采油系统高效低耗管理方法与效果

范新忠（新疆油田公司）

采油系统高效低耗管理方法与效果

范新忠（新疆油田公司）

彩南油田作业区为了提高能效水平，在能源现状分析、节能技术推广、节能评估等方面运用“自动化远程监控系统”和“油气生产一体化软件”开展“一井一策”对应治理，提高单井系统效率。利用高液量、高温度油井带动整体集输系统温度，降低用电、用气量。引用节能技术提高单井抽油时率，降低井下作业量。通过以上科学、系统、规范的能源管理方法和技术措施，提高作业区能源利用效率，有效地加强前端能效管控，保障了油气生产高效低耗运行。

采油系统；能效利用；节能降耗

引言

彩南油田作业区是以生产原油、天然气为主的能源生产单位，属高能耗单位。第一采油站管辖彩南油田老区7个油气藏，属于开采中后期，油水井总数572口，其中采油井433口，注水井139口，日产水平494 t/d，水井配注量8174 m3/d。辖区共计39座采注计量站和1座混输泵房，共有抽油机442台，装机功率13 260 kW，在运行抽油机253台，装机功率7590 kW，混输泵2台，增注泵3台，5条110 kV电力线、油气采用集输管网输送至集中处理站，整体设备老化严重。

2014年依据作业区能效对标实施方案，为将产油综合单耗控制在100 kgec/t（千克标煤/吨）以下，加大节能管理工作力度，同时在节能科技措施上加大投资力度。通过一系列节能措施，截至11月，累计产液196.9×104t，产油16.9×104t，总能耗1.39×104t标煤，产液单耗7.1 kgec/m3，产油单耗82.5 kgec/t。与2013年同期对比（2013年1—11月总能耗1.87×104t标煤，产液单耗9.5 kgec/m3，产油单耗98.03 kgec/t），各项主要指标均明显下降，节能效果显著。

1 针对单井能耗开展“一井一策”对应治理

第一采油站管辖范围大部分为20年以上老井，单井生产差异大，平均日产水平低，井下结构复杂，针对这些情况，技术人员通过工程、地质相结合，依据地层供液能力，优化井身结构与地面抽油参数，并结合自动化远程监控的优势，实施“一井一策”，最大限度降低单井能耗，从而促进系统效率的提高，实施节能挖潜。

推行低产油井控抽管理制度：通过深化油藏认识、加强日常管理、依据单井出液能力优化生产制度，利用自动化优势对51口低产低能井在夏季执行间抽制度。在保证产量基本不降的前提下，单井平均生产时间缩短11.7 h，全年节电量206.8 kWh，此项措施节约254.10 t标煤，解决了抽油机“空抽”现象，降低抽油机皮带的损耗量、减少更换井口盘根的频次，节能降耗效果明显，使此类井能耗水平大幅度下降。

针对部分抽油机系统效率较低的情况，通过工艺参数的优化调整，提高单井泵效即可改善能耗指标。通过全面摸排、利用PEOFFICE软件进行工艺参数优化，1—11月累计调冲程15井次、调平衡36井次、主动检泵8井次，抽油机平均系统效率由18.2%提升至20.3%[1]。

2 加强现场管理，提高能源利用率

现场管理方面，根据各计量站单井液量大小，尽可能利用电潜泵等高液量、高温度油井带动整体计量站室内温度[2]，并结合单井液量、含水、与计量站距离等关键因素，有针对性地实施单井保温与计量站保温相结合，降低井、站保温能耗。

油井常温输送：首先对油井进行分级管理，产液量大于或等于30 t/d、井站直线间距大于或等于4000 m的井执行常温输送，单井输油管线回压不高于正常压力0.3 MPa，即不加热保温。期间共实现单井常温输送151口，节约气量约为8.5×104m3，合113.1 t标煤；其次对满足常温输送条件的26台电加热井进行下电处理，节电量：134.8×104kWh，合165.7 t标煤；对10座计量站水套炉实行停炉，利用产出液温度输送[3]，每年冬季节气量约为2.5×104m3，合33.25 t标煤。此项措施合计节约311.95 t标煤。

注水系统保温优化：针对冬季配水间分水器及水井采油树上电热带及电暖气存在过度保温现象，2014年该站对70口水井井口电热带进行下电，节电12.1×104kWh；对39座计量站配水间分水器电热带下电，节电量8.4×104kWh；对14座计量站配水间的电暖气进行下电，节电量8.1×104kWh。此项措施合计节约35.14 t标煤。

据西北能测实际监测显示，平均节能率10.4%，合计节电为 134.06×104kWh，节约164.76 t标煤。

3 节能技术推广

2014年安装抽油机节能变频控制柜80台，28台变频控制柜安装在液量高、含水较低的抽油井，同时换装最大冲速皮带轮运行，正常生产时由变频器控制抽油机的冲速，抽油井热洗时，将电动机控制柜改为工频（最大冲速）运行，有助于油井快速返液、提高循环温度，增加液体携带量。热洗后，缩短液量含水恢复期。含水恢复正常后，将电动机控制柜改为变频运行，节约电能，提高效率。15台变频控制柜安装在井斜造成抽油杆偏磨较严重的抽油井上，在满足产量的条件下，降低冲速，降低杆管偏磨次数，延长检泵周期，同时缓解抽油机各部件的磨损程度、减少光杆盘根的更换次数。由于使用最大直径皮带轮带动皮带，皮带的包角系数增大，皮带与皮带轮接触面增大，皮带的弯曲度减小，风雪天气运转时皮带不易打滑，延长皮带的使用寿命，提高单井抽油时率，降底皮带耗损量[4]。

4 加强井下作业质量与控制，减少材料消耗

第一采油站管辖范围大部分为20年以上老井，油水井多经历过各种措施作业，井下结构复杂，管辖范围内260口油井在2012、2013年平均检泵井次150口以上，修井费用巨大。

加强热洗管理，提高热洗质量。结合单井检泵周期、历史热洗周期与目前阶段的生产情况，重新调整热洗周期；加强多种清蜡方式结合单井的清蜡管理与监督；增加防漏热洗井数，加强地层保护，对结蜡严重井使用防蜡阻垢器、声波防蜡器等[5]。

地质与工艺相结合，管柱设计与地面参数优化相结合，延长管杆寿命。重视频繁检泵的井，分析历年检泵原因，及时调整并采取有效“防磨、防腐蚀、防断脱”成熟工艺。强化作业监督，从源头抓起，入井材料严格把关，材料分析具体到单井，并严控成本。

2014年累计检泵井次126口，较前两年下降25井次。当年检泵2次以上的井由2012年的49口下降到4口。在提高单井生产时率的同时，减少修井费用75万元，节约材料费200万元以上。

5 结论

随着“可持续发展”、“生态文明建设”等意识的加强，结合油藏、工艺、地面、节能新技术等综合节能措施的实施，截至11月，累计产液196.9× 104t，产油16.9×104t，总能耗1.39×104t标煤，产液单耗7.1 kgec/m3，产油单耗82.5 kgec/t。与2013年同期对比（2013年1—11月总能耗1.87×104t标煤，产液单耗9.5 kgec/m3，产油单耗98.03 kgec/t），各项主要指标均有了明显的下降，节能效果显著。

[1]郭小哲，刘跃忠，孙宝龙，等.抽油机井系统效率方案优选及因素分析[J].钻采工艺，2008（3）：92-96.

[2]万仁溥.采油工程手册[M].北京:石油工业出版社，2003：241-248.

[3]吉效科.油田设备节能技术[M].北京:中国石化出版社，2011：288-295.

[4]马建国.机械采油系统节能监测与评价方法[M].北京:石油工业出版社，2004：169-172.

[5]孙鹏.探究井下作业修井技术现状及新工艺的优化[J].中国石油和化工标准与质量，2013（7）：163.

10.3969/j.issn.2095-1493.2017.08.014

2017-04-27

（编辑 张兴平）

范新忠，高级工程师，2005年毕业于陕西科技大学（计算机科学及应用专业），从事采油工程监督工作，E-mail：1359116763@qq.com，地址：新疆油田公司彩南油田作业区第一采油站，163000。