付良壁 滿立麗（大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠）

注水開發(fā)油田節(jié)能降耗方法探討

付良壁 滿立麗（大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠）

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

注水 集輸 無效循環(huán) 節(jié)能

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

油氣田生產(chǎn)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(yè)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(tǒng)、注水系統(tǒng)、集輸和處理系統(tǒng)、熱采鍋爐等耗能環(huán)節(jié)。在注水開發(fā)油田中，從開發(fā)地質(zhì)的角度來看,節(jié)能的核心是做到有效注水并不斷提高水驅(qū)油效率，而減少低效無效循環(huán)注水是有效注水的關(guān)鍵。同時在機采設(shè)備、管理制度、集輸能耗等方面也存在很大的節(jié)能潛力。作業(yè)區(qū)通過精細(xì)節(jié)能挖潛，落實節(jié)能技術(shù)措施，提高了油田開發(fā)效益，取得了較好節(jié)能效果，全區(qū)節(jié)電506.76×104kW·h，節(jié)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(fā)油田節(jié)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(huán)

從油田開發(fā)角度講，節(jié)能的主要途徑是減少低效無效循環(huán)注水，提高注入水的利用效率，控制低效無效產(chǎn)液。

1.1 注水井節(jié)能措施

注水井節(jié)能措施主要包括調(diào)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(xì)分控制注水，通過細(xì)分注水層段，控制高含水層注水量，減少低效無效循環(huán)。在高含水井區(qū)細(xì)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(qū)連通的采油井累計少產(chǎn)水 7.5925×104t[1]。

（2）通過開展周期注水，調(diào)整平面矛盾，減少無效注水。2005—2008年在作業(yè)區(qū)基礎(chǔ)井網(wǎng)開展周期注水8口井，累計少注水78.7686×104m3，井區(qū)油井累計增油1.8754×104t。

（3）注水井淺調(diào)剖，調(diào)整層間矛盾，減少無效注水。對5口基礎(chǔ)井網(wǎng)注水井實施了淺調(diào)剖，累計控制無效注水0.438×104m3，井區(qū)連通的采油井累計少產(chǎn)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(jié)能措施

采油井節(jié)能措施主要包括堵水、封竄、轉(zhuǎn)注、關(guān)井、調(diào)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(chǎn)液的一項直接而有效的措施。在高含水高產(chǎn)液層段以及聚驅(qū)開采層段，水驅(qū)采油井堵水7口，累計少產(chǎn)水7.0528×104m3。

（2）對參數(shù)較高的低沉沒度采油井，調(diào)小參數(shù)。共調(diào)小參數(shù)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(shù)、新設(shè)備進行節(jié)能技術(shù)改造

2.1 更換節(jié)能電動機

2008年，全區(qū)更換節(jié)能電動機4臺，其中永磁節(jié)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(tǒng)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(jié)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(tǒng)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(jié)電34.1 kW·h。詳見表1。

2.2 更換節(jié)能控制箱

針對角星轉(zhuǎn)換降壓技術(shù)利用率低的問題，經(jīng)理論計算及現(xiàn)場試驗總結(jié)出角星轉(zhuǎn)換降壓技術(shù)選井方法，即抽油機井應(yīng)滿足MLmax≤0.3Mmax、Imax＜0.58IΔ、βI＜1三個條件。2008年，全區(qū)調(diào)換角星轉(zhuǎn)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(tǒng)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(jié)電277 kW·h[2]。詳見表2。

2.3 電泵轉(zhuǎn)成螺桿泵

電泵轉(zhuǎn)螺桿泵1口井（堵水后轉(zhuǎn)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(tǒng)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(zhuǎn)成螺桿泵

抽油機轉(zhuǎn)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(tǒng)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(diào)整

調(diào)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(chǎn)液提高7 t，系統(tǒng)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(jié)能管理措施

該作業(yè)區(qū)節(jié)能數(shù)據(jù)實現(xiàn)了網(wǎng)上共享，建立節(jié)能工作月度分析及節(jié)能工作月度匯報制度，體現(xiàn)出計劃、實施、分析、檢查、考核的閉環(huán)管理模式。

3.1 推進節(jié)能示范工程

精細(xì)調(diào)整抽油機井平衡率。調(diào)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(jié)能平衡率”井?dāng)?shù)由54口增加到176口，占統(tǒng)計井?dāng)?shù)47.19%，平均消耗功率降低了0.48 kW，系統(tǒng)效率提高0.41個百分點[3]。

合理調(diào)整皮帶及盤根松緊度。制定出單井皮帶及盤根松緊度調(diào)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(yè)區(qū)專人檢查調(diào)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(tǒng)效率；通過調(diào)小參數(shù)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(tǒng)效率低于10%的井?dāng)?shù)由2007年的81口減至2008年的49口，減少32口；平均系統(tǒng)效率提高7.36個百分點，電動機利用率低于20%的井?dāng)?shù)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(jié)能電動機效果對比

表2 抽油機井更換節(jié)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(yán)重供液不足井開展間抽試驗，通過試驗發(fā)現(xiàn)，日關(guān)井7 h，日產(chǎn)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(chǎn)液量、產(chǎn)油量穩(wěn)定，能耗降低。2008年，間抽井120口，其中，每日關(guān)井4 h間抽46口、每日關(guān)井7 h間抽74口。間抽前后對比表明，日產(chǎn)液由1877 t下降到1779 t；日產(chǎn)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(jié)電3529 kW·h，累計節(jié)電58.18×104kW·h。

3.4 全天連續(xù)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(xù)熱洗試驗。全區(qū)實施油井晝夜連續(xù)熱洗管理方法，實施前后對比表明，平均每天每隊熱洗井?dāng)?shù)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(jié)約天然氣3.5×104m3。

4 優(yōu)化集輸工藝流程，加大不加熱集油力度

結(jié)合各轉(zhuǎn)油站系統(tǒng)的管理面積、集輸半徑，所帶井?dāng)?shù)，產(chǎn)液、含水及周邊自然環(huán)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(xiàn)低溫集輸

（1）針對中轉(zhuǎn)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(xiàn)低溫集輸和高溫?zé)嵯赐瑫r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(jié)束再恢復(fù)低溫集輸，加密單井檢查，如發(fā)現(xiàn)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?dāng)?shù)少，并且單井產(chǎn)量低，正?？刂茡剿繒r計量間與轉(zhuǎn)油站壓差達(dá)到0.5 MPa以上，溫差達(dá)到5～10℃，單井運行困難，若放大單井摻水量，又將造成系統(tǒng)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(lián)，將中計管線、單井管線掃線后封死，并將計量間內(nèi)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(xù)啟運。熱洗泵排量為25 m3/h，轉(zhuǎn)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(tǒng)平穩(wěn)、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(jié)凍速率加大，井口套管易凍，影響油氣生產(chǎn)和資料的錄取，作業(yè)區(qū)自行研制了套管保溫套，應(yīng)用于261口井。保溫套分兩種類型：一是利用摻水在環(huán)形空間運行為套管保溫，見圖1；二是利用雙管冷輸?shù)母惫墚a(chǎn)液量在環(huán)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(xiàn)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(guī)定范圍，立即結(jié)合其他井熱洗實施管線沖洗。另外，為減少提溫次數(shù)，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?shù)倪^渠管線保溫層重新覆土。全區(qū)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?shù)碾y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?shù)捻樌麑嵤?/p>

（3）嚴(yán)格控制單井摻水量，確保摻水系統(tǒng)壓力平穩(wěn)。單井摻水量大小對轉(zhuǎn)油站摻水系統(tǒng)壓力、自耗氣量及集輸系統(tǒng)的平穩(wěn)運行起著至關(guān)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(zhuǎn)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(yè)區(qū)時時監(jiān)控；對無摻水、熱洗流量計的轉(zhuǎn)油站，其單井摻水量進行井口抽查；同時，結(jié)合各站的井?dāng)?shù)、摻水泵型號、集輸半徑等因素為各站制定了摻水啟泵臺數(shù)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(nèi)。

（4）強化摻水變頻器使用，優(yōu)化運行方式。進入夏季實施季節(jié)冷輸后，部分隊摻水井?dāng)?shù)僅有20余口，按單井摻水量0.7 m3/h以內(nèi)控制后，管壓達(dá)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(diào)節(jié)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(nèi)，平均單臺變頻器日節(jié)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(dāng)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(jié)省電量375 kW·h，同時該時間段內(nèi)所有摻水井為高溫運行，可以同時沖洗管線，在節(jié)氣的同時也降低了集輸用電單耗。

5 幾點認(rèn)識

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

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

（3）注水開發(fā)油田節(jié)能的關(guān)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(huán)節(jié)都不能忽視。

[1]方凌云,萬新德.砂巖油藏注水開發(fā)動態(tài)分析[M].北京：石油工業(yè)出版社，1998.

[2]俞伯炎,吳照云,孫德剛.石油工業(yè)節(jié)能技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社,2009.

[3]李金華,華偉棠,李鐵.游梁式抽油機節(jié)能新技術(shù)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(jié)能及適應(yīng)性分析[J].油氣田地面工程,2005,24(8):34-35.

付良壁，2004年畢業(yè)于長江大學(xué)，學(xué)士學(xué)位，工程師，從事油田開發(fā)工作，E-mail：fuliangbi@petrochina.com.cn，地址：大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠第四作業(yè)區(qū)，163711。

2011-06-11)