司 孤东采油厂，山东 东营 257237）

如何加快推行合同能源管理，解决企业节能技术改造中的难题，促进节能技术改造升级，已成为目前油田开发企业的一个重要的研究课题。特别是针对一些低压、低渗、低产油井，抽油机泵效低、抽油机系统效率低、设备损耗大、维护工作量大、能耗大、采油成本高，要提升低产油井提质增效工作，确保油井稳产高效运行，必须运行先进的生产工艺技术，实现油井液面实时连续监测、工况自动诊断、参数自动调节技术，使油井处于高效、安全的生产状态，达到节能降耗、增产高效和提高油井开采效益的目的[1]。为此，在调查研究的基础上，对部分供液不足油井提出采用油井液面连续监测及间开控制节能技术这一节能技术改造项目方案，节能技术服务公司签订合同，采用合同能源管理模式，采取节能成果分享的合同投资管理方式，由专业节能公司垫付企业节能工程投资资金，节能公司从企业节能项目运行期的直接节能效益中获取分成利润作为投资回报。

1 油井液面连续监测及间开控制节能技术系统的组成

油井液面监测及自动排采系统主要由井下数据采集模块和自动排采控制模块集成。井下数据采集模块主要由声波发射接收器、声波发射接收控制器组成，该模块能实时采集井下液位数据，为自动排采系统提供准确的液位数据。自动排采控制模块根据井下液位的数据变化以及用户的参数设定值，通过RS485或其它接口，自动控制变频器的输出频率，适时调整抽油机冲次，对地层供液能力极差的油井实现间歇式抽取方式，实现油井自动化控制，实现节能降耗。

2 次声波液位监测原理

图1为次声波液位监测原理图。次声发声装置产生的次声波沿油套环空向井内传播，在接箍、音标、液面等处形成反射后被微音器接收，接收的微音信号经过多级滤波放大和信号矢量叠加合成处理，利用液面波自动识别技术得到液面深度。

3 主要技术参数

①管压监测范围：0～10 MPa，误差：0.05 MPa；②液面监测范围：10～3 000 m，误差≤0.5%；③变频控制接口：RS485或其它接口；④工作环境：-30℃～60℃；⑤系统电压：380 V/220 V；⑥防护等级：IP66；⑦可增加现场数据远传功能（GPRS）。

4 油田合同能源管理配套措施

为确保油田合同能源管理项目的有效实施，加快油田企业节能技术改造，积极引进合同能源管理创新模式，解决企业节能技术改造资金不足和节能减排目标等问题，从完善企业内部配套管理制度入手，推进合同能源管理制度在油田企业的应用。主要采取以下几项配套管理措施。

一是制定出台油田合同能源管理项目管理办法，积极鼓励专业节能服务公司进入油田节能技术服务市场；二是设立油田节能人才专家库，通过成立“合同能源管理”指导委员会，积极培育油田内部节能市场，不断挖掘油田企业节能减排空间，对节能改造项目进行节能效果评估，组织对节能专业公司资质和技术服务能力的审核和评估，组织对节能项目进行公开招标；三是建立油田节能专业技术服务公司信息储备库，对具备专业节能技术服务资质的节能公司纳入油田节能专业技术服务公司信息库，建立油田开发企业与节能企业之间的技术交流平台；四是做好合同能源管理项目的招投标管理，建立有序的合同能源管理市场，规范标准化的合同文本内容；五是制定企业合同能源管理相关技术标准，严格依法依规执行能源管理合同；六是做好项目运行管理，完善能源计量手段，切实做好合同能源管理项目的节能量统计、节能效益核算和项目资金结算等工作，为节能公司创造规范有序的运行环境；七是积极推进油田能源体系建设，按照试点先行、典型带动、稳步推进、逐步建成的原则，建立实施一套完整的标准规范，在企业内部建立起一个完整有效的、形成文件的管理体系，注重建立和实施过程控制，使能源管理活动、过程及其要素不断优化，通过例行节能监测、能源审计、能效对标、内部审核、组织能耗计量与测试、组织能量平衡统计、管理评审、自我评价、节能技改、节能考核等措施，不断提高能源管理体系持续改进的有效性。八是利用国家的扶持政策，积极争取国家对企业多方面的政策扶持，积极争取相关优惠政策，发挥企业节能减排的主体作用。对符合国家合同能源管理奖励标准的节能技术改造项目，积极配合节能服务公司做好合同能源管理项目实施后财政奖励资金的申报工作。

5 项目现场应用情况

2013年，胜利油田某采油厂与东营某节能技术服务公司签订节能降耗技术服务合同，节能技术服务公司对该厂20口供液不足油井应用油井液面连续监测及间开控制技术。项目实施前后20口油井生产数据对比见表1。

从表1中可以看出，项目实施后，在油井保持相对稳定的前提下（产液量略有提升），油井电动机功率因数平均提高了0.399，平均单井日节电量达48 kWh，平均单井有功功率下降了2 kW，平均单无功功率下降了18.99 kvar，百米吨液耗电量下降了2.37 kWh/t，综合节电率达到34.1%，油井平均系统效率提升5.61%。实现了油井液面实时监测、工况诊断、生产参数自动调节，油井处于高效、安全的生产状态，达到了节能降耗、增产高效和提高油井开采效益的目的，取得了良好的项目实施效果。

表1 项目实施前后20口油井生产数据对比表

6 综合效益评价

（1）节能效益显著。项目实施后，百米吨液耗电量下降了2.37 kWh/t，综合节电率达到34.1%，平均单井日节电量达48 kWh。20口油井日节电量达960 kWh，累积年节电量达到350 400 kWh，按照工业电价0.631元/kWh计算，则年节约电费达221 102.4元。

（2）提升了油井系统运行效率。油井系统效率由项目实施前的9.68%提升到项目实施后的15.29%，油井平均系统效率提升了5.61%。

（3）节能减排效益。按照节约1 kWh电能减排0.997 kg二氧化碳，即减少0.272 kg碳排放计算，则该技术系统实施后每年可减少碳排放95 308.8 kg。

（4）提升吨油效益。油井液面监测及自动排采系统根据动液面的实时状况自动调节抽油机工作参数，实现节能降耗，提高吨油效益。

（5）提升了油井生产时率。项目实施后，减少了检泵作业时间和费用，提高了管理和技术水平，合理优化抽油机工作参数，确保抽油机安全可靠高效运行，从而给油田生产管理和节能工作带来可观的经济效益。

（6）油井生产智能化程度高。井下数据采集模块实时采集井下数据，为自动排采系统提供准确的液位数据；自动排采控制模块通过RS485或其它接口，自动控制变频器的输出频率，适时调整抽油机冲次，对地层供液能力极差的油井实现间歇式抽取方式，实现油井自动化控制和智能化生产，实现系统整体节能降耗。

（7）专业节能技术服务公司获得良好的投资回报。按照合同能源管理项目合同中双方的相关约定，项目实施后节能回报期为6年以及油田与专业技术服务公司节能成果分享的合同投资管理方式，专业节能技术服务公司在合同期内每年可按比例获得可观的投资回报。

[1]朱益飞，石晓明，马冬梅.提高孤东油田机采系统效率的探讨[J].电力需求侧管理，2009，11（4）：44-48.