搜索结果: GB/T 33653-2025, GB/T33653-2025, GBT 33653-2025, GBT33653-2025
| 标准编号 | GB/T 33653-2025 (GB/T33653-2025) | | 中文名称 | 油田生产系统能耗测试和计算方法 | | 英文名称 | Energy consumption test and calculation method for oilfield production system | | 行业 | 国家标准 (推荐) | | 中标分类 | E01 | | 国际标准分类 | 75.010 | | 字数估计 | 26,234 | | 发布日期 | 2025-10-31 | | 实施日期 | 2026-05-01 | | 旧标准 (被替代) | GB/T 33653-2017 | | 发布机构 | 国家市场监督管理总局、国家标准化管理委员会 | GB/T 33653-2025: 油田生产系统能耗测试和计算方法
ICS 75.010
CCSE01
中华人民共和国国家标准
代替GB/T 33653-2017
油田生产系统能耗测试和计算方法
2025-10-31发布
2026-05-01实施
国 家 市 场 监 督 管 理 总 局
国 家 标 准 化 管 理 委 员 会 发 布
目次
前言 Ⅲ
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 测试准备 2
4.1 测试对象确定及资料收集 2
4.2 测试方案制定 2
4.3 测试前检查 2
4.4 健康安全与环境(HSE)要求 2
5 测试仪器要求 3
5.1 总体要求 3
5.2 温度 3
5.3 流量 3
5.4 压力 3
5.5 电参数 3
5.6 其他 3
6 计算参数基准 4
7 机械采油系统的测试和计算 4
7.1 测试项目及测试方法 4
7.2 计算方法 4
8 原油集输系统的测试和计算 7
8.1 测试项目及测试方法 7
8.2 计算方法 8
9 注入系统的测试和计算 12
9.1 注水系统 12
9.2 注聚合物系统 16
9.3 注气系统 17
9.4 注汽系统 18
10 测试报告 19
参考文献 21
前言
本文件按照GB/T 1.1-2020《标准化工作导则 第1部分:标准化文件的结构和起草规则》的规定
起草。
本文件代替GB/T 33653-2017《油田生产系统能耗测试和计算方法》,与GB/T 33653-2017相
比,除结构调整和编辑性改动外,主要技术变化如下:
a) 更改了范围,将油田生产系统划分为机械采油系统、原油集输系统、注入系统(见第1章,2017
年版的第1章);
b) 更改了术语“机械采油系统”“原油集输系统”的定义(见3.1、3.2,2017年版的3.1、3.2);
c) 增加了术语“注入系统”(见3.3);
d) 删除了术语“注水系统”“注聚合物系统”“注汽系统”,将相关内容合并入“注入系统”的定义中
(见2017年版的3.3、3.4、3.5);
e) 增加了“注气系统”测试准备的相关要求[见4.1.2e)];
f) 更改了测试仪器仪表的总体要求以及温度、流量、其他测试仪器仪表要求(见5.1、5.2、5.3、
5.6,2017年版的5.1、5.2、5.3、5.6);
g) 更改了机械采油系统的测试项目和测试方法(见7.1.1、7.1.2,2017年版的7.1.1、7.1.2);
h) 更改了机械采油系统“采出液密度”“有效扬程”“输出功率”“被测区块某类机械采油系统平均
系统效率”“被测区块机械采油系统平均系统效率”的计算方法(见7.2.3、7.2.4、7.2.5、7.2.13、
7.2.14,2017年版的7.2.3、7.2.4、7.2.5、7.2.12、7.2.13);
i) 增加了机械采油系统“吨液百米耗电”指标和计算方法(见7.2.11);
j) 更改了原油集输系统和注入系统中泵机组设备的能耗测试和机组效率计算方法的相关要求
(见8.1.1.2、8.1.2.8、8.2.2.1、9.1.2.2.1、9.2.2.2,2017年版的8.1.1.2、8.1.2.8、8.2.2.1、9.2.2.1、
10.2.2);
k) 删除了原油集输系统中锅炉设备的能耗测试和效率计算方法的相关要求[见2017年版的
8.1.1.2c)、8.1.2.8c)、8.2.2.3];
l) 删除了原油集输系统“集中处理站”相关指标的计算方法(见2017年版的8.2.3.2、8.2.3.3、
8.2.3.4);
m) 增加了原油集输系统“接转站/转油站/转油放水站”“脱水站”“采出水处理站”相关指标的计算
方法(见8.2.3.1、8.2.3.2、8.2.3.3);
n) 更改了原第9章、第10章、第11章的内容设置,与“注气系统”合并为一章“注入系统的测试和
计算”(见第9章,2017年版的第9章、第10章、第11章);
o) 更改了“离心式注水泵节流损失率”的计算方法(见9.1.2.2.2,2017年版的9.2.2.2);
p) 增加了“增压泵节流损失率”“单位压力注水量电耗”“注水系统泵机组损失率”“注水系统回流
损失率”“注水系统站内管网损失率”指标和计算方法(见9.1.2.2.2、9.1.2.4.6、9.1.2.4.7、
9.1.2.4.8、9.1.2.4.9);
q) 删除了“注水站效率”指标和计算方法(见2017年版的9.2.3.2);
r) 更改了“注聚合物系统”各项指标的计算方法(见9.2.2.3、9.2.2.4、9.2.2.5,2017年版的10.2.3、
10.2.4、10.2.5);
s) 删除了“聚合物配置站效率”“聚合物注入站效率”指标和计算方法(见2017年版的10.2.3.1、
10.2.4.1);
t) 增加了“注气系统”的测试项目、测试方法和指标计算方法等相关内容及要求(见9.3);
u) 删除了“注汽系统”中蒸汽发生器给水泵的能耗测试和机组效率计算方法的相关要求[见
2017年版的11.1.1.1a)、11.1.1.2.7、11.2.2.1];
v) 更改了“注汽系统”中注汽锅炉的能耗测试和效率计算方法的相关要求[见9.4.1.1.1、
9.4.1.2.4、9.4.1.2.7、9.4.2.2,2017年版的11.1.1.1b)、11.1.1.2.4、11.1.1.2.7、11.2.2.2]。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由全国能源基础与管理标准化技术委员会(SAC/TC20)和全国石油天然气标准化技术委
员会(SAC/TC355)归口。
本文件起草单位:东北石油大学、中国石油天然气股份有限公司规划总院、中国石油化工股份有限
公司油田勘探开发事业部、中国石油天然气集团有限公司节能技术监测评价中心、中国石油天然气集团
有限公司西北油田节能监测中心、中国石油天然气集团有限公司东北油田节能监测中心、中国石油化工
集团有限公司健康安全环保管理部、中国石化胜利油田分公司技术检测中心、中国海洋石油集团有限公
司节能减排监测中心、烟台杰瑞石油装备技术有限公司、中国石油集团昆仑制造有限公司、中国石油天
然气股份有限公司长庆油田分公司、大庆油田有限责任公司、中国石油大学(华东)。
本文件主要起草人:曹莹、朱英如、张向农、周胜利、葛永广、谭宁、张贺、王晓东、张海滨、吴义朋、
马建国、王林平、王钦胜、宋涛、徐秀芬、成庆林、陈衍飞、田春雨、魏立军、张玉峰、马坤、卢迪、李欣、王宁、
马强、李辉、于博、白章、李泓霏、苗夏楠、孙宏蕾、桑坤淼。
本文件于2017年首次发布,本次为第一次修订。
油田生产系统能耗测试和计算方法
1 范围
本文件规定了油田生产系统中的机械采油系统、原油集输系统、注入系统的主要耗能设备、耗能单
元以及系统的能耗测试和计算的要求及方法。
本文件适用于油田生产系统中的机械采油系统、原油集输系统、注入系统的主要耗能设备、耗能单
元以及系统的能耗测试和计算。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中,注日期的引用文
件,仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于
本文件。
GB/T 1884 原油和液体石油产品密度实验室测定法(密度计法)
GB/T 2589-2020 综合能耗计算通则
GB/T 3214 水泵流量的测定方法
GB/T 4756 石油液体手工取样法
GB/T 8929 原油水含量的测定 蒸馏法
GB/T 9109.5 石油和液体石油产品动态计量 第5部分:油量计算
GB/T 16666-2012 泵类液体输送系统节能监测
GB/T 17357 设备及管道绝热层表面热损失现场测定 热流计法和表面温度法
SY/T 6381 石油工业用加热炉热工测定
SY/T 6814 双频道回声测试仪校准方法
SY/T 6835 油田热采注汽系统节能监测规范
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
机械采油系统 artificial-liftsystem
由井下泵、油管柱、电动机、传动及辅助装置组成,用以将油井产出液从井下举升至地面的采油设备
总体和油井所组成的系统。
注:主要包括抽油机采油系统、电动潜油泵采油系统和地面驱动螺杆泵采油系统等类型。
3.2
将油井采出物汇集、处理和输送的整个工艺处理系统。
注:原油集输系统范围是从油井井口到商品原油(产品气)外输首站。
3.3
注入系统 injectionsystem
将驱油介质注入地层用于驱油以提高原油采收率的系统。
注:包括注水系统、注聚合物系统、注气系统、注汽系统等。
---注水系统由注水泵站、增压泵站、注水管网(注水站出口至注水井口之间的管线及阀组、配水间等)和注水
井口组成。
---注聚合物系统由配制站、配注管网和注入站等组成。
---注气系统由增压设备、注气管网和注气井口等组成。
---注汽系统由注汽锅炉、注汽管网和注汽井口等组成。
4 测试准备
4.1 测试对象确定及资料收集
4.1.1 应确定测试对象,划定被测系统的范围。
4.1.2 应收集与测试有关的基础资料,所需收集的基础资料应包括:
a) 机械采油系统:包括被测机械采油井的井号、主要设备参数、泵挂深度等,斜井(定向井、水平
井、斜直井、各种侧钻井)宜有井身轨迹数据;
b) 原油集输系统:包括被测系统的工艺流程、主要运行参数、设计生产能力、实际运行情况、主要
设备参数等;
c) 注水系统:包括被测系统注水井、注水管网和注水站的布置图、注水站工艺流程图、注水站设计
注水能力、实际运行情况、主要设备参数等;
d) 注聚合物系统:包括被测系统中配制站、注入站的工艺流程图、设计配注能力、实际运行情况、
主要设备参数等;
e) 注气系统:包括被测系统注气井、注气管网和注气站的布置图、注气站工艺流程图、注气站设计
注气能力、实际运行情况、注入泵、注气压缩机设备参数等;
f) 注汽系统:包括被测系统注汽井、注汽管网和注汽站的布置图、注汽站工艺流程图、注汽站设计
注汽能力、实际运行情况、注汽锅炉设备参数等。
4.2 测试方案制定
4.2.1 成立测试工作组,测试负责人应由熟悉本文件并有测试经验的专业人员担任。测试人员应经过
培训,测试过程中测试人员不宜变动。
4.2.2 应根据本文件的有关规定,结合具体情况制订测试方案,并在测试前将测试方案提交被测单位。
测试方案的内容应包括:
a) 测试任务和要求;
b) 测试项目和测试依据;
c) 测点布置与所需仪器;
d) 人员组织与分工;
e) 测试进度安排等。
4.3 测试前检查
4.3.1 全面检查被测系统的运行工况是否正常,如有不正常现象应排除。
4.3.2 按测试方案中测点布置的要求配置和安装测试仪器,检查测试仪器是否正常工作。
4.3.3 宜进行预备性测试,熟悉测试操作程序。
4.4 健康安全与环境(HSE)要求
测试人员在测试期间应遵守下列要求:
a) 进入测试现场前接受被测单位的入厂(站)安全教育;
b) 穿戴劳保工服、安全帽,正确使用安全防护用品;
c) 测试前熟悉测试现场工作环境和条件,进行作业风险和危害识别,制订防范控制措施和应急预
案,并确保测试人员熟知;
d) 测试过程中严格遵守本单位及被测单位相关规定、测试方案中有关测试安全要求、仪器操作安
全规程、被测系统与设备的运行管理制度。
5 测试仪器要求
5.1 总体要求
仪器仪表(包括便携式、在线仪器仪表)应检定(校准),经确认符合本文件要求并在检定(校准)周
期内。
5.2 温度
温度测试仪器仪表应符合下列要求:
a) 介质温度测试仪器仪表的最大允许误差不应超过±1%;
b) 其他温度(包括烟气温度、表面温度、环境温度等,但不包含散热损失所测的各种温度)测试仪
器仪表的最大允许误差不应超过±1%。
5.3 流量
流量测试仪器仪表应符合下列要求:
a) 液体流量测试仪器仪表的最大允许误差不超过±0.5%;
b) 气体流量测试仪器仪表的最大允许误差不超过±1.5%。
5.4 压力
压力测试仪器应符合下列要求:
a) 燃料气压力测试仪器的准确度等级不低于0.4级;
b) 其他压力测试仪器的准确度等级不低于1.6级。
5.5 电参数
5.5.1 电参数测试仪器应符合下列要求:
a) 电流测试仪器的准确度等级不低于1.0级;
b) 电压测试仪器的准确度等级不低于1.0级;
c) 功率因数测试仪器的准确度等级不低于1.5级;
d) 功率测试仪器的准确度等级不低于1.5级。
5.5.2 对于抽油机采油系统的测试,应采用能计负功的仪器。
5.6 其他
5.6.1 烟气测试时,测试O2 含量仪器仪表的最大允许误差不应超过±1.0%,测试CO含量仪器仪表的
最大允许误差不应超过±5.0%。
5.6.2 测试时间的秒表的分辨力不应低于0.01s,宜选用电子秒表。
5.6.3 抽油机采油系统测试用的动力示功仪的准确度等级不应低于1.0级,回声仪的允许误差应符合
SY/T 6814的规定。
5.6.4 散热损失测试仪器仪表的准确度等级应按GB/T 17357的要求确定。
6 计算参数基准
计算参数基准应符合下列要求:
a) 基准温度为环境温度;
b) 基准压力为当地大气压力;
c) 燃料气发热量为燃料气收到基低位发热量。
7 机械采油系统的测试和计算
7.1 测试项目及测试方法
7.1.1 测试项目
机械采油系统的测试项目应包括:
a) 电参数:电流、电压、有功功率、无功功率、功率因数等;
b) 井口参数:油管压力、套管压力、产液量及含水率;
c) 井下参数:动液面深度、井底流压;
d) 光杆参数:示功图、冲程、冲次。
7.1.2 测试方法
7.1.2.1 检查测试仪器连接无误后,机械采油系统应按操作规定和程序启动10min后方可进行测试。
7.1.2.2 应同步测试电参数、井口产液量、动液面深度等主要参数;无法同步测试井口产液量时,可采用
当日油井产液量。
7.1.2.3 测试时间应不少于15min。
7.1.2.4 对于采用变频器控制的电动机,应在变频器输入端测试电参数。
7.1.2.5 采用电流法测平衡度时,应在电动机输入端测试电流。
7.1.2.6 使用满足5.5要求的仪器仪表按其相序对应接入配电箱电源输入端,测试机械采油系统的电
流、电压、功率因数和输入功率。
7.1.2.7 应按GB/T 4756规定的方法进行井口取样,应按GB/T 8929的规定进行含水率测定。
7.1.2.8 在油井井口油管和套管上分别安装满足5.4要求的压力表测试油管压力和套管压力。
7.1.2.9 在井口安装满足5.6.3要求的回声仪,测试油套环空的动液面深度。
7.1.2.10 井底流压可采用油井资料数据或使用符合准确度要求的在线仪器仪表进行测试。
7.1.2.11 在抽油机悬绳器处安装满足5.6.3要求的动力示功仪,测试抽油机采油系统的示功图、冲程、
冲次。
7.2 计算方法
7.2.1 机械采油系统有关符号和单位见表1。
表1 机械采油系统有关符号和单位
序号 符号 名称 单位
1 A7 示功图面积 mm2
2 B 平衡度 %
3 E7 机械采油系统吨液百米耗电 kW·h/(t·100m)
4 F7 示功图力比 N/mm
5 f7,w 油井采出液含水率 %
6 G7 油井产液量 t/d
7 g 重力加速度,g=9.81 m/s2
8 H7 有效扬程 m
9 H7,d 油井动液面深度(斜井应为垂直深度) m
10 I7,Dmax 抽油机采油系统运行时下冲程最大电流 A
11 I7,Umax 抽油机采油系统运行时上冲程最大电流 A
12 L7,Hf 油层中部深度 m
13 m7 被测机械采油方式总数 -
14 n7 被测区块某类被测机械采油系统总数 -
15 n7,S 光杆实测平均冲次 min-1
16 P7,1 机械采油系统输入功率 kW
17 P7,2 机械采油系统输出功率 kW
18 P7,3 抽油机采油系统光杆功率 kW
19 P7,Dmax 抽油机采油系统运行时下冲程最大功率 kW
20 p7,o 井口油管压力 MPa
21 p7,t 井口套管压力 MPa
22 P7,Umax 抽油机采油系统运行时上冲程最大功率 kW
23 p7,wf 井底流压 MPa
24 S7 示功图减程比 m/mm
25 T7 电量测试累积时间 s
26 t 机械采油系统当日运行时间 h
27 W7 累积消耗有功电量 kW·h
28 W7,1v 被测区块某类机械采油系统总输入功 kW·h
29 W7,2v 被测区块某类机械采油系统总输出功 kW·h
30 η7 机械采油系统效率 %
31 η7,a 被测区块某类机械采油系统平均系统效率 %
32 η7,av 被测区块机械采油系统平均系统效率 %
33 η7,s 抽油机采油系统地面效率 %
34 η7,sub 抽油机采油系统井下效率 %
表1 机械采油系统有关符号和单位 (续)
序号 符号 名称 单位
35 ρ7,l 油井采出液密度 kg/m3
36 ρ7,o 原油密度 kg/m3
37 ρw 水密度 kg/m3
7.2.2 机械采油系统输入功率为拖动机械采油设备的电动机有功功率,按公式(1)计算:
P7,1=
3600W7
T7
(1)
7.2.3 当油井采出液密度未能实际测得时,可按公式(2)计算:
ρ7,l=
ρ7,o·ρw
ρ7,o·f7,w/100+(1-f7,w/100)·ρw
(2)
7.2.4 有效扬程按下列方法计算:
a) 当动液面深度、油管压力、套管压力可测得时,有效扬程可按公式(3)计算:
H7=H7,d+
(p7,o-p7,t)×106
ρ7,l·g
(3)
b) 当油层中部深度、井底流压、油管压力可测得时,有效扬程可按公式(4)计算:
H7=L7,Hf+
(p7,o-p7,wf)×106
ρ7,l·g
(4)
7.2.5 机械采油系统输出功率为将井内液体输送到地面所需要的功率,按公式(5)计算:
P7,2=
G7·H7·g
3600t
(5)
7.2.6 抽油机采油系统光杆功率为光杆提升液体并克服井下各种阻力所消耗的功率,按公式(6)计算:
P7,3=
A7·S7·F7·n7,S
60000
(6)
7.2.7 抽油机采油系统地面效率为光杆功率与系统输入功率的比值,用百分数表示,按公式(7)计算:
η7,s=
P7,3
P7,1×
100% (7)
7.2.8 抽油机采油系统井下效率为系统的输出功率与光杆功率的比值,用百分数表示,按公式(8)
计算:
η7,sub=
P7,2
P7,3×
100% (8)
7.2.9 平衡度为抽油机采油系统中电动机上、下冲程做功的均匀程度,用百分数表示,按公式(9)或公
式(10)计算:
B=
P7,Dmax
P7,Umax×
100% (9)
B=
I7,Dmax
I7,Umax×
100% (10)
7.2.10 机械采油系统效率为系统输出功率与输入功率的比值,用百分数表示,按公式(11)计算:
η7=
P7,2
P7,1×
100% (11)
7.2.11 机械采油系统吨液百米耗电按公式(12)计算:
E7=
P7,1·t
G7·H7/100
(12)
7.2.12 被测区块某类机械采油系统总输入功和总输出功分别按公式(13)和公式(14)计算:
W7,1v=∑
n7
i=1
(P7,1i·ti) (13)
W7,2v=∑
n7
i=1
(P7,2i·ti) (14)
7.2.13 被测区块某类机械采油系统平均系统效率按公式(15)计算:
η7,a=
W7,2v
W7,1v×
100% (15)
7.2.14 被测区块机械采油系统平均系统效率按公式(16)计算:
η7,av=
m7
i=1
W7,2vi
m7
i=1
W7,1vi
×100% (16)
8 原油集输系统的测试和计算
8.1 测试项目及测试方法
8.1.1 测试项目
8.1.1.1 应根据被测对象的工艺流程、能源消耗种类、供热方式以及测试任务和目的,确定原油集输系
统能耗测试的测试项目。
8.1.1.2 原油集输系统主要耗能设备的测试项目要求。
a) 输油泵、输水泵的测试项目应包括:
1) 电动机输入功率;
2) 泵进口、出口、泵出口调节阀后压力表表高;
3) 泵进口、出口、泵出口调节阀后管线外径或周长;
4) 泵进口、出口、泵出口调节阀后管线壁厚;
5) 泵进口、出口、泵出口调节阀后压力;
6) 输送介质流量、含水率、密度;
7) 当地大气压力。
b) 加热炉的测试项目应按SY/T 6381的规定确定。
8.1.1.3 原油集输系统各站的测试项目应包括:
a) 燃料气消耗量、燃料气低......
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