油田采油技术中的节能技术分析

引言

石油作为我国能源体系的重要支撑，其开采过程的能耗水平与行业可持续发展息息相关。近年来，国内油田积极探索节能技术的应用实践，并取得一定成果。当前节能技术的推广应用在系统性和区域协调性方面仍有待加强，构建更为完善的节能技术体系已成为行业发展的重要课题。在此背景下，对采油各环节节能技术路径展开深入研究，对推动油田行业高质量发展、实现绿色低碳开发具有积极意义。

1 油田采油的高能耗环节分析

油田采油过程涵盖油藏开发、井筒举升、地面集输等多个环节，其中以下环节能耗占比突出，是节能技术应用的重点领域：

1.1 抽油机系统能耗

抽油机作为机械采油的关键设备，其能耗在采油总能耗中占比约为 40%-50 ‰ 。传统游梁式抽油机在实际运行中，存在电机负载率与设备功率匹配度欠佳的情况，多数设备的电机负载率处于 30% 以下，由此产生一定程度的无功损耗；此外，抽油杆与油管之间的摩擦、负载不平衡等因素，也对能量利用效率产生影响，致使系统整体效率维持在 25%-35% 区间。根据某老油田的运行数据，单台游梁式抽油机日均耗电量约为800 度，其中未能有效转化利用的能耗占比接近或超过 40‰

1.2 注水系统能耗

注水作为维持油藏压力、提升采收率的重要举措，其能耗在采油总能耗中占比达到 20‰ 。在实际应用中，传统注水系统的运行存在一定优化空间：部分离心泵选型与实际工况存在差异，运行效率处于 50%-60% 区间，未充分发挥设备效能；管网布局在流体传输过程中，沿程压力损失约为 15%-20% ；注水参数与油藏实际需求匹配度有待提升，无效注水量占比超过 20‰ 。以某注水开发油田为例，吨水提升能耗达到8.5 千瓦时，相较行业先进水平5 千瓦时仍有一定差距。

1.3 集输与处理系统能耗

在原油集输系统运行过程中，部分环节的能源利用效率仍有提升空间。集输管网存在输油泵运行工况与实际需求适配度不足的情况，导致设备未能充分发挥效能；加热设备以化石燃料为主要能源，当前的热转化效率处于中等水平；原油脱水工艺在热能消耗方面也存在一定优化潜力。此外，集输系统的保温措施有待加强，由此造成的热量损耗不容忽视。

1.4 伴生气放空与利用不足

油田伴生气中甲烷含量通常可达 85% 以上，具备较高的能源价值。现阶段，我国油田伴生气的利用情况仍有提升空间，约 70% 得到有效利用，而每年约 150 亿立方米的伴生气被采取放空燃烧处理。这种处理方式不仅使能源未能充分发挥效益，也对环境产生了一定影响。从设施层面来看，部分油田由于集输管网尚不完善、处理设备配备不足，导致伴生气难以得到妥善处理，由此造成的年能量损失，大致相当于1000 万吨标煤。

2 油田采油关键节能技术应用分析

2.1 抽油系统节能技术

2.1.1 变频调速技术

借助变频控制柜对抽油机电机转速实施动态调节，能够显著改善电机负载情况，使电机负载率有望从 30% 提升至 60%-70% ，系统效率也可相应提高 10-15个百分点。以华北油田为例，对 2000 台抽油机开展变频改造后，单井日均节电量达到120 度左右，年节电量约8760 万千瓦时，投资回收周期大概在1.5 年。

2.1.2 高效抽油机应用

相较于传统游梁式抽油机，部分新型设备展现出一定优势：

皮带式抽油机采用平衡重与皮带传动设计，机械效率可达到 85% ，明显高于传统机型的 65% ，单井年节电量约5 万千瓦时；

无游梁抽油机通过液压驱动或直线电机运行，能够有效降低机械摩擦损耗，系统效率通常可提升至 40% 以上，在深井和稠油井开采场景中具备较好的适用性。

2.1.3 抽油参数优化

依据油藏动态数据对冲程、冲次等参数进行合理优化，有助于减少“空抽”“过抽”现象的发生。某油田通过数值模拟计算调整抽油机运行参数，将冲次从6 次分钟降至4 次/分钟，在不影响产油量的情况下，单井日节电量约80 度。

2.2 注水系统节能技术

2.2.1 智能注水调控系统

通过井下传感器对地层压力、含水率进行实时监测，并将数据传输至云端平台；

利用智能算法对单井注水量进行优化，期望将偏差控制在 ±5% 左右；

借助变频调速水泵依据需求动态调节流量，有望使效率提升至 75%80% 区间。

应用案例：长庆油田某区块在采用智能注水后，吨水能耗从7.2 千瓦时降至4.8 千瓦时，据估算年节水节电可达1.2 亿元。

2.2.2 管网优化与节能改造

对老旧管网开展清垢、防腐处理，一定程度上降低沿程阻力（压力损失减少10% -15%左右）；

运用分压注水工艺，将高压区与低压区管网分离，从而减少“高压低用”的能源浪费现象；

推广新型管材（如玻璃钢管），通过降低摩擦系数，使得输水泵能耗预计下降 8‰

2.2.3 高效节能泵应用

可考虑替代传统离心泵的节能设备如下：

螺杆泵：在低流量、高扬程场景下，其效率相比离心泵或有 15%-20% 的提升；

磁悬浮离心泵：因无机械摩擦，效率或能达到 85% 以上，且维护成本相对较低。

2.3 集输与处理系统节能技术

2.3.1 余热回收利用技术

在原油外输管道尝试安装热泵机组，回收 60-80^∘C 的高温原油余热，可用于加热低温原油或站内供暖，部分站点实践后年节气量达到10 万立方米左右；

在加热炉排烟口加装余热回收装置，有望将热效率从 65% 提升至 85% ，某联合站的应用经验显示，该技术每年可节约300 吨左右的燃油。

2.3.2 常温集输工艺

通过优化管网保温，采用聚氨酯保温层，可有效减少约 50% 的散热损失；

添加降凝剂降低原油黏度，使原油在不加热状态下也能顺利输送；

某油田的应用案例表明，该技术可使单井集输能耗降低约 60% ，每年节省燃气约50 万立方米。

2.3.3 高效脱水技术

相较于传统热化学脱水，以下节能工艺展现出良好的应用前景：

电化学脱水技术利用电场破乳，其能耗仅为热化学法的 30% 左右；

超声波脱水通过高频振动加速油水分离，处理时间缩短约 50% ，同时可实现 20% 左右的节水节电效果。

2.4 伴生气回收与利用技术

2.4.1 伴生气集输管网建设

通过优化井口-集输站-处理厂的管网布局，能够有效提升零散伴生气的回收效率。实践数据显示，部分油田在完成管网改造后，伴生气回收率显著提高，从原有水平提升至较高比例，年回收气量达到数千万立方米，在能源补充方面取得良好成效。

2.4.2 伴生气综合利用

作为清洁能源替代：将伴生气应用于加热环节，可在一定程度上替代传统燃煤加热炉，有助于降低碳排放强度。

发电应用：借助燃气发电机组，伴生气能够转化为电力资源，满足油田自身用电需求。部分油田建成的燃气电站，年供电量可观，在降低用电成本方面展现出积极作用。

化工原料开发：对伴生气中的甲烷、乙烷等成分进行分离提取，用于生产LNG 或乙烯等化工产品，能够有效提升资源附加值。

结束语

目前，油田采油节能技术已逐步构建起“设备革新-工艺优化-智能调控-资源循环”的技术体系框架，在抽油系统、注水系统、集输环节等领域的应用实践中，能耗降幅已显现出 10%-30% 的优化空间。随着政策支持力度加大、技术研发持续推进以及管理水平的提升，油田采油行业在“十四五”期间有望实现综合能耗进一步优化，为“双碳”目标的实现贡献行业力量。

参考文献

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