项目通过研制了抽油机峰谷平自动变频器控制器，在耗电量不变前提下降低电费19.36%；实施了闲置固定注汽锅炉车载及提效再制造造、对流段扩大管程提效改造，降低了稠油热采燃气单耗2-4m3/t、提高了蒸汽入井干度3%；优化了注水泵工艺及变频运行配套，减少了稀油机采泵管压差损失、降低了吨液单耗；利用了设备闲置安装17兆瓦光伏设备，自发电235万千瓦时用于采油等。项目实施后，原油年超产1.9万吨，机采设备累计效益额3423万元、效益增加额2063万元。 （一） 机采电动机控制增效技术研究 （1）通过研发抽油机控制柜峰谷平控制器，在确保油井产量、产油、电量不变的前提下，通过谷电价高频、峰电价低频、平电价中频运转，实现减少吨油耗电19%； （2）通过更换103台淘汰型设备、匹配210台电动机功率等研究，减少涡流损、铜损、铁损励磁损等消耗20%； （二）抽油机提高平衡率增效技术研究 （1）通过常规游梁抽油机配备下杠铃平衡、调整平衡率，提高平衡效果5% （2）通过优化抽油机平衡测量方法、比对变频前后电流峰值差异，采用合理方案测量平衡、调整平衡，进而提高抽油机平衡2%； （三）注汽机采设备增效技术改造研究 （1）锅炉扩大换热管程提效，更换双单元对流段、增加高干段等技术改造措施，提高效率5%、降低单耗2方/吨； （2）实施老旧设备再制造，将闲置固定式注汽锅炉改造撬装移动锅炉，改造辐射段、取消过渡段、更换对流段，降低排烟温度、蒸汽发生效率，平均每座提高注入量6万吨/年、提高干度3-5%、降低单耗3.5方/吨； （四）注水机采设备节能优化改造技术研究 （1）通过为离心式注水泵配备6000伏高压变频器，减少泵管压差减少截留损耗77%，年节约耗电103.8×104kW•h； （2）通过注水泵安装在线状态监测仪，通过三维震动传感器、温度传感器及大数据软件提前预警异常，及时避免注水泵故障损失。 （五）设备空余场地光伏发电增效技术研究 （1）利用闲置设备场地资源，建成17兆瓦光伏发电规模，累计发电235万千瓦时、创效106万元，实现CO2减排0.1万吨； （2）利用地热和热泵技术，实现欢三联热能置换装置稳定运行，年累计节气175万方。 （六）主要创新点 （1）锦州采油厂拥有抽油机1956台套、平均运转数量1620台套，年耗电费占全厂年电度电费的50.77%。按照本地区电费政策，每天峰时电价为1.0934元/kwh、平时电价0.7469元/ kwh、峰谷差价达到0.693元/kwh。因此，研制了抽油机控制柜峰谷平控制器，并应用在抽油机拖动装置上，在确保油井产液量、产油量、消耗不变的前提下，实现抽油机“躲峰填谷”运行，充分利用峰谷差价达到节约电费。 （2）锦州采油厂2021年注汽锅炉年消耗天然气高达1.577亿方，因此开展注汽锅炉定制化提效改造研究，并形成中小锅炉增加管程换热面积、大型老化锅炉更换新型对流段+改造过渡段、闲置固定式低效锅炉实施车载及提效再制造。 （3）设备电费是油田机械采油最关键的成本支出之一，2022年利用井场设备周围场地+站区设备拆除场地安装光伏，共建成17兆瓦装机发电规模，年发电235万千万时、二氧化碳减排0.1万吨。