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【摘要】欧利坨区块区的主要耗电设备为注水泵、抽油机、电加热清蜡设备三大部分，其耗电量分别占到全区总耗电量的22.2%、36.1%、17.5%。因此，如何提高注水系统运行效率，提高抽油井系统效率，降低电加热清蜡耗电，是实现电费成本有效控制的关键。
【关键词】石油生产 节能方法 研究
1 欧利坨区块区在设备耗能方面主要存在以下三方面问题
1.1 油田不同断块注水压差大，低压注水区块存在能源浪费
欧利坨油田随着各断块逐步转入注水开发，欧1注水站的日注水量开始大幅增加，由2007年的600m3/d迅速增加到了2011年的1200m3/d，因此为满足注水要求，必须同时运行2台注水泵。而欧利坨油田各断块注水压力相差极大，注水压力高的欧31和欧37等区块，平均注水压力在17mpa以上；而注水压力低的欧48块，注水压力都在7mpa以下。为了保证高压注水区块注得进，必须采用高压注水方式，注水压力在19mpa左右，而低压区块为了达到配注要求，则需采取闸门控制来降低注水压力。因此，同一压力笼统注水的方式存在着一定的矛盾，也造成巨大的能源浪费。
1.2 抽油井生产参数不够合理，机采系统效率较低
欧利坨油田由于油层埋藏深、储层渗透率低，因此油井下泵深度较大（平均下泵深度在1936m），导致抽油井冲程损失增大，平均泵效和机采效率较低。年初我们统计欧利坨油田单井平均产液量为6.59t，单井日均耗电192kwh，平均泵效为29%，平均机采系统效率为17%。我们将影响我区机采系统效率的主要原因总结为以下两个方面：一是抽油机井下泵深度大，导致抽油机负荷重、冲程损失大；二是部分抽油井生产参数仍偏高，理论排量与油井的供液能力不匹配，存在“大马拉小车”的现象。
1.3 部分井电加热清蜡制度不够合理，清蜡能耗偏高
欧利坨油田原油凝固点30-39℃，含蜡量14.83-23.32%，均为全厂最高，为保证油井的正常生产，对电加热清蜡设备使用量较大，其耗电量占全区总耗电的17.5%。通过分析，我们认为在电加热管理上我区还有一定的挖潜空间：一是电加热井加热周期与加热时间的制定还不够科学，雖然我区对电加热清蜡采取了间歇运行，但运行周期较短（一般都在5-6天加热一次），而且没有与油井的产液量、结蜡程度、熔蜡温度等情况紧密结合，单次清蜡加热时间多采取用24小时加热，设备运行没有达到最优化；二是加热电流也大都控制在80-90A，即采用设备最高额定电流，部分井的加热温度超出了熔蜡温度要求，没有做到因井而异。
2 采取优化调整措施，提高设备用电管理水平
针对上述生产管理中存在的不足，我区积极研究对策，并及时组织实施，取得了较好的降本增效成果。
2.1 实施分压注水，注水系统运行更加高效
欧利坨区块区根据注水井、注水干线的分布特点，提出分压注水方案，把四条注水干线，分为高、低压两套注水管网。并在原有工艺流程基础上进行优化改造，由以前的两泵并联高压运行，改造为高、低压分开独立运行。高压系统运行两台大功率注水泵，注水压力控制在20mpa，低压系统运行两台小功率注水泵，注水压力控制在7mpa。经过一段时间运行，取得了显著的效果，高压注水井井口平均压力提高了2.0mpa，低压注水井井口平均压力降低了11mpa，改造后注水单耗由去年同期的6.04kwh/m3下降到了5.0kwh/m3，降幅达到了17.2%。今年1-7月份欧1注共注水22.4万m3，累计耗电112.2万kwh，在注水量比去年同期增加1.21万m3的情况下，注水站实际耗电较去年同期减少16万kwh。
2.2 科学调整抽油机参数，机采设备运行更加合理
在提高抽油机井机采系统效率管理上，欧利坨区块区坚持以实现油井生产参数与供液能力相匹配为工作目标，主要采取以下“四步工作法”：一是对注水见效或措施效果好的油井，在作业过程中及时上调泵挂，实施杆柱配比优化设计；二是对生产参数偏大油井优化生产参数；三是对供液能力差无法连续生产的油井实施间开生产，并科学制定间开制度；四是对高含水井实施控关，并定期抽、放油帽。
今年1-7月份我区根据生产动态，共有效实施抽油机井上提泵挂7井次、优化参数22井次，单井最大载荷平均降低0.5吨，单井日耗电平均降低15.5 kwh，平均降幅9.7%（具体情况见附表1）。在低效井管理上，我区将15口供液能力严重不足的油井转为间开生产，并加强测试分析，采用“曲线恢复法”制定单井的间开制度，在确保不影响单井产量的前提下，努力实现生产制度的最优化；同时我们也对注水见效，液面恢复较好的油井及时转为常开生产，上半年共恢复了2口井。
通过上述精细化管理措施的实施，全区平均泵效达到了41%，较年初提高12个百分点；全区抽油井的平均产液量由年初的6.59t上升到7.97t。我区单台抽油机日均耗电由去年同期的198kwh降低到了178kwh，下降了20kwh，降幅达到了10.1%；平均机采系统效率由去年同期的16%提高到了18.5%，上升了2.5个百分点。今年1-7月份，我区在抽油机井平均有效开井数比去年同期增加3口井的情况下，抽油机总耗电较去年同期下降了9万kwh。
2.3 优化电加热清蜡运行，单井清蜡成本降幅凸显
今年我们根据油井原油物性与产液量的不同，对单井电加热清蜡制度进行了优化：首先我们对50口井进行了熔蜡温度试验，根据各井的熔蜡温度调整相应的加热电流，对熔蜡温度在70℃以上的井变频柜电流控制在80A左右，熔蜡温度在70℃以下的油井变频柜电流控制在70A左右；二是根据作业过程中对单井结蜡程度的观察分析，对结蜡轻微的井调整延长加热周期，并密切跟踪调整后油井的产量变化，确保能够满足清蜡要求；三是根据油井的产液量制定单次加热清蜡时间，对日产液在8t以上的油井，加热时间控制在12小时，日产液8t以下的油井，加热时间为24小时。而且根据油井的生产情况动态进行调整，在每月初排出电加热清蜡运行计划表，并下发到班站，严格考核执行。通过上述一系列优化调整措施的科学实施，我区电加热井月度清蜡耗电由2011年的平均5771kwh/月，下降到了4286 kwh/月，降幅达到了25.7%。
3.2 012年1-7月份电费成本控制效果
通过日常精细化管理措施的有效实施，今年1-7月份我区在开井数和注水量均比去年同期增加的情况下，全区总耗电量较去年同期下降50.6万kwh，降幅达到了8.78%，电费成本实现了连续四年下降（表1）。
4 下步工作计划
一是根据生产动态，继续做好主要耗电设备工作制度与工作参数的优化调整。
二是针对欧利坨区块区部分超高压注水井计划实施井口二次增压注水，我们在做好井口增注泵管理的基础上，继续对注水系统的运行进行优化调整。
三是继续做好新井设备运行的优化调整工作，在我区今年用电设备明显增加的情况下，确保电费成本下降5%的工作目标能够顺利实现。
【关键词】石油生产 节能方法 研究
1 欧利坨区块区在设备耗能方面主要存在以下三方面问题
1.1 油田不同断块注水压差大，低压注水区块存在能源浪费
欧利坨油田随着各断块逐步转入注水开发，欧1注水站的日注水量开始大幅增加，由2007年的600m3/d迅速增加到了2011年的1200m3/d，因此为满足注水要求，必须同时运行2台注水泵。而欧利坨油田各断块注水压力相差极大，注水压力高的欧31和欧37等区块，平均注水压力在17mpa以上；而注水压力低的欧48块，注水压力都在7mpa以下。为了保证高压注水区块注得进，必须采用高压注水方式，注水压力在19mpa左右，而低压区块为了达到配注要求，则需采取闸门控制来降低注水压力。因此，同一压力笼统注水的方式存在着一定的矛盾，也造成巨大的能源浪费。
1.2 抽油井生产参数不够合理，机采系统效率较低
欧利坨油田由于油层埋藏深、储层渗透率低，因此油井下泵深度较大（平均下泵深度在1936m），导致抽油井冲程损失增大，平均泵效和机采效率较低。年初我们统计欧利坨油田单井平均产液量为6.59t，单井日均耗电192kwh，平均泵效为29%，平均机采系统效率为17%。我们将影响我区机采系统效率的主要原因总结为以下两个方面：一是抽油机井下泵深度大，导致抽油机负荷重、冲程损失大；二是部分抽油井生产参数仍偏高，理论排量与油井的供液能力不匹配，存在“大马拉小车”的现象。
1.3 部分井电加热清蜡制度不够合理，清蜡能耗偏高
欧利坨油田原油凝固点30-39℃，含蜡量14.83-23.32%，均为全厂最高，为保证油井的正常生产，对电加热清蜡设备使用量较大，其耗电量占全区总耗电的17.5%。通过分析，我们认为在电加热管理上我区还有一定的挖潜空间：一是电加热井加热周期与加热时间的制定还不够科学，雖然我区对电加热清蜡采取了间歇运行，但运行周期较短（一般都在5-6天加热一次），而且没有与油井的产液量、结蜡程度、熔蜡温度等情况紧密结合，单次清蜡加热时间多采取用24小时加热，设备运行没有达到最优化；二是加热电流也大都控制在80-90A，即采用设备最高额定电流，部分井的加热温度超出了熔蜡温度要求，没有做到因井而异。
2 采取优化调整措施，提高设备用电管理水平
针对上述生产管理中存在的不足，我区积极研究对策，并及时组织实施，取得了较好的降本增效成果。
2.1 实施分压注水，注水系统运行更加高效
欧利坨区块区根据注水井、注水干线的分布特点，提出分压注水方案，把四条注水干线，分为高、低压两套注水管网。并在原有工艺流程基础上进行优化改造，由以前的两泵并联高压运行，改造为高、低压分开独立运行。高压系统运行两台大功率注水泵，注水压力控制在20mpa，低压系统运行两台小功率注水泵，注水压力控制在7mpa。经过一段时间运行，取得了显著的效果，高压注水井井口平均压力提高了2.0mpa，低压注水井井口平均压力降低了11mpa，改造后注水单耗由去年同期的6.04kwh/m3下降到了5.0kwh/m3，降幅达到了17.2%。今年1-7月份欧1注共注水22.4万m3，累计耗电112.2万kwh，在注水量比去年同期增加1.21万m3的情况下，注水站实际耗电较去年同期减少16万kwh。
2.2 科学调整抽油机参数，机采设备运行更加合理
在提高抽油机井机采系统效率管理上，欧利坨区块区坚持以实现油井生产参数与供液能力相匹配为工作目标，主要采取以下“四步工作法”：一是对注水见效或措施效果好的油井，在作业过程中及时上调泵挂，实施杆柱配比优化设计；二是对生产参数偏大油井优化生产参数；三是对供液能力差无法连续生产的油井实施间开生产，并科学制定间开制度；四是对高含水井实施控关，并定期抽、放油帽。
今年1-7月份我区根据生产动态，共有效实施抽油机井上提泵挂7井次、优化参数22井次，单井最大载荷平均降低0.5吨，单井日耗电平均降低15.5 kwh，平均降幅9.7%（具体情况见附表1）。在低效井管理上，我区将15口供液能力严重不足的油井转为间开生产，并加强测试分析，采用“曲线恢复法”制定单井的间开制度，在确保不影响单井产量的前提下，努力实现生产制度的最优化；同时我们也对注水见效，液面恢复较好的油井及时转为常开生产，上半年共恢复了2口井。
通过上述精细化管理措施的实施，全区平均泵效达到了41%，较年初提高12个百分点；全区抽油井的平均产液量由年初的6.59t上升到7.97t。我区单台抽油机日均耗电由去年同期的198kwh降低到了178kwh，下降了20kwh，降幅达到了10.1%；平均机采系统效率由去年同期的16%提高到了18.5%，上升了2.5个百分点。今年1-7月份，我区在抽油机井平均有效开井数比去年同期增加3口井的情况下，抽油机总耗电较去年同期下降了9万kwh。
2.3 优化电加热清蜡运行，单井清蜡成本降幅凸显
今年我们根据油井原油物性与产液量的不同，对单井电加热清蜡制度进行了优化：首先我们对50口井进行了熔蜡温度试验，根据各井的熔蜡温度调整相应的加热电流，对熔蜡温度在70℃以上的井变频柜电流控制在80A左右，熔蜡温度在70℃以下的油井变频柜电流控制在70A左右；二是根据作业过程中对单井结蜡程度的观察分析，对结蜡轻微的井调整延长加热周期，并密切跟踪调整后油井的产量变化，确保能够满足清蜡要求；三是根据油井的产液量制定单次加热清蜡时间，对日产液在8t以上的油井，加热时间控制在12小时，日产液8t以下的油井，加热时间为24小时。而且根据油井的生产情况动态进行调整，在每月初排出电加热清蜡运行计划表，并下发到班站，严格考核执行。通过上述一系列优化调整措施的科学实施，我区电加热井月度清蜡耗电由2011年的平均5771kwh/月，下降到了4286 kwh/月，降幅达到了25.7%。
3.2 012年1-7月份电费成本控制效果
通过日常精细化管理措施的有效实施，今年1-7月份我区在开井数和注水量均比去年同期增加的情况下，全区总耗电量较去年同期下降50.6万kwh，降幅达到了8.78%，电费成本实现了连续四年下降（表1）。
4 下步工作计划
一是根据生产动态，继续做好主要耗电设备工作制度与工作参数的优化调整。
二是针对欧利坨区块区部分超高压注水井计划实施井口二次增压注水，我们在做好井口增注泵管理的基础上，继续对注水系统的运行进行优化调整。
三是继续做好新井设备运行的优化调整工作，在我区今年用电设备明显增加的情况下，确保电费成本下降5%的工作目标能够顺利实现。