摘要：所辖稠油油藏处于二次开发高含水后期，通过对采油厂各系统用电情况统计，其中机采系统耗电占采油厂总耗电的45%，耗电比例最大；其次是注水系统耗电。油井产出液高含水导致地层水无效循环，因此，机采节能要从控液和降低单井能耗入手。通过开展能耗对标工作，建立对标标准，找出耗能高点，优化举升参数，控制关键点，找准切入点，实现稠油油藏机采能耗可控。
关键词：稠油油藏；机采系统；螺杆泵；举升参数 ；能耗可控
当前，低油价已经成为石油行业的常态，实现油气田生产低成本、高效益的目标成为稠油油藏发展战略。稠油因其高黏、流阻大的特点导致机采系统耗电成本高、效益差。面对高含水后期稠油油藏的开发，开展节能降耗、控制耗电成本显得尤为重要。从稠油井能耗对标入手，找出控制单井机采能耗关键因素，控制无效产出液，优化举升参数，应用新型节能技术，通过探索与实践，取得了显著效果。
1机采能耗情况
1.1建立能耗对标标准
油气田生产要以效益为根本，节能降耗工作不能一味追求低能耗，要追求高效益的低能耗。根据采油系统耗电特点，选取吨油电量成本作为机采系统能耗对标指标。按照电费指标、产油量指标、采油系统电量比例，计算出单井吨油电量成本。
1.2分工艺对比吨油电量成本指标
对比工艺电量，加权平均算出各机采举升工艺吨油电量成本。抽油机、螺杆泵、电泵及电加热油井吨油耗电成本情况见图1。电泵井产液量最高，平均产液量为180m3/d，含水率超过96%，故吨油成本最高；螺杆泵井次之，平均产液量为70m3/d，高于平均值低于电泵的有14口井，主要为高产液量井；抽油机井平均液量为40m3/d，平均含水率超过93%，故吨油成本最低，仅为电泵成本的43%；抽油机井中高于电泵耗电成本的有8口井，均为电加热稠油热采井，远低于抽油机井平均值的有108口。
由此可见，机采系统高耗能井主要为高产液量、高含水井，电泵、螺杆泵井因其工艺适应性多用于高液量井，故吨油电量成本高；部分抽油机井因配套稠油电加热热采工艺能耗高，导致采油系统平均吨油电量成本增高。
2节能降耗措施
2.1低效益井综合治理
经单井吨油电量成本统计分析，对12口高含水低产量井（含水率大于98%，日产油小于2t）、6口高含水电泵井，实施优化调整、措施上产等治理工作，主要采用“计关、间关、转注、找堵水”的方式，降低产液量，减少无效循环水。对低产油、高产液量井实施长期计划关井3口，摸索间开周期井9口，转注4口。根据分工艺采液单耗分析，电泵井平均采液单耗为5.9kWh/m3，分别高于抽油机井、螺杆泵井平均采液单耗1.9kWh/m3和2.9kWh/m3；故对采液单耗较高的1口电泵井实施找堵水转抽油机措施，对1口螺杆泵井采取找堵水转抽油机措施。为了保证油田总产量和区块采收率，在高产液井关井时考虑区块整体井网布局，通过改变邻井采液指数和注水，实现关井不降产。对于高产液电泵井，通过实施间歇开井的方式，根据开井后含水率的变化摸索最优开井周期，将开井时间、含水率人为降低，既实现了油井的有效开发，又减少了无效水产出，大大降低了吨油电量成本。以A井为例，将开井时间降低为每7天开1天，产油量保持不变，月耗电下降2.8×104kWh，吨油成本由314元/t下降至65元/t。18口井实施后，节约电费60万元/a。
2.2规模开展提浅泵挂深度工作
稠油油藏油井在开井初期，为保证泵充满系数、减少稠油进泵阻力的影响，多采用小泵深抽的举升工艺配套方式提高油井纯抽泵效。随着产出液含水率的增加，在进入高含水阶段后稠油对泵的影响降低，无需过高的沉没度来保障泵效，故需要提浅泵挂深度达到优化工艺配套、降低能耗的目的。通过采油厂各举升工艺沉没度调查可以看出，稠油井普遍沉没度高于合理值，大部分井沉没度过高，造成了能源的浪费。通过采液单耗与沉没度的对比，每增加300m的泵挂深度，采液单耗增加1倍。稠油井过深的泵挂深度导致单耗过大，在高含水阶段可以通过提浅泵挂深度达到降低单井能耗。通过对已经实施的28口井效果看，平均单井提浅255m，单井平均节电率达到12%，年节约管杆费用80万元，年节电20×104kWh。该举措在稠油油藏高含水后期具有较好的节能效果，结合检泵等作业，可以实现提前设计和及时调整。
2.3稠油井电加热设备运行跟踪与调整
在部分低含水稠油井中，电加热热采仍是稠油开采的主要方式。该方式针对高黏、低含水单井简单有效，实施起来较为方便快捷，在高含水阶段的稠油油藏可实现单井的热采举升。采油厂共有14口电加热井，电加热24h全开，平均月耗电量超过3×104kWh。近几年，加强稠油电加热油井的运行管理，做好电加热设备运行参数的优化调整，同时跟踪停用电加热油井的生产变化情况。通过结合气候及生产变化情况，夏季停运含水率较高的8口井），优化运行2口井；通过调整占空比和优化启运时间段，实现了高耗能设备的管理节能目标，年优化调整电加热设备运行参数近50井次，实现年节电70×104kWh。
2.4节能新技术的应用
在稠油机采节能的工作中，不仅要从“省”上做文章，而且从“新”上下足功夫，通过创新技术应用来实现技术节能。
2.4.1螺杆泵地面直驱装置
螺杆泵占油田螺杆泵总量的一半。螺杆泵工艺在稠油出砂井中具有较好的适应性，尤其在低液、低含水率井中可以替代抽油机电加热工艺，实现高效生产。在生产过程中，常规侧驱螺杆泵地面驱动装置电动机、减速箱等部件因高速旋转造成振动，存在损坏率高、安全隐患大的问题，并且传动效果差、能耗损失大。针对这一问题，引进应用了螺杆泵地面直驱装置，该装置由永磁电动机直接驱动螺杆泵，取消了皮带及减速装置，降低传动损失，配套远传计量仪器，提高了螺杆泵井运行效率，降低了运行维护成本。采油厂规模应用了30套，平均节电率达19%，年节电38×104kWh。
2.4.2电动潜油螺杆泵采油工艺
电动潜油螺杆泵采油系统是将潜油电动机置于井下机组的底端，通过保护器、联轴器组件与螺杆泵的转子下端直接连接，利用动力电缆将电力传送至井下潜油电动机，电动机通过转子输出扭矩驱动螺杆泵运转，将井液举升到地面。面对地面环境所限、钻井征地艰难、油价持续低迷的严峻挑战，井丛场建设成为油田开发的必然趋势，丛式定向井发挥了重要作用，但举升工艺配套问题也逐渐凸显。丛式井井眼轨迹造斜点浅、狗腿度大、水平位移大，应用常规有杆举升工艺配套，无法实现油井生产要求。同时受原油黏度影响，常规冷采无法正常生产，抽油机热采能耗高。例如，电加热工艺用于14口井上，平均月耗电超过35000kWh。2017年，在大斜度稠油井上试验应用电动潜油螺杆泵工艺，之后在2口特高稠油高耗能井。应用电动潜油螺杆泵采油技术，在大斜度井、高黏度稠油井上“开花结果”，取得了显著的成效。9口电动潜油螺杆泵井年节电130×104kWh，节约电费104万元/a，平均延长检泵周期500天，节约作业费用50万元/a。
3结束语
机采系统节能降耗是一项系统工程，需要从源头把关，降低产出水无效循环造成的能源浪费，在机采的每个环节都要严格控制，优化从井筒到地面设备以及设备的管理，通过加强运行管理及创新节能新技术应用，稠油油藏机采节能降耗仍有很大潜力。
参考文献：
[1]肖彦英，康健，王威，等．华庆油田抽油机井系统效率优化措施分析与应用[J]．石化技术，2016，23（2）：133．
论文作者:于增杰,武连永, 黄建
论文发表刊物:《工程管理前沿》2019年18期
论文发表时间:2019/11/7
标签：油井论文; 螺杆泵论文; 成本论文; 电量论文; 工艺论文; 电加热论文; 平均论文; 《工程管理前沿》2019年18期论文;