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喇嘛甸油田生产节能降耗措施实践

文档作者：孟庆江周博雅孟宪国文档来源：大庆油田有限责任公司第六采油厂		点击数：	更新时间： 2025年09月26日
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管理·实跬，Management&amp;amp;Practice
喇嘛甸油田生产节能降耗措施实践
孟庆江周博雅孟宪国(大庆油田有限责任公司第六采油厂)
摘要 针对喇嘛甸油田生产的特点， 对其注水系统、机采系统和输油系统影响能耗的主要
因素进行了分析，相应采取了节能降耗措施， 如注水井控制无效注采循环、油井调参、安装节
能电动机和应用变频技术等， 达到了科学用电、降低油田运行成本的目的
关键词 注水系统 机采系统 输油系统 降耗措施 效益
DOI：1o．3969／i．i ssn．2095—1493．201 3，008．020
在油田生产运行过程中，注水、集输和机采系
统是主要能耗单元。喇嘛甸油田通过调查分析注
水、集输和机采系统影响节能降耗的主要因素，制
定相应措施，从而达到节能降耗的目的。
1 能耗主要因素分析
1．1 注水系统
喇嘛甸油田已进入特高含水开发阶段，液油比
高，层系间含水差异小，结构调整难度大。实验表
明： 各类油层当含水达到90％ 以后， 继续增加注
水，注入水只起到冲刷大孑L道的作用，大部分注入
水在高渗透段无效循环，造成大量能源浪费。
1．2 机采系统
抽油机井能源浪费主要是参数偏大和电动机功
率过高，所以选择合适的抽油机井降参和调小电动
机功率是机采系统节能降耗的主要途径。
1．3 集输系统
采油队中转站主要承担油井掺水热洗和油气平
稳外输的任务，在此环节中需要消耗大量的电、气
等能源，而掺水耗气、耗电量大，外输泵运行效率
低就成为集输系统中能源浪费的主要方面。
2 节能降耗措施
2．1 注水井控制无效注采循环
水驱无效注水主要存在于三种油层：高渗透厚
油层，吸水不均匀、层间差异大的油层，高压、高
含水油层。
第一作者简介： 孟庆江，2011年毕业于黑龙江大学(机械制造及其
自动化专业)，从事采油工程工作，E-mail： qj886262@l63．tom，
地址： 黑龙江省大庆油田有限责任公司第六采油厂第三油矿，
l63000。
1)严格控制高压、高含水区块不合理注水，
降低高渗透油层的注水强度，对综合含水高、压力
水平高的井层进行停注或控注。
2)对层间矛盾大、层段内因渗透率级差大吸
水不均衡的井层，进行注水层段重组或细分注水，
单卡高渗透油层，减少高压高含水层的注水。2012
年细分调整控制高渗透油层注水井2口，高含水层
控水40 m ，累计减少注水0．36 X 10 m 。
3)对层内非均质严重而又存在较多剩余油的
厚油层，为了防止注入水沿高渗透强水洗带突进，
对厚油层进行周期注水。2012年实施厚油层周期注
水4口， 高含水层减水180 m’／d，累计减少注水
3．1 X 10 m 。
4)对平面上采出结构发生变化的区块及时调
整注水井方案，针对油井堵水、高含水关井、低产
能关井、套损关井，及时对措施层位进行停注或
控注。
5)加强注水井的管理，严格执行“三定三
率” 注水井管理制度。每周对2座配水间进行检
查，严禁人为超注。
2．2 调小参数
油井调小参数后，井底压力回升，全井的生产
压差越来越小，必然导致产量下降，而且理论排量
越大，产量下降得越多。
随着调小参数后生产时间的延长，井底压力上
升，全井的生产压差越来越小。这样，薄差低含水
油层的压力可能与全井的井底压力相近， 因而出油
少甚至不出油，而高压层虽然产量有所降低，但所
受影响不大，从而导致全井含水上升。
统计分析调前含水变化值和13降油量关系，按
其调前含水的不同，含水上升值呈现有规律的变
21"tl j年第日期石油石化节能l 43
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化，就是含水越高的井其含水变化幅度越小。例
如， 当含水上升到90％以上时，调参后含水下降
1．5个百分点。参数调小后油井含水随原来数值逐
渐增大而上升趋势逐渐减小，从而单井Et增油逐渐
增大，由负值逐渐转为正值，基本不影响产量。
调小参数是以降低生产能耗和设备损耗以及调
整开发状况为目的的调整措施，抽油机井调小参数
后产量和含水都会发生相应变化。统计2012年1—9
抽油机井下调参数5口井。对于供液不足井，为了
改善供排关系，达到供采协调的目的，对沉没度小
于100 m的5口井下调参数。调整结果是：平均单
井日降液20 t，油降0．25 t；含水由93．7％上升到
95-3％；沉没度由原来的平均39．75 m上升到目前的
203 m；流压由2．66 MPa提高到3．37 MPa，供排关
系得到了改善。某抽油机井含水70％，降参后油降
3 t／d。这样可以得出一个结论：含水小于90％的
井，由于供液不足调小参数降油幅度较大，节能但
不增效；含水较高，特别是含水大于90％的井，调
小参数产油量会上升或不降， 同时大大降低耗电
量。因此，含水大于90％的井供液不足调小参数是
机采井节能降耗的主要途径。
调整参数后随着产液量的降低，吨液处理等费
用也随之降低，从而可以降低生产成本川。据经济
效益评价理论，盈亏平衡点即技术经济界限
NPVC=0时的技术参数 的理论，评价某采油队调
整参数井，见表1。
表1 某采油队2012年下调参数经济效益评价
当含水在90％左右时，经济效益基本为0，此
为调参的临界点，因此调前含水大于等于90％时，
经济效益为最佳，产油量不降，不但节电还减少设
备损坏。全年抽油机井合理降参4口，节电3．1 X
10 kwh，节约资金3．1万元。
2．3 抽油机井安装节能电动机
2012年，功率偏大的抽油机井安装节能电动机
5台，电动机功率从55 kW调到24 kW，全年共节
电27l 560 kwh，节约资金l3．55万元。
2．4 原油集输系统节能降耗的有效途径。
输油系统平均系统效率为48．7％，泵机组平均
效率为62％左右，因此提高泵机组运行效率是原油
集输系统节能降耗的主要内容，泵机组的效率按液
44 Il
W W W ．sysh ．
量大小应在68％以上。
2．4．1 更换新泵， 进行必要的配套工艺改造
因为原泵的铭牌效率低、型号陈旧， 而且在设
计、制造及结构、材料上都有局限性，从而导致泵
机组额定效率偏低。2006年更换了新泵，型号为
YD150—50 X 3，配备功率90 kW；同时进行了必要
的配套工艺改造，使进出口管径与泵相匹配，进液
管内流速为1．0 m／s，出液管流速在1～2 m／s规定范
围之内，保证泵机组有良好的吸人条件，从而保证
泵机组在经济高效区运行。
2．4．2 应用变频调速技术
由于来液量的大小，缓冲罐、分离器液位的高
低，外输油管线的长短，以及管内壁是否结垢等不
定因素的存在，外输泵的排量随时都有波动，不能
保证泵在经济高效区运行。为了平稳输油，对外输
量的调节是靠调节泵出口阀门的开启程度来实现
的，这样节流损耗大，泵管不匹配，压差较大，管
网的运行效率低，从而导致一部分电能消耗在克服
节流部件的阻力上，损失功率可达15％～20％。为
了解决上述问题，采用了变频调速装置，它是一种
与电动机配合使用的电源供给装置，可以改变电动
机输入端的电源频率，从而改变电动机的转速 。
由于与电动机相连的泵的转速与电动机转速相同，
因此外输泵的转速得到调节，电能消耗降低。应用
表明，吨液综合耗电量可降低0．25 kWh／t，每天节
电1 080 kW，全年可节电约39 X 10 kwh。
3 结论
1)注水系统中减少无效注采循环和采取周期
注水不但达到了节能降耗的目的，而且对套管还起
到一定的保护作用。
2)在机采系统中抽油机井调小参数和安装节
能电动机可达到节能降耗的效果。
3)在集输系统中及时更换新泵和安装变频装
置是节能降耗的有效手段。
参考文献：
[1]张志国．浅析油田中转站节能降耗的途径[J]．石油石化
节能．2009(3)：45．
[2]蔡俊铁．抽油机井合理调整参数经济界限研究[J]．石油
石化节能．2011(8)：16、

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