海拉尔油田节能管理实践应用

朱传诗（大庆油田有限责任公司呼伦贝尔分公司）

1 海拉尔油田现状

1.1 建设概况

海拉尔油田自2001年投入开发，截至2021年底，共建设油水井1 556口，开井1 158口，其中油井883口，注水井275口。建成原油脱水站、转油放水站等各种站场130座，各类埋地管道1 603 km，电力线路1 130 km，道路698 km，具体建设现状见表1。

表1 海拉尔油田建设现状Tab.1 Construction status of Hailar oilfield

1.2 生产概况

海拉尔油田累计动用地质储量11 614×104t，动用可采储量1 707×104t，累计产油818.8×104t。2021年，年 产 液 量106.7×104t，年 产 油 量40.2×104t，综 合 含 水 率62.3%，年 注 水 量230×104m3，年自然递减率7.9%，综合递减率4.5%。近 年 来，年 均 钻 井80口，建 成 产 能8.2×104t。

海拉尔盆地储层发育差、构造破碎，为典型的“低孔、低渗透、低丰度”油田；油田开发表现为低产、递减快、注水难、开发成本高等特点，地面工艺采用水驱采油技术，集油系统包括掺水系统、电加热系统、单井拉油、提捞工艺4种方式；应用三相分离器分离油气水，运用SSF工艺深度处理污水，低压供水，分散增压注水，多井配水。

1.3 能耗状况

“十三五”期间，随着海拉尔油田综合含水升高，新投油水井数增加，能耗也不断增大。具体“十三五”期间海拉尔油田能耗情况见表2。

表2 “十三五”期间海拉尔油田能耗情况Tab.2 Energy consumption of Hailar oilfield during the 13th five-year plan

“十三五”以来，海拉尔油田重视能耗控制，采取优化举升方式、简化地面工艺、推广变频设备使用等节能措施。2021年，在新增油水井133口、新增电加热管线4.7 km、负荷增加990 kW的情况下，综合能耗实现硬下降。“十三五”期间海拉尔油田单耗指标见表3。

表3 “十三五”期间海拉尔油田单耗指标Tab.3 Unit consumption index of Hailar oilfield during the 13th five-year plan

2021年与2018年相比，年产液量增加17.9%；因注水困难，在年注水量降低14.3%的情况下，海拉尔油田吨液综合能耗下降了8.14 kg标煤，降幅达到了14.2%，油田节能降耗明显。

2 节能措施

2021年海拉尔油田能耗构成见表4，其中，电力、原油、天然气消耗占能耗总量98.3%，因此，加强用电用气用油控制是降低能耗的主要方面。

表4 2021年海拉尔油田能耗构成Tab.4 Composition of energy consumption of Hailar oilfield in 2021

2.1 举升系统

2.1.1 优化油井工作方式制度

随着油田动态开发调整，采油井的工作方式也需要动态调整。特别是油井产液能力变差后，抽油机井出现供液不足问题，造成抽油机低效运行，浪费电能同时，加剧了抽油泵的磨损。因此，在不影响产量的前提下，对不同产液情况油井进行工作制度优化[1]。

对于长期产量低于0.5 t的采出井改变举升方式，转为提捞生产。开展提捞井液面上返速度试验，根据两次提捞前液面差值，确定单位时间液柱上返速度，据此确定其提捞周期。累计转提捞生产102口井，占总开井数的11.5%，2021年转提捞生产35口井。

对于产液量在0.5～1.5 t的采出井，转为间抽生产。通过连续测量抽油机启抽后液面下降和停抽后液面恢复情况，分析选定油井生产时间为在液面启抽下降和停机恢复交叉点处，据此确定不同抽油机井的间抽周期[2]。累计间抽调整生产225口井，占总开井数25.5%，2021年调整间抽制度66井次，不影响产量的前提下，降低电量消耗和机械磨损。

对于产液量较高井，合理控制沉没度。根据海拉尔油田不同区块的油层深度和产液量及含水情况，研究确定合理泵挂沉没度，控制在50～100 m为宜。按照产液量高低确定液面测试周期，大于2 t井每月测试2次，低于2 t井每月测试1次。通过调整抽油机冲程、冲次、泵径等运行参数合理控制油井沉没度，2021年实施油井参数优化215井次。

采取以上措施后，年节电220×104kWh。2021年油井工作制度调整效果见表5。

表5 2021年油井工作制度调整效果Tab.5 Adjustment effect of oil well working system in 2021

2.1.2 应用节能设备

抽油机是最大的耗电设备，针对不同产液情况的抽油机井，开展有针对性的节电措施，可大幅提高抽油机的能耗效率。海拉尔油田依靠不同的节能设备来达到抽油机节电的目的：

1）采用下偏杠铃式节能抽油机，利用其尾部的平衡装置运转时产生的变矩原理，消减峰值转矩，减少周期载荷波动。2019年以来，通过产能建设陆续新建或更新节能抽油机247台，占比23.56%。

2）采用永磁同步电动机，提高电动机功率因数，降低电阻损耗。共应用节能电动机984台，占比93.9%。

3）应用抽油机变频控制装置，实现无级调速，改变冲次和上下冲程速比[3]。共安装智能调控装置672台，占比64.12%，其中抽油机变多功能调速设备219台，不停机间抽设备453台。通过节能抽油机电动机及变频装置的应用，年可节电992.2×104kWh。应用节能设备效果统计见表6。

表6 应用节能设备效果统计Tab.6 Application effect of energy-saving equipment

2.2 集输系统

2.2.1 实施集输系统优化

对油田地面系统长期负荷分析发现，海拉尔油田集输系统整体负荷率不足70%，系统存在较为严重的载荷过低问题，极大地加重了能耗负担。为提高集输系统负荷率，采取“降、停、转、并、减”等措施，结合海拉尔油田数字化建设，对地面系统进行综合优化调整：脱水站降级为转油放水站4座，停运站场3座，合并站场4座；转提捞生产后减少集油环5个，停运集油环2个，停运阀组间3座，减少电加热集输管道15 km，优化调整双管掺水工艺为环状掺水工艺15 km。以上措施可提高集输系统的运行效率，降低能耗，改造工作正在落实。实测数据对比，预计年可节电261×104kWh，节约燃油273 t。集输系统优化节能效果统计见表7。

表7 集输系统优化节能效果统计Tab.7 Analysis on energy-saving of gathering and transportation system

2.2.2 开展降温集输试验

海拉尔油田采用环状掺水和电加热两种集输方式，分别针对两种集输方式，开展降温集输试验。通过摸索不同季节下，不同产液量、含水、环长的极限掺水压力和掺水回油温度[4]，通过调节井口电加热器和管线设定温度，降低电加热管线回油温度[5]。试验集输回油温度可在原油凝固点以上5℃集输，随着油田含水继续上升集输温度可进一步降低。实测数据对比，年可节电222.2×104kWh，节约燃油320 t。

2.2.3 完善天然气利用工艺

海拉尔油田整体天然气不足，需补充原油供加热炉使用，但是各区块之间天然气产生和消耗量不平衡，将天然气富裕区块向缺乏区块转移，是近年来天然气工艺改造的节能重点：

1）改造贝中转油站外输泵，冬季采暖期伴生天然气全部燃烧利用后，采用离心泵将脱气的产出液外输至德二联合站，夏季非采暖期采用双螺杆泵将气混入外输液中输至德二联合站，减少德二联合站燃油消耗，年节约燃油消耗408 t。

2）将苏一联合站原有的燃油加热炉改造为油气两用加热炉，优先使用伴生天然气加热，年节约燃油消耗315 t。

3）在呼1联合站应用3台400GF-T型天然气发电机组[6]，年可发电253.4×104kWh。天然气利用节能效果统计见表8。

表8 天然气利用节能效果统计Tab.8 Energy-saving effect of natural gas

2.2.4 推广节能设备

海拉尔油田近年来注重地面节能设备的推广应用，利用新建产能、节能改造、维修更换的时机，更新淘汰高耗能设备。将在用的48台加热炉和锅炉全部更换为节能型燃烧器，更新节能变压器1 233台，占到全部在用变压器的82.0%。节能设备推广，大大降低了能耗，较老旧设备年可节电300×104kWh，节约燃油800 t。

2.3 供注水系统

海拉尔油田属于复杂断块特低渗透油田，其地质构造破碎，注水井普遍存在吸水较差、单层突进、注水长期不受效等问题。通过地质动态调整及地面变频技术应用，减少无效注水量，提高注水效率，降低注水能耗。

2.3.1 精准调控单井注水

2019年以来，海拉尔油田通过关、停、调及周期注水等手段控制无效低效注水，累计关井47口，停控30口井，下调水量40口井，周期注水49口井，年减少无效低效注水113.8×104m3；实施“突出细分、提控结合、以控为主”的精细注水调整方案，累计注水调整112口井，控制注水368 m3/d，全年减少注水13.3×104m3。通过精准调控注水，提高了注水效率，年节电775×104kWh。注水调控节能效果统计见表9。

表9 注水调控节能效果统计Tab.9 Energy-saving effect of water injection regulation

2.3.2 注水泵变频技术应用

当注水泵工频运行时，泵出口只能依靠阀门开度控制注水量，阀门的节流效应增加了电量消耗；而在相同流量条件下，应用变频调速装置可消除泵出口阀门节流引起的压头损失，提升泵效，减少电动机输入功率，起到节电作用[7-8]。2018年以来，通过工艺技术改造，投运注水泵变频装置35套，使用前后对比，35台注水泵年耗电量由1 587.6×104kWh降低到1 297.2×104kWh，年节电量达290.4×104kWh。

2.4 生产管理

2.4.1 电力系统无功补偿装置管理

海拉尔油田部分配电线路因油田负荷降低，未进行过无功补偿调整，或部分进行过无功补偿线路，因负荷降低导致补偿容量不足，功率因数不达标，造成线路无功损耗增大[9]。近年来，通过在变电站、变压器高压侧及线路杆塔上并联电容器实现补偿，并且加强补偿装置的日常巡检，降低了电力系统电量损失。

2.4.2 用电设备管理

海拉尔油田地处高纬度地区，无霜期短，电加热装置使用规模较大，造成电量消耗大。日常管理上，根据气温变化，及时调整和关停站、间电加热板；加强单井罐电加热器启停时间管理，在满罐打油前8 h启动升温，打空后停运电加热器；加强注水井井口房培土保温，关停井口房电热板，采用井口电热带保温方式，降低电量消耗；检查并及时断开关井的变压器，减少功率损耗；加强生活办公场所节能管理，杜绝长明灯、长开机现象，改造时控开关，加强路灯管理等，减少电力消耗[10]。

3 结束语

“十四五”期间，随着海拉尔油田上产步伐的加大，年增加抽油机井约100口，预计耗电840×104kWh，该油田能耗形势依然严峻。在“十三五”节能措施深化的前提下，要不断加强技术和管理创新，强化全员节能意识，努力降低单耗指标，降低生产运行成本，提升油田开发效益，实现海拉尔油田高质量发展。