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【摘要】桩西油田目前处于油田开发中后期，注采设备由于投产时间过长，设备腐蚀老化严重，运行状况较差，存在高耗低效特点。同时由于部分区块高压低渗、地层能量递减较快特点，导致注采单耗高，严重影响和制约着生产管理水平的提高。通过严格落实用电管理规定，坚持电量日运行、旬月分析，在最短时间内查找出高耗点，制定有效措施并实施，有效控制了电量成本。
【关键词】节点管理 调平衡 工况分析 分压注水
采油二队管理着五号桩油田，共有桩52块、桩74块等十四个开发单元，主要以“低渗”和“中高渗”油藏为主，油井总井121口，油井开井数95口；水井总数49口，开井数42口；3座注水站，2座接转站。2011年全队计划电费967万元，占全队计划成本的52.6%。
1 全员精细电量节点管理
以精细节点管理为依托，深化开展用电目标管理活动，将用电指标层层分解，逐级落实。在横向上按注水、采油、集输、外单位用电和生活用电五大系统进行分解考核，并将各项单耗压减作为工作重点。在纵向上将电量分解到区块、班组、设备、个人，让控制节点直达一线末梢，形成“井井有指标，人人有责任”，并通过指标排行榜和责权利奖罚，保障日常电量持续掌控。
将该工作进一步细化为“365”精细系统日分析管理法，每天分析注水、采油、集输三大系统电量变化，根据注水站和接转站每天使用的电量及各站上每台泵电量变化，结合生产实际变化情况，分析泵所用电量变化原因，及时提出对泵做出相应降低单耗措施。根据油井远程电量具体分析到每口油井电量变化，分析油井所用电量变化原因，及时提出对油井做出相应的措施。把管理的最小单元“个人”在生产运行中对指标的贡献提升到一定高度，进行单井承包，通过单井目标化管理考核办法等激发和调动承包人的主观能动性。
2 技术改造增效益
2.1 采油系统治理措施
（1）功率法调平衡。根据抽油机功率平衡度情况，2011年对13口油井实施功率法调平衡措施，取得了较好的效果，达到日节约用电183kWh，年节约成本3.98万元。
（2）更换永磁节能电机，提高电机功率因数。针对采油二队部分油井在用电机与抽油机井载荷情况不匹配，电动机功率较大，存在着“大马拉小车”的现象，造成不必要的电量损耗。如对桩74-12-k10井，载荷较低，而电机功率较大，负载率小于40%，安排对该电机进行了更换，将45kW转换为30kW，提高了效率，降低了能耗，更换节能永磁电机、变压器6台，实施后功率因数显著提高。其中，对桩59-31等4口井更换了永磁节能电机，单井平均日节电19kWh，月节电2280kWh。
（3）优化工况分析，降低采油单耗。通过油井工况分析，将油井划分为不同区域，结合地质、工程提出可实施维护措施方案，积极与管理区业务口结合实施维护措施方案的可行性。
（4）油井地面工程其它方面的优化。油稠与结蜡是造成抽油杆在井筒中的摩擦力显著增加、抽油机负荷上升、单井耗电量增加主要原因。因此提出了油井地面工程其它方面优化：第一、缩短油井加药周期，通过对油井加药降低负荷；对桩74低渗区块因含蜡量高，合理建立油井洗井清蜡加药周期，根据结蜡井的具体情况，制定了详细洗井周期和清蜡方式，降低负荷间接达到了节电目的。第二、工作参数优化上，实施参数优化6井次，平均泵效提升2.1%，平均单耗下降12.8 kWh/t，平均动液面上升62米，系统效率提升0.56%，产量增加7.3t。第三、在油井沉没度优化上，根据地层供液能力，对K73、74-13-11、74-10-4等3口井进行沉没度优化，达到增产4.1t、每天节电53 kWh，提高了机采效果。
2.2 集输系统治理措施
在油气集输系统，通过流程改造、升温监控、电量分析预警排查、单井拉油监控等方面展开工作节省电量。
（1）降低泵的运行频率。对52接转站低压掺水泵由工频倒为变频，单耗降低了0.4KWh/t，月节电2800kwh。
（2）降低泵压。对52接转站低压掺水泵泵压由3MPa调至2.2MPa，月节电4800kwh。
（3）减少单井拉油泵的运行时间。对52接转站单井拉油岗每天单井拉油车数进行了监控规定，单井拉油泵运行时间减少了接近1半，平均月节电9822kwh。
（4）更换外输管线。由于74接转站外输管线矿化度较高，引起外输管线结垢，外输干压较高。针对外输干压较高的现象，积极查找原因并提出相应措施，对74接转站站内至站路口外输干线进行更换，使外输干压降低到一定范围，管线更换后干压降低了0.2MPa，月节电1600kwh。
2.3 注水系统治理措施
（1）及时检凡尔提高泵效。通过注水系统电量分析，对泵效低注水泵、单体泵、增压泵及时检测凡尔温度，特别是在联合站来水水质变差导致泵凡尔被杂物堵塞、联合站流程改造来水压力不稳期间，及时检凡尔提高泵效，降低注水的单耗。
（2）更换新式水表。通过一系列案例对52-10、52-32、74-12-3等十几块水表存在问题的水井更换了水表，降低了注水站负荷，大大降低了注水的能耗。
（3）桩52注水站注水系统分压注水。根据注水压力分为超高压、高压和低压注水，桩74区块属于低渗油藏，注水压力最高达到40Mpa。注水系统平均月度用电43.59万度，占全队用电量32.24%。注水系统电费占本队成本费用的比例较大，降低注水系统的电费成本在挖潜增效方面具有很大的潜力。经过地质、注水、地面工程以及用电管理多次研究论证，优化了桩52注水站注水系统。桩52注水站根据注水井的油压分为中压（19MPa）和低压（13MPa）注水，桩52注水站注水系统在改造之前日均用电8526KWh，改造后日均用电7478KWh，每天節电1046KWh，全年节约电费22.75万元。
3 总结
（1）加强注采输生产设备维护，提高例检例保效果，以提高设备运转效率，降低用电单耗。
（2）提高泵质量，加强作业过程的监督，减少漏失对系统效率的影响，同时在作业过程中要将优化井筒效率作为作业的一部分。合理调整油井生产参数，提高泵的充满程度，降低泵的漏失，提高油井系统效率，降低采液单耗。
（3）做好注水单耗控制管理工作，通过每天电量分析查找出注水单耗变化原因，及时提出相应措施。
（4）加强油井管理，对油井进行监控评价，洗井、清蜡、降低功率损耗。随着油田自动化技术的发展应用，抽油井生产数据实现了实时采集，要充分利用实时监测的电量数据指导生产，提高油田生产效益。
【关键词】节点管理 调平衡 工况分析 分压注水
采油二队管理着五号桩油田，共有桩52块、桩74块等十四个开发单元，主要以“低渗”和“中高渗”油藏为主，油井总井121口，油井开井数95口；水井总数49口，开井数42口；3座注水站，2座接转站。2011年全队计划电费967万元，占全队计划成本的52.6%。
1 全员精细电量节点管理
以精细节点管理为依托，深化开展用电目标管理活动，将用电指标层层分解，逐级落实。在横向上按注水、采油、集输、外单位用电和生活用电五大系统进行分解考核，并将各项单耗压减作为工作重点。在纵向上将电量分解到区块、班组、设备、个人，让控制节点直达一线末梢，形成“井井有指标，人人有责任”，并通过指标排行榜和责权利奖罚，保障日常电量持续掌控。
将该工作进一步细化为“365”精细系统日分析管理法，每天分析注水、采油、集输三大系统电量变化，根据注水站和接转站每天使用的电量及各站上每台泵电量变化，结合生产实际变化情况，分析泵所用电量变化原因，及时提出对泵做出相应降低单耗措施。根据油井远程电量具体分析到每口油井电量变化，分析油井所用电量变化原因，及时提出对油井做出相应的措施。把管理的最小单元“个人”在生产运行中对指标的贡献提升到一定高度，进行单井承包，通过单井目标化管理考核办法等激发和调动承包人的主观能动性。
2 技术改造增效益
2.1 采油系统治理措施
（1）功率法调平衡。根据抽油机功率平衡度情况，2011年对13口油井实施功率法调平衡措施，取得了较好的效果，达到日节约用电183kWh，年节约成本3.98万元。
（2）更换永磁节能电机，提高电机功率因数。针对采油二队部分油井在用电机与抽油机井载荷情况不匹配，电动机功率较大，存在着“大马拉小车”的现象，造成不必要的电量损耗。如对桩74-12-k10井，载荷较低，而电机功率较大，负载率小于40%，安排对该电机进行了更换，将45kW转换为30kW，提高了效率，降低了能耗，更换节能永磁电机、变压器6台，实施后功率因数显著提高。其中，对桩59-31等4口井更换了永磁节能电机，单井平均日节电19kWh，月节电2280kWh。
（3）优化工况分析，降低采油单耗。通过油井工况分析，将油井划分为不同区域，结合地质、工程提出可实施维护措施方案，积极与管理区业务口结合实施维护措施方案的可行性。
（4）油井地面工程其它方面的优化。油稠与结蜡是造成抽油杆在井筒中的摩擦力显著增加、抽油机负荷上升、单井耗电量增加主要原因。因此提出了油井地面工程其它方面优化：第一、缩短油井加药周期，通过对油井加药降低负荷；对桩74低渗区块因含蜡量高，合理建立油井洗井清蜡加药周期，根据结蜡井的具体情况，制定了详细洗井周期和清蜡方式，降低负荷间接达到了节电目的。第二、工作参数优化上，实施参数优化6井次，平均泵效提升2.1%，平均单耗下降12.8 kWh/t，平均动液面上升62米，系统效率提升0.56%，产量增加7.3t。第三、在油井沉没度优化上，根据地层供液能力，对K73、74-13-11、74-10-4等3口井进行沉没度优化，达到增产4.1t、每天节电53 kWh，提高了机采效果。
2.2 集输系统治理措施
在油气集输系统，通过流程改造、升温监控、电量分析预警排查、单井拉油监控等方面展开工作节省电量。
（1）降低泵的运行频率。对52接转站低压掺水泵由工频倒为变频，单耗降低了0.4KWh/t，月节电2800kwh。
（2）降低泵压。对52接转站低压掺水泵泵压由3MPa调至2.2MPa，月节电4800kwh。
（3）减少单井拉油泵的运行时间。对52接转站单井拉油岗每天单井拉油车数进行了监控规定，单井拉油泵运行时间减少了接近1半，平均月节电9822kwh。
（4）更换外输管线。由于74接转站外输管线矿化度较高，引起外输管线结垢，外输干压较高。针对外输干压较高的现象，积极查找原因并提出相应措施，对74接转站站内至站路口外输干线进行更换，使外输干压降低到一定范围，管线更换后干压降低了0.2MPa，月节电1600kwh。
2.3 注水系统治理措施
（1）及时检凡尔提高泵效。通过注水系统电量分析，对泵效低注水泵、单体泵、增压泵及时检测凡尔温度，特别是在联合站来水水质变差导致泵凡尔被杂物堵塞、联合站流程改造来水压力不稳期间，及时检凡尔提高泵效，降低注水的单耗。
（2）更换新式水表。通过一系列案例对52-10、52-32、74-12-3等十几块水表存在问题的水井更换了水表，降低了注水站负荷，大大降低了注水的能耗。
（3）桩52注水站注水系统分压注水。根据注水压力分为超高压、高压和低压注水，桩74区块属于低渗油藏，注水压力最高达到40Mpa。注水系统平均月度用电43.59万度，占全队用电量32.24%。注水系统电费占本队成本费用的比例较大，降低注水系统的电费成本在挖潜增效方面具有很大的潜力。经过地质、注水、地面工程以及用电管理多次研究论证，优化了桩52注水站注水系统。桩52注水站根据注水井的油压分为中压（19MPa）和低压（13MPa）注水，桩52注水站注水系统在改造之前日均用电8526KWh，改造后日均用电7478KWh，每天節电1046KWh，全年节约电费22.75万元。
3 总结
（1）加强注采输生产设备维护，提高例检例保效果，以提高设备运转效率，降低用电单耗。
（2）提高泵质量，加强作业过程的监督，减少漏失对系统效率的影响，同时在作业过程中要将优化井筒效率作为作业的一部分。合理调整油井生产参数，提高泵的充满程度，降低泵的漏失，提高油井系统效率，降低采液单耗。
（3）做好注水单耗控制管理工作，通过每天电量分析查找出注水单耗变化原因，及时提出相应措施。
（4）加强油井管理，对油井进行监控评价，洗井、清蜡、降低功率损耗。随着油田自动化技术的发展应用，抽油井生产数据实现了实时采集，要充分利用实时监测的电量数据指导生产，提高油田生产效益。