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【摘 要】本文针对大庆第七采油厂第三油矿729队所属抽油机井由原来的掺水伴热双管流程，经过改造成为现在的集油环状单管流程的特点，具体介绍了改造前后抽油机井各项数据的统计分析，总结出这次改造工程的应用效果，以及此项成果对729队日常管理水平的影响：通过此项工程的改造，更好地解决了全队节能降耗的老大难问题，提高了抽油机井的产油效率，降低了人工管理的难度，为下一步完善环状流程的技术问题，提高技术适应性和普及性奠定了基础。
【关键词】抽油机井；节能降耗；缓解；冬季生产；管理难度
简 介
729队隶属葡南油田，位于大兴乡联结村和宝山村附近，现有一座转油站，八座集油间，油井160口（其中抽油机井155口，提捞井5口），正常运转148口，常年间抽6口，常年待大修1口，平均单井日产液5.1吨，平均单井日产油1.6吨，综合含水率达到69.0%；水井有96口，正常注水的有77口，常年关井吸水差的井有19口，注水合格率80%，测试合格率为89%。
一、集输流程改造情况
1.改造前集输流程和设备管理现状
1.1集输流程状况 729队的大多数油井都是1986年、1987年投产的，采用游梁式抽油机，其中多以兰通和江汉机型为主。一直以来都是在应用双管掺水伴热流程，其原理是：中转站将加热增压后的掺水，输送到各个计量间，再分配到每个抽油机井，通过井口掺水阀对产出的原油混合液加热，经回油管线输送至计量间后进入中转站四合一，构成来水、回油双管掺水伴热流程。如果抽油机井电流升高结蜡严重需清蜡时，可采取热洗方式解决，倒换井口流程将热水引入油套环形空间，通过抽油泵抽吸高温掺水将蜡溶解并排除，达到清蜡目的。
1.2设备管理状况 改造前729队共有油井124口，正常运转117口，常年间抽6口，常年待大修1口，平均单井日产液6.0吨，平均单井日产油1.5吨，综合含水率75.0%；注水井有79口，正常注水的有69口，常年关井吸水差的井有10口，注水合格率87%，测试合格率为88%。全队共有6座计量间，10座配水间，平均每座计量间管理抽油机井20口井，每座配水间管理7.9口注水井，人均管理油井4口，水井2.5口，全队耗气量平均每日4117立方米，掺水量平均每日1770立方米，平均每口抽油机井耗费Ф250管线长度大约650米。全队上下采用计量间分离器玻璃管量油法计量产量。每口抽油机井井口都有一个掺水阀，就是用它调节控制掺水量。因为729队管辖范围广，井与井之间的距离远，管理起来有很大难度。
1.3存在问题：设备老化、管线腐蚀现象严重 经过二十年的油田生产，729队的大多数抽油机井管网严重腐蚀，既增大了能耗消耗，又严重影响了抽油机有效运行效率，在一定程度上制约了油田的可持续发展。
2.改造后流程技术和设备管理现状
2.1实施概况 经过科研人员和现场管理人员不断的研究、实践，于2006年10月6日对729队所属葡南四断块全部油井进行了流程改造：将双管掺水伴热流程改造为单管环状流程。改造后，废除10座计量间，在旧址组建6座集油间，当年新增油井36口、注水井17口，新建2座集油间。新产能投产后，729队8座集油间平均单座集油间管理油井20口，水井12口，人均管理油井6口，注水井3口，每座集油间设有4-6个集油环，每条环根据井位分布距离串接3-8口不等油井，就像串糖葫芦一样，所以又叫串葫芦井，即单管环状流程。
2.2工作原理 中转站输出高温加压掺水至集油间，经集油环去水管线将掺水输送至首端井，首端井产出液伴随掺水流至下口井，依次类推，尾端井产出液进入掺水管道后，高温掺水将该环上所有油井的全部产出液携带到集油间再输送到中转站。这样循环往复的只有一条管线，就像圆环一样把各个油井串接起来。
二、集输流程改造前后对比
通过这样的环状流程改造，729队的耗气量、掺水量明显的降低，由原来的多井多点掺水改为现在的多井单点掺水，掺水管线由原来的每口井都要耗费一来一回两条管线，长度大概650米，缩短成现在的五、六口井共有一条管线，平均每口井耗费管线长度也就只有大概330米，每个油井节省了一条管线，也就降低了近一半的散热能耗，充分达到了节能降耗的效果。
1.全队改造前后集输数据对比
从上表中可以看出，改造后729队日耗气量为3720立方米，是改造前日耗气量的4117立方米的热量消耗的91%，可比原生产工艺节省供热费0.9%；改造后的日掺水量为1510立方米，比改造前的日掺水量1770立方米节省了260立方米的掺水量，比原生产工艺节省掺水费15%，两项加在一起总能耗降低了24%。按工业用气一立方米大概3元钱，工业用水一吨大概5.5元列式计算：
改造前单井日耗气量费用：4117÷114×3=108.33（元）
改造后单井日耗气量费用：3720÷160×3=69.75（元）
改造前单井日均掺水量费用：1770÷1000÷114×5.5=0.09（元）
改造后单井日均掺水量费用：1510÷1000÷160×5.5=0.05（元）
耗气量方面每口油井每天每立方米节省天然气费用38.58元；掺水量方面每口油井每天每吨节省水量费用0.04元。
2.管理方法对比
2.1转变了量油方式：
改造前：729队所有油井采用分离器玻璃管量油法计量，管井人先是上井将井口掺水阀关闭30分钟后，资料員在计量间倒好流程，利用分离器直径、液面的高度以及每口井井口液量进入分离器的时间，再用换算系数推算出该井的井口产液量。这个过程根据每口井的产液量的不同需要的时间也不同。改造后：所有油井采用了井口液面恢复法量油，直接在井口利用液面测试仪器依靠井下套管内气压膨胀发声，接收油管及液面反射波信号，滤波转换后自动连续进行测试，将数据传到计算机后经过相关软件处理和计算就可得到该井的产量。
2.2改变了温度调整方式：
改造前：需要专人去井口调节每口井的回油温度。改造后：直接在集油间内通过环掺水阀即可调节控制回油温度，节省了时间，降低了劳动强度，提高了工作效率。
2.3改变了热洗清蜡方式：
改造前：抽油机井电流上升快含蜡较高时，在井口倒热洗流程利用站内掺水洗井，耗费大量的掺水，效果还不一定好。改造后：利用化清车高压蒸汽对集油环进行打压清蜡，节省掺水量，效果明显。
三、单管环状流程发展规划
3.1改进问题 完善效果
这套环状改造流程也存在着一些问题，一旦管线凝堵后处理起来就会很困难，我们应该在分析并付诸实践的基础上，建立适合本队本井组的技术方案，明确提高系统效率、节能降耗的目标，为日常管理系统化、规范化提供技术支撑。
3.2前景预测
经过五年的实践经验，不断改进，这套环状流程已经被第七采油厂广泛应用，在今后我们还要在计量间回油管线末端安装电接点压力表等自动报警装置，它会在回油压力增高的时候自动声光电报警以填补完全依赖人员的局面，充分把科学技术应用到生产管理中。相信在今后的油田生产中，在节能降耗大方针指导下，这项流程改造一定会为全队完成配产任务减少阻力，也会为提高油井利用率、确保原油稳产做出贡献！
四、结论
综上所述，可得出如下结论：
1、这项改造流程，大大减少了掺水量，降低了干线回压，节约了耗气量，提高了油田生产的系统效率，起到了节能降耗的作用；
2、抽油机井环状流程大大降低了采油工人的日常管理难度，间接地降低了油田生产成本，提高了经济效益；
3、该项技术比较适合应用于外围低产油田（产量低可以较好地控制掺水压力和温度）。
【关键词】抽油机井；节能降耗；缓解；冬季生产；管理难度
简 介
729队隶属葡南油田，位于大兴乡联结村和宝山村附近，现有一座转油站，八座集油间，油井160口（其中抽油机井155口，提捞井5口），正常运转148口，常年间抽6口，常年待大修1口，平均单井日产液5.1吨，平均单井日产油1.6吨，综合含水率达到69.0%；水井有96口，正常注水的有77口，常年关井吸水差的井有19口，注水合格率80%，测试合格率为89%。
一、集输流程改造情况
1.改造前集输流程和设备管理现状
1.1集输流程状况 729队的大多数油井都是1986年、1987年投产的，采用游梁式抽油机，其中多以兰通和江汉机型为主。一直以来都是在应用双管掺水伴热流程，其原理是：中转站将加热增压后的掺水，输送到各个计量间，再分配到每个抽油机井，通过井口掺水阀对产出的原油混合液加热，经回油管线输送至计量间后进入中转站四合一，构成来水、回油双管掺水伴热流程。如果抽油机井电流升高结蜡严重需清蜡时，可采取热洗方式解决，倒换井口流程将热水引入油套环形空间，通过抽油泵抽吸高温掺水将蜡溶解并排除，达到清蜡目的。
1.2设备管理状况 改造前729队共有油井124口，正常运转117口，常年间抽6口，常年待大修1口，平均单井日产液6.0吨，平均单井日产油1.5吨，综合含水率75.0%；注水井有79口，正常注水的有69口，常年关井吸水差的井有10口，注水合格率87%，测试合格率为88%。全队共有6座计量间，10座配水间，平均每座计量间管理抽油机井20口井，每座配水间管理7.9口注水井，人均管理油井4口，水井2.5口，全队耗气量平均每日4117立方米，掺水量平均每日1770立方米，平均每口抽油机井耗费Ф250管线长度大约650米。全队上下采用计量间分离器玻璃管量油法计量产量。每口抽油机井井口都有一个掺水阀，就是用它调节控制掺水量。因为729队管辖范围广，井与井之间的距离远，管理起来有很大难度。
1.3存在问题：设备老化、管线腐蚀现象严重 经过二十年的油田生产，729队的大多数抽油机井管网严重腐蚀，既增大了能耗消耗，又严重影响了抽油机有效运行效率，在一定程度上制约了油田的可持续发展。
2.改造后流程技术和设备管理现状
2.1实施概况 经过科研人员和现场管理人员不断的研究、实践，于2006年10月6日对729队所属葡南四断块全部油井进行了流程改造：将双管掺水伴热流程改造为单管环状流程。改造后，废除10座计量间，在旧址组建6座集油间，当年新增油井36口、注水井17口，新建2座集油间。新产能投产后，729队8座集油间平均单座集油间管理油井20口，水井12口，人均管理油井6口，注水井3口，每座集油间设有4-6个集油环，每条环根据井位分布距离串接3-8口不等油井，就像串糖葫芦一样，所以又叫串葫芦井，即单管环状流程。
2.2工作原理 中转站输出高温加压掺水至集油间，经集油环去水管线将掺水输送至首端井，首端井产出液伴随掺水流至下口井，依次类推，尾端井产出液进入掺水管道后，高温掺水将该环上所有油井的全部产出液携带到集油间再输送到中转站。这样循环往复的只有一条管线，就像圆环一样把各个油井串接起来。
二、集输流程改造前后对比
通过这样的环状流程改造，729队的耗气量、掺水量明显的降低，由原来的多井多点掺水改为现在的多井单点掺水，掺水管线由原来的每口井都要耗费一来一回两条管线，长度大概650米，缩短成现在的五、六口井共有一条管线，平均每口井耗费管线长度也就只有大概330米，每个油井节省了一条管线，也就降低了近一半的散热能耗，充分达到了节能降耗的效果。
1.全队改造前后集输数据对比
从上表中可以看出，改造后729队日耗气量为3720立方米，是改造前日耗气量的4117立方米的热量消耗的91%，可比原生产工艺节省供热费0.9%；改造后的日掺水量为1510立方米，比改造前的日掺水量1770立方米节省了260立方米的掺水量，比原生产工艺节省掺水费15%，两项加在一起总能耗降低了24%。按工业用气一立方米大概3元钱，工业用水一吨大概5.5元列式计算：
改造前单井日耗气量费用：4117÷114×3=108.33（元）
改造后单井日耗气量费用：3720÷160×3=69.75（元）
改造前单井日均掺水量费用：1770÷1000÷114×5.5=0.09（元）
改造后单井日均掺水量费用：1510÷1000÷160×5.5=0.05（元）
耗气量方面每口油井每天每立方米节省天然气费用38.58元；掺水量方面每口油井每天每吨节省水量费用0.04元。
2.管理方法对比
2.1转变了量油方式：
改造前：729队所有油井采用分离器玻璃管量油法计量，管井人先是上井将井口掺水阀关闭30分钟后，资料員在计量间倒好流程，利用分离器直径、液面的高度以及每口井井口液量进入分离器的时间，再用换算系数推算出该井的井口产液量。这个过程根据每口井的产液量的不同需要的时间也不同。改造后：所有油井采用了井口液面恢复法量油，直接在井口利用液面测试仪器依靠井下套管内气压膨胀发声，接收油管及液面反射波信号，滤波转换后自动连续进行测试，将数据传到计算机后经过相关软件处理和计算就可得到该井的产量。
2.2改变了温度调整方式：
改造前：需要专人去井口调节每口井的回油温度。改造后：直接在集油间内通过环掺水阀即可调节控制回油温度，节省了时间，降低了劳动强度，提高了工作效率。
2.3改变了热洗清蜡方式：
改造前：抽油机井电流上升快含蜡较高时，在井口倒热洗流程利用站内掺水洗井，耗费大量的掺水，效果还不一定好。改造后：利用化清车高压蒸汽对集油环进行打压清蜡，节省掺水量，效果明显。
三、单管环状流程发展规划
3.1改进问题 完善效果
这套环状改造流程也存在着一些问题，一旦管线凝堵后处理起来就会很困难，我们应该在分析并付诸实践的基础上，建立适合本队本井组的技术方案，明确提高系统效率、节能降耗的目标，为日常管理系统化、规范化提供技术支撑。
3.2前景预测
经过五年的实践经验，不断改进，这套环状流程已经被第七采油厂广泛应用，在今后我们还要在计量间回油管线末端安装电接点压力表等自动报警装置，它会在回油压力增高的时候自动声光电报警以填补完全依赖人员的局面，充分把科学技术应用到生产管理中。相信在今后的油田生产中，在节能降耗大方针指导下，这项流程改造一定会为全队完成配产任务减少阻力，也会为提高油井利用率、确保原油稳产做出贡献！
四、结论
综上所述，可得出如下结论：
1、这项改造流程，大大减少了掺水量，降低了干线回压，节约了耗气量，提高了油田生产的系统效率，起到了节能降耗的作用；
2、抽油机井环状流程大大降低了采油工人的日常管理难度，间接地降低了油田生产成本，提高了经济效益；
3、该项技术比较适合应用于外围低产油田（产量低可以较好地控制掺水压力和温度）。