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【摘要】东庄油田具有含蜡高（46%）、凝固点高（52℃）、产能规模小的特征，生产过程中易结蜡和凝固，井筒举升和管道集输难度大。为保证油井正常生产，采用单井拉油生产方式，辅助大罐电加热、地面电伴热技术工艺，单井用电负荷达到160kw。为实现油井的经济、高效、低能耗运行，根据油井不同产状，开展了地面节能技术的研究与应用，从而达到降低东庄油田单井用电单耗，不断降低电力消耗的目的。
【关键词】能耗 成本 优化 节能
东庄项目部通过对存在问题的不断摸索、分析并加以实践对存在的高能耗弊端进行优化，取得了很好的效果。
1 东庄油田生产工艺现状
东庄油田产能规模小，距离魏岗主力油田较远，原油凝固点高，目前油井全部采用单井拉油方式生产。
为解决高凝原油拉油加热问题，设计采用了电加热方式，单井配置40m3集油大罐，内置30kw电加热器，地面管线采用电伴热带加热，岩棉保温。
2 东庄油田地面节能技术研究内容
2.1 低能油井优化间开技术研究
（1）液面恢复法。通过连续监测液面恢复，确定油井的供液能力，根据井下供液状况确定油井的停抽时段。在油井正常生产情况下停抽，由于油井续流[1]现象的存在，地层内的液体继续流入井筒，使油井环形空间的持续液面上升，直到地层压力和井底压力达到平衡。
（2）功图法。由于东庄油田低能油井液面深，液面测试准确度低，测试困难，而示功图测试结果直观，操作方便，通过定时连续监测抽油井示功图，根据示功图变化情况确定间开时间。
2.2 大罐电加热优化技术研究
2.2.1 油水分离加热
水的比热容为4.2*103J/kg.℃，原油的比热容大约2.2*103J/kg.℃，水的比热容大约是原油的2倍。高含水油井产出液在大罐内经过重力分离，大罐底部为水，上部为油，底水不需要加热就可以装车拉运，经过油水分离后再加热，可以大大减少原油加热能耗。油井产出液经过大罐的重力分离后，含水一般在30%-60%，影响沉降脱水效果的主要因素是油井产液量。大罐容积一定（40m3），油井产液量的大小决定产出液在大罐停留时间，即沉降时间。影响沉降脱水效果的因素还有原油含水和温度，含水率的增大使得游离水量增加，有利于沉降脱水；温度对乳化原油稳定性有很大的影响，随着温度的升高，乳化原油稳定性下降，有利于原油脱水；但升温也使原油伴生气分离，增加油气的损耗。
2.2.2 定量、定温法
（1）定量。大罐底面积为： 6m*3m=18m2从本质安全考虑，大罐放油口设计位置高于电加热器上顶高度，保证了电加热器始终浸没在液体中，确保电加热器不会干烧。定产液量，定拉运量，定加热高度。产液量小于8m3/天的从下放油口放油，安排罐车拉运能力等于罐存量，同时为保证电加热器运行安全，开启电加热器时大罐空高不得大于1.6m，确保电加热器不会干烧。
（2）定温。水的比热容为4.2*103J/ kg.℃，原油的比热容大约2.2*103J/kg.℃。根据比热容的定义，原油含水率越大比热容越大，温降速度越小。温度下降速度与温差成正比关系，温差越大，温降速度越大，冬季比夏季大。温降损失与热传递发生的时间有关，时间越长热量损失越多。利用倒推法确定大罐加热温度。东庄油田原油凝固点52℃，罐车拉运到收油站卸车温度保证在55℃以上，平均拉运距离17.5km，冬季平均温降9℃，夏季平均温降6℃。由于路途远，路况差，不确定因素多，拉运距离从13km-25km，根据拉运距离增加5-10%盈余量。冬季加热温度应设定在70℃，夏季加热温度应设定在66℃。通过现场对大罐电加热温控显示温度与大罐内部实际的平均温度差值调查，对录取温度数据统计分析对比后得出大罐电加热温控温度设定系数。
3 东庄油田地面节能技术应用情况
3.1 低能油井优化间开技术应用
利用液面恢复法结合功图法的方法，求得了东庄油田11口抽油机井的间开时间对于间开井来说，应该在保证产量的前提下，尽量降低开井时间，以达到降低原油生产成本的目的。通过现场对11口井的间开跟踪分析，在一个间开周期内，东庄油田间开井的动液面变化为100-200m左右，间开井的产液量变化范围一般不超过5%。间开前平均产液量为1.71m3，间开后平均日产液量为1.64m3，间开前后平均产液量变化率为4.1%，平均泵效5.6%提高到17.5%。根据液面恢复法结合功图法，调整优化油井间开方式5口井，新增间开油井3口，维持工作制度不变3口，每天减少抽油机无效开抽时间51.74小时，累计减少抽油机开抽时间10697小时，平均电机有功功率9.62kw，累计节电10.2905万kw.h。通过优化低能油井间开，同时优化井下电加热间开，减少井下电加热工作时间共10697小时，平均井下电加热功率42kw，年累计节电42万kw.h。3.2 大罐电加热优化技术应用
（1）油水分离加热技术应用。高含水油井产出液在大罐内经过重力分离，底水不需要加热可以先装车拉运，油水分离后再加热，每月拉运底水272m3通过优化大罐加热温度，平均降低加热温度8.6℃，年节电31.9937万kw.h。
（2）定量、定温法。
①定量。为减少这部分热能损耗，就要尽可能发挥大罐有效容积，减少大罐加热次数。通过改变放油方式，定产液量，定拉运量，定加热高度，每个单井拉油周期可以节电627kw.h。实施9口井，共120个拉运周期，累计节电7.524万kw.h。
②定温。根据季节气温变化、拉运途中热量损耗、原油凝固点等因素，利用倒推法确定大罐加热温度。考虑温控显示温度与大罐内部实际的平均温的差异，依据大罐电加热温控温度设定系数设定大罐加热控制温度上限。通过优化大罐加热温度，平均降低加热温度8.6℃，年节电31.9937万kw.h。
4 认识与结论
（1）低能量低渗透率油田，利用液面恢复曲线和连续实测示功图分析可以较好地确定油井的间开周期。虽然现场实测液面和示功图的工作量较大，但能真实反映地层的能量变化状况，确定的间开周期更趋合理。当地层能量发生变化时，及时对油井的液面恢复情况进行测试复查，适当调整间开周期。
（2）持续不断优化高能耗用电装置工作制度，可实现节能降耗的目的。
参考文献
[1] 万仁溥.采油工程手册（上册）[M].北京：石油工业出版社，1982.139
[2] 鲁来宾，江涛，任海珍，胡鹏等.液面恢复曲线在低能低渗油田开发中的应用[J].河南石油，2005.06，48-49
作者简介
张文江，工程师，1969年生，1998年毕业于江汉石油学院主要从事采油工程。
【关键词】能耗 成本 优化 节能
东庄项目部通过对存在问题的不断摸索、分析并加以实践对存在的高能耗弊端进行优化，取得了很好的效果。
1 东庄油田生产工艺现状
东庄油田产能规模小，距离魏岗主力油田较远，原油凝固点高，目前油井全部采用单井拉油方式生产。
为解决高凝原油拉油加热问题，设计采用了电加热方式，单井配置40m3集油大罐，内置30kw电加热器，地面管线采用电伴热带加热，岩棉保温。
2 东庄油田地面节能技术研究内容
2.1 低能油井优化间开技术研究
（1）液面恢复法。通过连续监测液面恢复，确定油井的供液能力，根据井下供液状况确定油井的停抽时段。在油井正常生产情况下停抽，由于油井续流[1]现象的存在，地层内的液体继续流入井筒，使油井环形空间的持续液面上升，直到地层压力和井底压力达到平衡。
（2）功图法。由于东庄油田低能油井液面深，液面测试准确度低，测试困难，而示功图测试结果直观，操作方便，通过定时连续监测抽油井示功图，根据示功图变化情况确定间开时间。
2.2 大罐电加热优化技术研究
2.2.1 油水分离加热
水的比热容为4.2*103J/kg.℃，原油的比热容大约2.2*103J/kg.℃，水的比热容大约是原油的2倍。高含水油井产出液在大罐内经过重力分离，大罐底部为水，上部为油，底水不需要加热就可以装车拉运，经过油水分离后再加热，可以大大减少原油加热能耗。油井产出液经过大罐的重力分离后，含水一般在30%-60%，影响沉降脱水效果的主要因素是油井产液量。大罐容积一定（40m3），油井产液量的大小决定产出液在大罐停留时间，即沉降时间。影响沉降脱水效果的因素还有原油含水和温度，含水率的增大使得游离水量增加，有利于沉降脱水；温度对乳化原油稳定性有很大的影响，随着温度的升高，乳化原油稳定性下降，有利于原油脱水；但升温也使原油伴生气分离，增加油气的损耗。
2.2.2 定量、定温法
（1）定量。大罐底面积为： 6m*3m=18m2从本质安全考虑，大罐放油口设计位置高于电加热器上顶高度，保证了电加热器始终浸没在液体中，确保电加热器不会干烧。定产液量，定拉运量，定加热高度。产液量小于8m3/天的从下放油口放油，安排罐车拉运能力等于罐存量，同时为保证电加热器运行安全，开启电加热器时大罐空高不得大于1.6m，确保电加热器不会干烧。
（2）定温。水的比热容为4.2*103J/ kg.℃，原油的比热容大约2.2*103J/kg.℃。根据比热容的定义，原油含水率越大比热容越大，温降速度越小。温度下降速度与温差成正比关系，温差越大，温降速度越大，冬季比夏季大。温降损失与热传递发生的时间有关，时间越长热量损失越多。利用倒推法确定大罐加热温度。东庄油田原油凝固点52℃，罐车拉运到收油站卸车温度保证在55℃以上，平均拉运距离17.5km，冬季平均温降9℃，夏季平均温降6℃。由于路途远，路况差，不确定因素多，拉运距离从13km-25km，根据拉运距离增加5-10%盈余量。冬季加热温度应设定在70℃，夏季加热温度应设定在66℃。通过现场对大罐电加热温控显示温度与大罐内部实际的平均温度差值调查，对录取温度数据统计分析对比后得出大罐电加热温控温度设定系数。
3 东庄油田地面节能技术应用情况
3.1 低能油井优化间开技术应用
利用液面恢复法结合功图法的方法，求得了东庄油田11口抽油机井的间开时间对于间开井来说，应该在保证产量的前提下，尽量降低开井时间，以达到降低原油生产成本的目的。通过现场对11口井的间开跟踪分析，在一个间开周期内，东庄油田间开井的动液面变化为100-200m左右，间开井的产液量变化范围一般不超过5%。间开前平均产液量为1.71m3，间开后平均日产液量为1.64m3，间开前后平均产液量变化率为4.1%，平均泵效5.6%提高到17.5%。根据液面恢复法结合功图法，调整优化油井间开方式5口井，新增间开油井3口，维持工作制度不变3口，每天减少抽油机无效开抽时间51.74小时，累计减少抽油机开抽时间10697小时，平均电机有功功率9.62kw，累计节电10.2905万kw.h。通过优化低能油井间开，同时优化井下电加热间开，减少井下电加热工作时间共10697小时，平均井下电加热功率42kw，年累计节电42万kw.h。3.2 大罐电加热优化技术应用
（1）油水分离加热技术应用。高含水油井产出液在大罐内经过重力分离，底水不需要加热可以先装车拉运，油水分离后再加热，每月拉运底水272m3通过优化大罐加热温度，平均降低加热温度8.6℃，年节电31.9937万kw.h。
（2）定量、定温法。
①定量。为减少这部分热能损耗，就要尽可能发挥大罐有效容积，减少大罐加热次数。通过改变放油方式，定产液量，定拉运量，定加热高度，每个单井拉油周期可以节电627kw.h。实施9口井，共120个拉运周期，累计节电7.524万kw.h。
②定温。根据季节气温变化、拉运途中热量损耗、原油凝固点等因素，利用倒推法确定大罐加热温度。考虑温控显示温度与大罐内部实际的平均温的差异，依据大罐电加热温控温度设定系数设定大罐加热控制温度上限。通过优化大罐加热温度，平均降低加热温度8.6℃，年节电31.9937万kw.h。
4 认识与结论
（1）低能量低渗透率油田，利用液面恢复曲线和连续实测示功图分析可以较好地确定油井的间开周期。虽然现场实测液面和示功图的工作量较大，但能真实反映地层的能量变化状况，确定的间开周期更趋合理。当地层能量发生变化时，及时对油井的液面恢复情况进行测试复查，适当调整间开周期。
（2）持续不断优化高能耗用电装置工作制度，可实现节能降耗的目的。
参考文献
[1] 万仁溥.采油工程手册（上册）[M].北京：石油工业出版社，1982.139
[2] 鲁来宾，江涛，任海珍，胡鹏等.液面恢复曲线在低能低渗油田开发中的应用[J].河南石油，2005.06，48-49
作者简介
张文江，工程师，1969年生，1998年毕业于江汉石油学院主要从事采油工程。