优化能源系统管理降低新站油田能耗水平

优化能源系统管理降低新站油田能耗水平
【摘要】新站油田位于黑龙江省肇源县新站镇西南，2001年4月成立作业区，截至目前共有油水井543口，开井168口。

2007年至2008年，新站作业区采取优化能源系统管理，获得了较大的成功，使油田的年能耗水平降低到2008年的0.46×104吨标煤，有效地降低了成本消耗，获得了较大的经济效益。

【关键词】系统管理;降低;油耗水平
1.优化能源系统管理的主要做法
1.1优化能源系统管理结构
1.1.1组建能源系统管理监督检查小组
2007年年初，作业区成立了以大队长及工程师、地质师等为主的能源系统管理监督检查小组，监督检查各项节能措施合理有效地运行情况，对各项措施进行效果评价，使油田的节能降耗工作能够顺利开展。

1.1.2组建能源系统管理技术功关小组
2007年年初，作业区成立了能源系统管理技术功关小组，全面负责油田的节能目标的科技功关、组织实施、宣传教育、制定计划、确定定额、效果分析等，做到明确分工、责任到人。

并且在基层小队配备有专、兼职节能员，负责能源工作，使节能工作从人员、组织上得到落实。

1.2制定对策
技术功关小组根据所查找的要因，在监督查检小组的指导下，制定了以“开发新工艺和改善老工艺为主，挖掘细节管理为辅，多种灵活多变的方式相结合”的综合治理措施，全面降低油田的能耗水平。

1.3能源系统管理小组依据对策开展工作
1.3.1新一联合站和新二转油站开展降温集输
新一联：实施降温集输前掺水温度72℃,掺水压力 2.2MPa，总回油温度为42℃（个别环45℃）。

实施后掺水温度58℃,掺水压力2.1MPa, 总回油温度为35℃（个别环38℃）。

单环平均掺水压力1.0MPa，下降到0.75MPa，计量间单环平均回油压力由0.52MPa，下降到0.46MPa。

全年累计节气6.7×104m3。

新二转：实施降温集输前掺水温度68℃,掺水压力 2.2MPa，总回油温度为42℃。

目前掺水温度45℃，下降了23℃，掺水压力1.6MPa，下降了0.6MPa，
总回油温度为35℃，下降了7℃。

掺水量稳定。

全年累计节气7.1×104m3。

1.3.2新三转油站开展常温集输工作
新三转油站实施降温集输前掺水温度66℃,掺水压力2.0MPa，总回油温度为40℃。

实施降温集输后掺水温度34℃，下降了32℃，掺水压力1.5MPa，下降了
0.5MPa，总回油温度为28℃，下降了12℃。

掺水量稳定。

全年累计节气8.6×104m3。

1.3.3新三转油站改造，掺水由新一联提供，简化流程
2008年11月，新三转油站流程改造完成，新三转油站设备停用，由新一联提供掺水，改造前每日总耗气量7630m3，总掺水量1900m3，总耗电量3070kWh，改造后每日总耗气量7330m3，新一联掺水量2240m3，新一联耗电量2400kWh。

平均每日节气300m3，全年节电670kWh。

1.3.4加强供热管理，实现生活区节气
2008年，针对我作业区各小队的实际情况，我们把全年的指标分配给小队，并制定了一系列的生活区节气方案，并以此作为小队的考核指标，来加强管理的力度。

一是加强生活区取暖用气管理。

上半年，新站作业区加强管理生活区的供热工作，冬季新一联一直运行一台真空加热炉，并利用燃气发电机的余热回收装置进行作业区采暖工作；4月份以后，真空加热停用，完全采用燃气发电机余热进行取暖。

全年累计节气7.0×104m3。

二是对收油点加热炉的开关时间进行管理。

进入4月份以后，结合生产用热水情况，我们采取白天点炉，晚上关炉的措施，平均每天停炉时间达到8小时，日节气260m3。

在保证生产、生活用热水的前提下，全年累计节气3.12×104m3。

1.3.5改变举升工艺，进行抽油机转螺杆泵试验
新站油田受常规举升系统本身的结构因素所限，提高效率的难度较大，节能降耗工作受到局限。

2008年，我们从改变抽汲方式入手，对产液较量高的10口抽油机井更换螺杆泵生产，降低生产成本，提高系统效率，从根本上挖掘节能潜力。

措施后，单井日节电16.7kWh，全年累计节电2.5×104kWh。

1.3.6实施间歇采油，调整抽汲方式
自2007年以来，结合新站油田实际情况，我们应用间歇采油方式，在保证油井泵效和产量的同时，达到节能降耗的目的。

2007年，我们对33口井进行了间歇采油试验，平均关井时间11小时，开井13小时。

措施后经过2个月调整，生产运行平稳，平均单井日耗电由措施前的103.6kWh下降为56.1kWh，下降了45.8%，起到了显著的节电效果。

2008年实施间歇采油103口井。

根据测试结果，平均单井日节电49KWh，年累计电92×104kWh。

1.3.7加强抽油机井平衡管理，挖掘节能潜力
2008年初，我们在过平衡井上开展了摘除一组平衡块试验，共试验18口井，该方法一方面减少了平衡调整工作量，另一方面也避免了反电流现象造成的假平衡问题。

平均单井日节电16.5kWh，取得了较好的节能效果。

2008年共摘除平衡块53口井，年累计节电22.5×104kWh。

同时，我们通过改变平衡半径调整抽油机平衡90井次，平均单井日节电5kWh，全年累计节电12×104kWh。

1.3.8提高深井泵技术优化，提高机采井系统效率
一是合理优化泵挂深度。

2008年，我们对21口井实施了泵挂深度优化，措施后，平均泵挂上提了205m，平均单井日耗电下降了9.7 kWh，取得了较好的节能效果。

其中，对3口黑帝庙与葡萄花合采井实施了泵挂深度优化，措施后，平均泵挂上提了330m。

平均单井日节电11kWh。

二是优化抽油杆柱匹配。

2008年，我们对7口井进行了抽油杆柱优化，将抽油杆级别由D级提高到HY级，平均单井抽油杆重量下降了20%以上。

措施后平均单井日节电10kWh。

2008年，通过深井泵技术优化，全年累计节电2×104kWh。

1.3.9精细研究，控水控液，降低无效注入与产出
为提高油田开发效果，降低生产能耗，2008年我们与地质大队结合，先后对11口油井实施了关井、间抽生产、套管生产等措施，与2007年下半年对比，这11口油井生产天数共计减少1080天，阶段产水量由5635t减少到2187t，减少了3448t；在水井方面，对12口低效注水井采取周期注水，生产天数减少1028天，阶段注水量减少1.9×104m3，不吸水关井2口、降低无效注水关井1口，阶段注水量合计减少0.4×104m3。

2.优化能源系统管理的效果
2.1有效地降低了能耗水平，节约了生产成本
2008年总耗电1214×104kWh，比2006年下降了355×104kWh；总耗气284×104m3，比2006年下降了100×104m3；2008年总能耗为0.46×104吨标煤，比2006年下降了0.16×104吨标煤，有效地降低了油田生产成本。

2.2使节能工作系统化、规范化，加速节能效果
通过两年的优化能源系统管理的实施，使油田在节能工作上形成了一套比较完善的系统，规范了各种制度及操作方法，加速了节能效果。

2.3充分调动员工积极性，提高了全员节能意识
通过优化能源系统管理的推行，调动了员工的积极，为油田的节能降耗工作出谋划策，提高了员工发现问题、解决问题的积极性，提高了全员的节能意识，从而创造更大的经济效益和社会效益。

注：本文中所涉及到的图表、注解、公式等内容请以PDF格式阅读原文。