注水开发油田节能降耗方法探讨

付良壁 满立丽（大庆油田有限责任公司第二采油厂）

注水开发油田节能降耗方法探讨

付良壁 满立丽（大庆油田有限责任公司第二采油厂）

注水开发油田中的节能有着巨大的潜力和广阔的前景。它涉及到开发地质、注水工艺、地面流程、井下作业及注采管理等方方面面，是一个系统工程。以大庆油田采油二厂某作业区2008年为例，通过有效注水；采用节能新技术、新工艺、新设备进行节能改造；完善节能管理制度；优化集输工艺流程，从油田开发、集输系统、机采管理等方面来探寻油田节能之路。

注水 集输 无效循环 节能

D O I:10.3969/j.i ssn.2095-1493.2011.05.002

油气田生产主要能源消耗为电力、原油、天然气、原煤和重油等，其中电力、原油和天然气占油气田企业能源消耗总量的比例超过90%。这3种能源的消耗主要集中在油气田的采油系统、注水系统、集输和处理系统、热采锅炉等耗能环节。在注水开发油田中，从开发地质的角度来看,节能的核心是做到有效注水并不断提高水驱油效率，而减少低效无效循环注水是有效注水的关键。同时在机采设备、管理制度、集输能耗等方面也存在很大的节能潜力。作业区通过精细节能挖潜，落实节能技术措施，提高了油田开发效益，取得了较好节能效果，全区节电506.76×104kW·h，节气316.25×104m3。 下面将从注入到采出再到集输全面阐述注水开发油田节能降耗方法以及取得的效果。

1 有效注水，控制低效无效循环

从油田开发角度讲，节能的主要途径是减少低效无效循环注水，提高注入水的利用效率，控制低效无效产液。

1.1 注水井节能措施

注水井节能措施主要包括调剖、控水、低注井冬停夏注、周期注水。通过对注水井采取一系列措施，取得了以下效果：

（1）细分控制注水，通过细分注水层段，控制高含水层注水量，减少低效无效循环。在高含水井区细分控水31口井，日实际注水减少561 m3，累计控制无效注水20.4765×104m3，井区连通的采油井累计少产水 7.5925×104t[1]。

（2）通过开展周期注水，调整平面矛盾，减少无效注水。2005—2008年在作业区基础井网开展周期注水8口井，累计少注水78.7686×104m3，井区油井累计增油1.8754×104t。

（3）注水井浅调剖，调整层间矛盾，减少无效注水。对5口基础井网注水井实施了浅调剖，累计控制无效注水0.438×104m3，井区连通的采油井累计少产水0.584×104t。

（4）对低注井冬停夏注，共实施23口井，累计少注水1.25×104m3。

1.2 采油井节能措施

采油井节能措施主要包括堵水、封窜、转注、关井、调参、间抽。通过对采油井采取一系列措施，取得了以下效果：

（1）油井堵水，油井堵水是控制无效、低效产液的一项直接而有效的措施。在高含水高产液层段以及聚驱开采层段，水驱采油井堵水7口，累计少产水7.0528×104m3。

（2）对参数较高的低沉没度采油井，调小参数。共调小参数23口井，平均单井沉没度上升59 m，泵效上升2.5%。

2 采用新工艺、新技术、新设备进行节能技术改造

2.1 更换节能电动机

2008年，全区更换节能电动机4台，其中永磁节能电动机2台。更换前后对比，装机功率由50 kW降至37 kW，下降了13 kW；平均消耗功率由15.76 kW降至12.61 kW，下降了3.15 kW；平均系统效率由52.41%升至66.55%，上升了14.14个百分点；平均百米吨液耗电由0.54 kW·h降至0.43 kW·h，下降了0.11 kW·h，日节电151.2 kW·h。

更换双功率电动机2台。更换前后对比，装机功率由45 kW降至40 kW，下降了5 kW；平均消耗功率由10.71 kW降至10.00 kW，下降了0.71 kW；平均系统效率由30.89%升至32.99%，上升了2.10个百分点；平均百米吨液耗电由0.61 kW·h降至0.52 kW·h，下降了0.09 kW·h，日节电34.1 kW·h。详见表1。

2.2 更换节能控制箱

针对角星转换降压技术利用率低的问题，经理论计算及现场试验总结出角星转换降压技术选井方法，即抽油机井应满足MLmax≤0.3Mmax、Imax＜0.58IΔ、βI＜1三个条件。2008年，全区调换角星转换控制箱28面，平均消耗功率由6.62 kW降至6.21 kW，下降了0.41 kW；平均系统效率由25.53%升至27.24%，上升了1.71个百分点；平均百米吨液耗电由1.81 kW·h降至1.72 kW·h，下降了0.09 kW·h，日节电277 kW·h[2]。详见表2。

2.3 电泵转成螺杆泵

电泵转螺杆泵1口井（堵水后转螺杆泵）。前后对比表明，消耗功率由54.34 kW降至9.34 kW，下降45 kW；系统效率由32.52%上升至35.11%，上升了2.59个百分点；百米吨液耗电由0.69 kW·h降至0.67 kW·h,下降了0.02 kW·h。

2.4 抽油机转成螺杆泵

抽油机转螺杆泵1口井。前后对比表明，消耗功率由22.04 kW降至9.88 kW,下降了12.16 kW；系统效率由36.09%升至52.34%，上升了16.25个百分点；百米吨液耗电由0.75 kW·h降至0.52 kW·h，下降了0.23 kW·h。

2.5 抽油机机型调整

调整老化淘汰机型5口井，可对比4口井（1口液面在井口），平均装机功率、平均消耗功率增加的同时，平均日产液提高7 t，系统效率提高了6.1个百分点，平均百米吨液耗电降低了0.21 kW·h。

3 完善制度，挖潜节能管理措施

该作业区节能数据实现了网上共享，建立节能工作月度分析及节能工作月度汇报制度，体现出计划、实施、分析、检查、考核的闭环管理模式。

3.1 推进节能示范工程

精细调整抽油机井平衡率。调平衡352井次，平衡率由95.9%上升到98.1%，上升了2.2个百分点；“节能平衡率”井数由54口增加到176口，占统计井数47.19%，平均消耗功率降低了0.48 kW，系统效率提高0.41个百分点[3]。

合理调整皮带及盘根松紧度。制定出单井皮带及盘根松紧度调整范围，将皮带及盘根松紧度纳入抽油机井月度检查点项，作业区专人检查调整情况，月底进行评比通报。

3.2 开展“双低”抽油机井治理工作

通过检泵、解堵等提液措施，提高了低效井的系统效率；通过调小参数及互换电动机措施有效提高了电动机利用率。治理前后对比表明，系统效率低于10%的井数由2007年的81口减至2008年的49口，减少32口；平均系统效率提高7.36个百分点，电动机利用率低于20%的井数由76口减至61口，减少15口；平均电动机利用率提高3.45个百分点[4]。

表1 抽油机井更换节能电动机效果对比

表2 抽油机井更换节能配电箱效果对比

3.3 加大低液面井间抽力度

选取30口沉没度较低、严重供液不足井开展间抽试验，通过试验发现，日关井7 h，日产液低于10 t、泵效低于25%、含水低于90%的抽油机井间抽前后对比产液量、产油量稳定，能耗降低。2008年，间抽井120口，其中，每日关井4 h间抽46口、每日关井7 h间抽74口。间抽前后对比表明，日产液由1877 t下降到1779 t；日产油由126 t下降到117 t；平均消耗功率由7.16 kW下降到7.01 kW；日节电3529 kW·h，累计节电58.18×104kW·h。

3.4 全天连续洗井试验

抽油机井平均热洗周期184 d，同比延长16 d。为提高热洗炉有效利用率，减少提温及降温的天然气损耗，开展了油井昼夜连续热洗试验。全区实施油井昼夜连续热洗管理方法，实施前后对比表明，平均每天每队热洗井数由1.8口增加到4.2口，累计每月少使用热洗炉912 h，平均每月节约天然气3.5×104m3。

4 优化集输工艺流程，加大不加热集油力度

结合各转油站系统的管理面积、集输半径，所带井数，产液、含水及周边自然环境等四个层面，试验摸索不加热集油管理模式。

4.1 努力克服工艺流程缺陷，实现低温集输

（1）针对中转站无单独热洗炉，热洗时掺水流程与热洗流程无法分开，冬季无法实现低温集输和高温热洗同时进行的问题，采取了热洗时除热洗计量间外其余计量间走抽三合一底水流程，热洗结束再恢复低温集输，加密单井检查，如发现油压超高井，立即通过计量间热洗流程进行管线冲洗。

（2）中计管线长在1000 m以上的计量间，所带井数少，并且单井产量低，正常控制掺水量时计量间与转油站压差达到0.5 MPa以上，温差达到5～10℃，单井运行困难，若放大单井掺水量，又将造成系统压力大幅下降，不利于低温集输；须进行流程改造。将不同计量间单井串联，将中计管线、单井管线扫线后封死，并将计量间内所有容器、管线放空，门、窗全部封闭。虽为单独热洗流程，但出口无伴热，冬季须连续启运。热洗泵排量为25 m3/h，转油站无热洗时用热洗泵为计量间供掺水以平衡掺水温度和压力，保证整个系统平稳、安全、低温集输。

（3）由于低温集输和放宽常温集输界限后，部分井冬季套管结冻速率加大，井口套管易冻，影响油气生产和资料的录取，作业区自行研制了套管保温套，应用于261口井。保温套分两种类型：一是利用掺水在环形空间运行为套管保温，见图1；二是利用双管冷输的副管产液量在环行空间运行为套管保温，见图2，解决了冬季套管易冻的问题。

4.2 加强集输管理，实现低温集输

（1）合理实施油井热洗和管线冲洗。以易于操作及热洗流程的高效利用为目的，实行各站每月集中3～5 d热洗的方式，更合理地满足低温集输和热洗的双重需要。同时，冬季针对油、套压升高较快的单井加密油压录取，视情况制定不同录取周期，若升值超过《采油二厂不加热集油实施方案》规定范围，立即结合其他井热洗实施管线冲洗。另外，为减少提温次数，在热洗时将油、套压上升较快的井一并冲洗。

（2）对破损或覆土浅影响低温集输的过渠管线保温层重新覆土。全区共计69条过渠管线，其中21条保温层存在不同程度破损，且有8.6 km管线因穿越泡子或地势原因管线覆土较浅，增加了低温集输的难度，因此入冬前组织人力对这部分过渠管线重新进行了保温，并利用挖沟机、推土机对可重新覆土的5.4 km管线进行了重新覆土，保证冬季低温集输的顺利实施。

（3）严格控制单井掺水量，确保掺水系统压力平稳。单井掺水量大小对转油站掺水系统压力、自耗气量及集输系统的平稳运行起着至关重要的作用。为合理控制单井掺水量，对有掺水、热洗流量计的转油站的掺水量实施定期检查和随时抽查，并建立了《掺水量巡检记录本》，小队、作业区时时监控；对无掺水、热洗流量计的转油站，其单井掺水量进行井口抽查；同时，结合各站的井数、掺水泵型号、集输半径等因素为各站制定了掺水启泵台数和掺水压力控制范围，定期检查、不定期抽查，确保单井掺水量控制在0.7 m3/h以内。

（4）强化掺水变频器使用，优化运行方式。进入夏季实施季节冷输后，部分队掺水井数仅有20余口，按单井掺水量0.7 m3/h以内控制后，管压达到2.5 MPa以上，管线穿孔率明显上升，若使用掺水变频器则可通过变频调节将掺水压力控制在1.8 MPa左右来降低管压，因此需强化掺水变频器的使用。夏季，站掺水变频器使用输出频率在44～47 Hz范围内，平均单台变频器日节电220 kW·h左右。另外，在洗井启热洗泵时掺水和热洗压力会更高，因此当热洗泵能够同时满足掺水和热洗要求时，停掉掺水泵，只启运1台热洗泵，同时保证热洗和掺水。按热洗6 h计算，每洗1次井停掺水泵可节省电量375 kW·h，同时该时间段内所有掺水井为高温运行，可以同时冲洗管线，在节气的同时也降低了集输用电单耗。

5 几点认识

（1）注水开发油田的节能潜力十分巨大，它涉及到开发地质、注水工艺、地面流程、井下作业及注采管理等方方面面，是一个系统工程。

（2）做好注水开发油田中的节能工作，既符合国家节能降耗的一系列政策，又有利于增加企业的效益。

（3）注水开发油田节能的关键在于是否能有效注水、有效采油，从注入到采出再到集输，每一个环节都不能忽视。

[1]方凌云,万新德.砂岩油藏注水开发动态分析[M].北京：石油工业出版社，1998.

[2]俞伯炎,吴照云,孙德刚.石油工业节能技术[M].北京：石油工业出版社,2009.

[3]李金华,华伟棠,李铁.游梁式抽油机节能新技术探讨[J].石油机械,1999(12):42-45.

[4]周正友,李强,刁俊西,等.油田常用抽油机节能及适应性分析[J].油气田地面工程,2005,24(8):34-35.

付良壁，2004年毕业于长江大学，学士学位，工程师，从事油田开发工作，E-mail：fuliangbi@petrochina.com.cn，地址：大庆油田有限责任公司第二采油厂第四作业区，163711。

2011-06-11)