注水開發油田節能降耗方法探討

付良壁 滿立麗（大慶油田有限責任公司第二采油廠）

注水開發油田節能降耗方法探討

付良壁 滿立麗（大慶油田有限責任公司第二采油廠）

注水開發油田中的節能有著巨大的潛力和廣闊的前景。它涉及到開發地質、注水工藝、地面流程、井下作業及注采管理等方方面面，是一個系統工程。以大慶油田采油二廠某作業區2008年為例，通過有效注水；采用節能新技術、新工藝、新設備進行節能改造；完善節能管理制度；優化集輸工藝流程，從油田開發、集輸系統、機采管理等方面來探尋油田節能之路。

注水 集輸 無效循環 節能

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

油氣田生產主要能源消耗為電力、原油、天然氣、原煤和重油等，其中電力、原油和天然氣占油氣田企業能源消耗總量的比例超過90%。這3種能源的消耗主要集中在油氣田的采油系統、注水系統、集輸和處理系統、熱采鍋爐等耗能環節。在注水開發油田中，從開發地質的角度來看,節能的核心是做到有效注水并不斷提高水驅油效率，而減少低效無效循環注水是有效注水的關鍵。同時在機采設備、管理制度、集輸能耗等方面也存在很大的節能潛力。作業區通過精細節能挖潛，落實節能技術措施，提高了油田開發效益，取得了較好節能效果，全區節電506.76×104kW·h，節氣316.25×104m3。 下面將從注入到采出再到集輸全面闡述注水開發油田節能降耗方法以及取得的效果。

1 有效注水，控制低效無效循環

從油田開發角度講，節能的主要途徑是減少低效無效循環注水，提高注入水的利用效率，控制低效無效產液。

1.1 注水井節能措施

注水井節能措施主要包括調剖、控水、低注井冬停夏注、周期注水。通過對注水井采取一系列措施，取得了以下效果：

（1）細分控制注水，通過細分注水層段，控制高含水層注水量，減少低效無效循環。在高含水井區細分控水31口井，日實際注水減少561 m3，累計控制無效注水20.4765×104m3，井區連通的采油井累計少產水 7.5925×104t[1]。

（2）通過開展周期注水，調整平面矛盾，減少無效注水。2005—2008年在作業區基礎井網開展周期注水8口井，累計少注水78.7686×104m3，井區油井累計增油1.8754×104t。

（3）注水井淺調剖，調整層間矛盾，減少無效注水。對5口基礎井網注水井實施了淺調剖，累計控制無效注水0.438×104m3，井區連通的采油井累計少產水0.584×104t。

（4）對低注井冬停夏注，共實施23口井，累計少注水1.25×104m3。

1.2 采油井節能措施

采油井節能措施主要包括堵水、封竄、轉注、關井、調參、間抽。通過對采油井采取一系列措施，取得了以下效果：

（1）油井堵水，油井堵水是控制無效、低效產液的一項直接而有效的措施。在高含水高產液層段以及聚驅開采層段，水驅采油井堵水7口，累計少產水7.0528×104m3。

（2）對參數較高的低沉沒度采油井，調小參數。共調小參數23口井，平均單井沉沒度上升59 m，泵效上升2.5%。

2 采用新工藝、新技術、新設備進行節能技術改造

2.1 更換節能電動機

2008年，全區更換節能電動機4臺，其中永磁節能電動機2臺。更換前后對比，裝機功率由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；平均系統效率由52.41%升至66.55%，上升了14.14個百分點；平均百米噸液耗電由0.54 kW·h降至0.43 kW·h，下降了0.11 kW·h，日節電151.2 kW·h。

更換雙功率電動機2臺。更換前后對比，裝機功率由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；平均系統效率由30.89%升至32.99%，上升了2.10個百分點；平均百米噸液耗電由0.61 kW·h降至0.52 kW·h，下降了0.09 kW·h，日節電34.1 kW·h。詳見表1。

2.2 更換節能控制箱

針對角星轉換降壓技術利用率低的問題，經理論計算及現場試驗總結出角星轉換降壓技術選井方法，即抽油機井應滿足MLmax≤0.3Mmax、Imax＜0.58IΔ、βI＜1三個條件。2008年，全區調換角星轉換控制箱28面，平均消耗功率由6.62 kW降至6.21 kW，下降了0.41 kW；平均系統效率由25.53%升至27.24%，上升了1.71個百分點；平均百米噸液耗電由1.81 kW·h降至1.72 kW·h，下降了0.09 kW·h，日節電277 kW·h[2]。詳見表2。

2.3 電泵轉成螺桿泵

電泵轉螺桿泵1口井（堵水后轉螺桿泵）。前后對比表明，消耗功率由54.34 kW降至9.34 kW，下降45 kW；系統效率由32.52%上升至35.11%，上升了2.59個百分點；百米噸液耗電由0.69 kW·h降至0.67 kW·h,下降了0.02 kW·h。

2.4 抽油機轉成螺桿泵

抽油機轉螺桿泵1口井。前后對比表明，消耗功率由22.04 kW降至9.88 kW,下降了12.16 kW；系統效率由36.09%升至52.34%，上升了16.25個百分點；百米噸液耗電由0.75 kW·h降至0.52 kW·h，下降了0.23 kW·h。

2.5 抽油機機型調整

調整老化淘汰機型5口井，可對比4口井（1口液面在井口），平均裝機功率、平均消耗功率增加的同時，平均日產液提高7 t，系統效率提高了6.1個百分點，平均百米噸液耗電降低了0.21 kW·h。

3 完善制度，挖潛節能管理措施

該作業區節能數據實現了網上共享，建立節能工作月度分析及節能工作月度匯報制度，體現出計劃、實施、分析、檢查、考核的閉環管理模式。

3.1 推進節能示范工程

精細調整抽油機井平衡率。調平衡352井次，平衡率由95.9%上升到98.1%，上升了2.2個百分點；“節能平衡率”井數由54口增加到176口，占統計井數47.19%，平均消耗功率降低了0.48 kW，系統效率提高0.41個百分點[3]。

合理調整皮帶及盤根松緊度。制定出單井皮帶及盤根松緊度調整范圍，將皮帶及盤根松緊度納入抽油機井月度檢查點項，作業區專人檢查調整情況，月底進行評比通報。

3.2 開展“雙低”抽油機井治理工作

通過檢泵、解堵等提液措施，提高了低效井的系統效率；通過調小參數及互換電動機措施有效提高了電動機利用率。治理前后對比表明，系統效率低于10%的井數由2007年的81口減至2008年的49口，減少32口；平均系統效率提高7.36個百分點，電動機利用率低于20%的井數由76口減至61口，減少15口；平均電動機利用率提高3.45個百分點[4]。

表1 抽油機井更換節能電動機效果對比

表2 抽油機井更換節能配電箱效果對比

3.3 加大低液面井間抽力度

選取30口沉沒度較低、嚴重供液不足井開展間抽試驗，通過試驗發現，日關井7 h，日產液低于10 t、泵效低于25%、含水低于90%的抽油機井間抽前后對比產液量、產油量穩定，能耗降低。2008年，間抽井120口，其中，每日關井4 h間抽46口、每日關井7 h間抽74口。間抽前后對比表明，日產液由1877 t下降到1779 t；日產油由126 t下降到117 t；平均消耗功率由7.16 kW下降到7.01 kW；日節電3529 kW·h，累計節電58.18×104kW·h。

3.4 全天連續洗井試驗

抽油機井平均熱洗周期184 d，同比延長16 d。為提高熱洗爐有效利用率，減少提溫及降溫的天然氣損耗，開展了油井晝夜連續熱洗試驗。全區實施油井晝夜連續熱洗管理方法，實施前后對比表明，平均每天每隊熱洗井數由1.8口增加到4.2口，累計每月少使用熱洗爐912 h，平均每月節約天然氣3.5×104m3。

4 優化集輸工藝流程，加大不加熱集油力度

結合各轉油站系統的管理面積、集輸半徑，所帶井數，產液、含水及周邊自然環境等四個層面，試驗摸索不加熱集油管理模式。

4.1 努力克服工藝流程缺陷，實現低溫集輸

（1）針對中轉站無單獨熱洗爐，熱洗時摻水流程與熱洗流程無法分開，冬季無法實現低溫集輸和高溫熱洗同時進行的問題，采取了熱洗時除熱洗計量間外其余計量間走抽三合一底水流程，熱洗結束再恢復低溫集輸，加密單井檢查，如發現油壓超高井，立即通過計量間熱洗流程進行管線沖洗。

（2）中計管線長在1000 m以上的計量間，所帶井數少，并且單井產量低，正常控制摻水量時計量間與轉油站壓差達到0.5 MPa以上，溫差達到5～10℃，單井運行困難，若放大單井摻水量，又將造成系統壓力大幅下降，不利于低溫集輸；須進行流程改造。將不同計量間單井串聯，將中計管線、單井管線掃線后封死，并將計量間內所有容器、管線放空，門、窗全部封閉。雖為單獨熱洗流程，但出口無伴熱，冬季須連續啟運。熱洗泵排量為25 m3/h，轉油站無熱洗時用熱洗泵為計量間供摻水以平衡摻水溫度和壓力，保證整個系統平穩、安全、低溫集輸。

（3）由于低溫集輸和放寬常溫集輸界限后，部分井冬季套管結凍速率加大，井口套管易凍，影響油氣生產和資料的錄取，作業區自行研制了套管保溫套，應用于261口井。保溫套分兩種類型：一是利用摻水在環形空間運行為套管保溫，見圖1；二是利用雙管冷輸的副管產液量在環行空間運行為套管保溫，見圖2，解決了冬季套管易凍的問題。

4.2 加強集輸管理，實現低溫集輸

（1）合理實施油井熱洗和管線沖洗。以易于操作及熱洗流程的高效利用為目的，實行各站每月集中3～5 d熱洗的方式，更合理地滿足低溫集輸和熱洗的雙重需要。同時，冬季針對油、套壓升高較快的單井加密油壓錄取，視情況制定不同錄取周期，若升值超過《采油二廠不加熱集油實施方案》規定范圍，立即結合其他井熱洗實施管線沖洗。另外，為減少提溫次數，在熱洗時將油、套壓上升較快的井一并沖洗。

（2）對破損或覆土淺影響低溫集輸的過渠管線保溫層重新覆土。全區共計69條過渠管線，其中21條保溫層存在不同程度破損，且有8.6 km管線因穿越泡子或地勢原因管線覆土較淺，增加了低溫集輸的難度，因此入冬前組織人力對這部分過渠管線重新進行了保溫，并利用挖溝機、推土機對可重新覆土的5.4 km管線進行了重新覆土，保證冬季低溫集輸的順利實施。

（3）嚴格控制單井摻水量，確保摻水系統壓力平穩。單井摻水量大小對轉油站摻水系統壓力、自耗氣量及集輸系統的平穩運行起著至關重要的作用。為合理控制單井摻水量，對有摻水、熱洗流量計的轉油站的摻水量實施定期檢查和隨時抽查，并建立了《摻水量巡檢記錄本》，小隊、作業區時時監控；對無摻水、熱洗流量計的轉油站，其單井摻水量進行井口抽查；同時，結合各站的井數、摻水泵型號、集輸半徑等因素為各站制定了摻水啟泵臺數和摻水壓力控制范圍，定期檢查、不定期抽查，確保單井摻水量控制在0.7 m3/h以內。

（4）強化摻水變頻器使用，優化運行方式。進入夏季實施季節冷輸后，部分隊摻水井數僅有20余口，按單井摻水量0.7 m3/h以內控制后，管壓達到2.5 MPa以上，管線穿孔率明顯上升，若使用摻水變頻器則可通過變頻調節將摻水壓力控制在1.8 MPa左右來降低管壓，因此需強化摻水變頻器的使用。夏季，站摻水變頻器使用輸出頻率在44～47 Hz范圍內，平均單臺變頻器日節電220 kW·h左右。另外，在洗井啟熱洗泵時摻水和熱洗壓力會更高，因此當熱洗泵能夠同時滿足摻水和熱洗要求時，停掉摻水泵，只啟運1臺熱洗泵，同時保證熱洗和摻水。按熱洗6 h計算，每洗1次井停摻水泵可節省電量375 kW·h，同時該時間段內所有摻水井為高溫運行，可以同時沖洗管線，在節氣的同時也降低了集輸用電單耗。

5 幾點認識

（1）注水開發油田的節能潛力十分巨大，它涉及到開發地質、注水工藝、地面流程、井下作業及注采管理等方方面面，是一個系統工程。

（2）做好注水開發油田中的節能工作，既符合國家節能降耗的一系列政策，又有利于增加企業的效益。

（3）注水開發油田節能的關鍵在于是否能有效注水、有效采油，從注入到采出再到集輸，每一個環節都不能忽視。

[1]方凌云,萬新德.砂巖油藏注水開發動態分析[M].北京：石油工業出版社，1998.

[2]俞伯炎,吳照云,孫德剛.石油工業節能技術[M].北京：石油工業出版社,2009.

[3]李金華,華偉棠,李鐵.游梁式抽油機節能新技術探討[J].石油機械,1999(12):42-45.

[4]周正友,李強,刁俊西,等.油田常用抽油機節能及適應性分析[J].油氣田地面工程,2005,24(8):34-35.

付良壁，2004年畢業于長江大學，學士學位，工程師，從事油田開發工作，E-mail：fuliangbi@petrochina.com.cn，地址：大慶油田有限責任公司第二采油廠第四作業區，163711。

2011-06-11)