采油提液系统是油田用能的重点单元，如何挖掘油田提液系统降低电耗的潜力，推广应用油井人工举升工艺新技术和节能降耗新技术，降低油气开采成本，已成为各油田开发企业重要的研究课题。介绍了油井一体化提液降耗技术，该技术以建立能耗模型，计算每口井当前能耗及预测同油藏条件、同产量下的最佳能耗，进而对油井生产参数、杆管泵、沉没度等进行优化匹配改造，优化油井提液举升工艺技术，实现机采系统节能降耗。介绍了该技术在某老油田水驱开发单元的应用情况及实施效果，以及综合治理效益评价等。实践证明，通过实施油水井一体化优化调整措施、优化配套地面设备措施和优化电热杆生产工艺措施等3项措施，能优化油井提液举升工艺，实现注采系统平衡，提升系统运行效率和整体优化节能，降低提液单耗，保持油井高效运行，具有良好的节能降耗效果。
1油井一体化提液降耗技术
油井一体化提液降耗技术是指以“降耗率”为核心指标的提液系统能耗潜力评价及一体化优化技术，通过建立能耗模型，计算每口井当前能耗及预测同油藏条件、同产量下的最佳能耗，进而对油井生产参数、杆管泵、沉没度等进行优化匹配改造，优化油井提液举升工艺技术，实现机采系统节能降耗。近年来，随着油田提液量规模的不断扩大，加之绿色低碳战略的实施，降低用电能耗就显得尤为迫切。通过推广应用系统节能降耗节电技术，改变了传统靠投入新设备来节电的做法，利用躺井维护作业时机，按照“井筒、地面一体化优化，有节能潜力有投入效益”的治理原则，对提液系统进行整体优化设计和技术改造，从而达到油井提液系统整体优化节能降耗效果。通过应用油井一体化提液降耗技术，实现油田开发一体化整体优化，从开发源头限制了无效低效液量，增加了高效有效液量，提高了系统能效，彰显了顶层设计与统筹治理的完美结合。该技术的优点在于它通过油藏、井筒、地面设施一体化整体优化，完全突破了传统“单体改造、瓶颈治理”节能模式，为油田乃至全国高含水油田开发创出一条节能降碳的新路子，形成了一套标准化、示范化、可复制的老油田节能高效开发新模式。
2一体化提液降耗技术的应用
围绕老油田开发单元整体稳油、控液、提质、增效工作，充分利用油井一体化提液降耗技术，2018年对开发区块实施水驱开发单元优化调整措施，实现节能降耗提效增效。采用的具体措施有：（1）油水井一体化优化调整措施。设计油井措施工作量19口，共减少液量360t/d，增加油量4.1t/d。其中高含水无效益油井限液11口，减少液量470t/d，影响油量3.2t/d；低液低含水油井防砂提液8口，增加液量90t/d，增油6.8t/d。优化调整注水井生产工艺15口，共减少注水330m3/d。其中水井防砂2口，换管柱3口，增加注水370m3/d；优化调配注水井10口，减少注水井注水600m3/d。（2）优化配套地面设备措施。该开发区块油井利用合同能源管理办法，对在用Y系列电动机55台，全部更新为高效节能开关磁阻电动机。其中22kW电动机12台，30kW电动机31台，37kW电动机11台。油井生产参数调整后，其中原55kW电动机5台，更新为效节能开关磁阻电动机后降低功率至37kW。对抽油机平衡度不合格井进行有效治理，利用功率法对不合格平衡度的抽油机进行调整平衡度。通过优化调整抽油机平衡度，实现20口不合格平衡度油井的治理。（3）优化电热杆生产工艺措施。电热杆泵抽采油是利用电热杆内的电缆，通电后发热，传热给电热杆本体，加热油管内的液体，降低稠油黏度，达到降低稠油在井筒内流动阻力的目的[8-9]。从现场应用来看，电热杆泵抽采油是目前最有效的的井筒举升工艺，它能有效地补偿稠油在井筒举升过程中的热损失，保持了稠油的流动性。但电热杆耗电量，生产成本高，且电热杆连接处必须干燥无水，控制和优化电加热井生产工艺，既然能满足生产需求，又能实现节电降耗。采取的工艺优化措施是：一是实行电加热井动态管理。对注汽后稠油井不见油不能开电加热，见油后方可根据原油含水情况和工作环境温度变化及时调整电加热频率，降低加热功耗；当油井含水上升达到85%以上时应逐步降低加热频率直至停止电加热；对供液不足井产油量较低的油井应及时转周注汽。二是应用油井降黏新技术，利用高效降黏剂降低电热杆单耗，降低电加热井加热功率，甚至停止电加热。如孤东油田某稠油区块12口电加热井，采取停电加热生产工艺，改用每口油井平均每天加分散解阻剂25kg，连续加药49天后，实现在不开电加热及不加药剂的情况下，不仅油井能维持正常生产，而且实现增油节电的效果。
3实施效果
（1）优化合理调整开发区块的注采结构，实现了注采平衡，降低减缓单元自然递减。通过实施限液提液措施并举，根据区块生产实际合理调整注采结构，可实现控水稳油，有效限制无效产液、提升有效产液，提高单元开发水平。年自然递减由29.1%下降到12.8%，下降16.3%。某区块开发单元产液结构调整方案前后指标对比可以看出，目前单元日产油水平119.9t，完成方案设计日产油水平（120.2t），含水保持稳定，单元自然递减率下降16.3%，比方案设计低1.5%，保证了单元转水驱以来产量的稳定运行，实现日增油3.8t。（2）优化油井生产参数，能有效提高系统效率，降低提液能耗。实施措施前，该区块有20油井系统效率不达标和20口抽油机平衡度不合格。通过综合治理，以单井工况分析为基础，对工况供液不足按照“稳油、控液、提效”三原则，以能耗最低潜力评价优化设计为方法优化油井生产参数，在基本保持液量稳定前提下，减少了无效排量，降低耗电。有19口井转入系统效率达标区，有效提高能源利用率，降低提液能耗。抽油机平衡度合格率达到100%。措施前后能效指标对比可以看出措施实施后，单元机采系统平均平均系统效率由31.60%提高至36.20%，提高4.6%；注水单耗由5.20kWh/m3降低至4.92kWh/m3，下降了0.28kWh/m3。同时，做好日常维护，密切跟踪油井工况变化，及时优化调整配套电动机等设备。应用高效节能开关磁阻电动机前后节能效果前后对比可以看出，应用高效节能开关磁阻电动机后，平均单井日节电量达到86kWh，55台高效节能开关磁阻电动机实现年节电172.645×104kWh，平均功率因数提高了0.332，平均系统效率提高了2.38%，平均有功功率下降了3.57kWh，收到了良好的节能降耗效果。（3）优化电热杆生产工艺措施，节电效果显著。12口电加热井优化措施前后节电效果统计可以看出优化电热杆生产工艺措施后，12口电加热井日节电达8223kWh，其含水量、日产液量和日产油量略有上升，实现年节电达到300.1395×104kWh，其节电效果提升显著。（4）一体化提液降耗技术，能有效保持油井高效运行。根据注采对应变化，供液能力、开发动态变化及时调整运行参数，连续跟踪管理指标的变化。对分析为地层供液不足导致泵效低的油井，坚持“合理参数”生产的原则，优化降低参数，保持注采平衡，供排协调，有效的减轻设备负荷，降低用电成本，提高泵效，优化工况，能有效保持油井高效运行。
参考文献：
[1]李惠．油井生产过程中四个关键节点管理实践[J]．石油工业技术监督，2018，34（1）：18-21.