一台气举压缩机运转一天消耗的电量大约是3万千瓦时，一台普通抽油机运转一天消耗的电量大约是1000千瓦时……这些耗能数字基本上是一个“定数”。与这个“定数”相对应的，是这些设备运转一天采出的原油量。然而，由于地质条件不同，这些采油设备运转一天采出的原油量却不尽相同，而且经常处于变动之中。如何以“低耗能”换来“高产出”？油田各油气生产单位进行了有益的探索，也取得了明显成效。近日，记者对采油一厂、采油四厂的节能降耗工作进行了调查，这两个厂的一些做法可资借鉴。
地质方案优化：节能降耗应该从“源头”抓起
采油四厂年轻的副总地质师国殿斌好像总有排不完的“议事日程”。尽管他领导下的地质研究所始终在高速运转，尽管他麾下的地质师们各司其职把各项工作做得井井有条，他仍然觉得有很多事情应该亲自过问。
“地质方案是油田开发工作的‘源头’，决策失误是最大的浪费。”国殿斌说，“比如说油田注水。1立方米水从地面注到地下再经过提液返到地面进行水质处理，整个过程大约需要消耗13.5千瓦时的电能。注水方案是否对路，直接影响着注水有效率。采油四厂管理的文南油田一年的注水总量有数百万立方米，注水有效率向下浮动一个百分点，就意味着几十万千瓦时的电量‘打了水漂儿’，那是多大的浪费啊！”
国殿斌介绍说，去年他们在“源头”上做文章，科学编制注水方案，累计下调了150个井次的低效无效注水量，降低无效注水10万立方米以上。今年他们对地质方案的编制提出了更高的标准，每一方案的出台，不仅要经过从下至上5道关口层层论证，还要通过油藏项目组地质人员、采油区管理人员和作业施工方的“三堂会审”。即使这样形成的地质方案仍然不能算是最终定论，项目组的地质人员还要对作业施工情况进行全过程跟踪，随时根据变化了的现场情况对方案进行合理变更和调整，以确保地质方案的准确性和适应性。有人说频繁变更地质方案会影响到方案的严肃性，国殿斌却坚持认为，一套地质方案的可行性，只有在和施工现场情况充分结合之后才能最终确定。国殿斌透露，今年年初以来，他们研究所根据现场情况下发的地质方案变更单同比增加了40%，目的只有一个，减少无效工作量，降低无谓能耗。
地质方案的优化很快就在开发生产上得到体现。采油四厂今年年初以来实施了20井次水井措施，按照过去的经验，日增注水量至少要在2000立方米以上。然而地质人员对注水方案进行充分论证后，确定的实际日增注水量只有700立方米，相比之下日减少无效注水1300立方米，却同样达到了稳产效果。
在对油井的产能与耗能状况进行调查分析的基础上，这个厂还有选择地关停了一批产液量高、产油少的高含水油井，改用拔管捞油的机械方式生产，日减产液量400多立方米，大大降低了能耗。
采油方式优化：并非简单意义的关停并转
与国殿斌一样，采油一厂副厂长、总地质师熊良淦在厂地质大队一呆就是一整天，听汇报，研究方案，忙得不亦乐乎。一展开话题，他心里始终牵挂的也是如何降低开发能耗的相同课题。当然，同样是节能降耗，采油一厂有自己亟待解决的难题，这个厂的注意力在很大程度上集中在了对高能耗采油方式的优化调整上。
1987年正式投入开发的文东油田，油藏埋藏深，含油井段长，高温、高压，而且油气比高，在这里采用气举采油方式，是当年经石油大学有关专家论证后得出的结论。所谓气举采油，指的是一种向油井内连续不断地注入高压天然气举升原油的采油方式。在文东油田的开发历程中，气举采油方式曾显示出了很大的优越性，初期日产量达到过很高的水平。然而，随着文东油田逐步进入产量大幅递减的开发后期，气举采油能耗过高的矛盾渐渐凸现。与普通的机械采油方式相比，一口气举井的能耗甚至比十几口抽油机井的能耗还要大，为气举井提供动力的大型压缩机能耗更是大得惊人，一台这样的压缩机一天的耗电量竟然有3万千瓦时之多。文东油田气举井开井最多时，10多台这样的压缩机同时运转，高额的用电量加上大量天然气、水等资源的消耗，令这里的开发工作不堪重负。
“怎样才能在基本不影响产量的前提下，用常规的机械采油方式将部分具备条件的气举井替换下来，以达到节能降耗的效果呢？”熊良淦心里筹划的，也正是采油一厂的工程、地质技术人员格外关注的。
然而，将气举井转抽、优化文东油田采油方式绝非想像中的那样简单。一个不能不面对的难题是，换用常规的机械采油方式，还能不能使文东油田的产量保持在原有的水平上？要知道，单就产油效果而言，不考虑背后巨大的能耗，气举采油方式在文东油田仍然有它难以替代的优势。况且，气举采油的能耗集中在提供动力的压缩机上，一台压缩机对应着十几口气举井，仅将其中少量几口气举井停下来转抽，压缩机不停，仍然无法见到明显的降耗效果。也就是说，气举井转抽只有达到了一定规模，节能降耗的效果才能充分显现出来。
文东油田特有的地质条件给实施气举井转抽项目的开发人员出了一系列的难题。该油田纵向上长达600米的井段一般采用两套层系开发，合采合注井段长，层间差异大、水驱动用程度低的矛盾十分突出；平面上受地层高温、高压、高矿化度、高腐蚀性等诸多因素的影响，井况损坏严重。注采不完善、供液能力差、油气比高，再加上井深（油藏埋深一般在3500米以上），深抽提液对抽油杆的强度、抽油泵的泵效有着更高的要求。诸多不利条件集中在一起，增加了文东气举井转为机械采油方式的难度。
“气举井转抽是一个系统工程，从选井到实施需要工艺和地质技术人员等多方面协同配合，准备一系列的配套措施，而且措施必须到层。”熊良淦说，“尽管面临重重困难，但各路开发人员只要坚持在深化油藏剩余油分布规律研究上下功夫，围绕完善注采结构调整，细化机采配套措施优选，提升单井产能，扎实有效地开展工作，文东油田气举系统的优化调整一定会取得更多的成果。”
实际上，采油一厂对文东油田气举系统优化工作早在2005年就已经拉开序幕。通过精心运作，文东油田已陆续实施气举井转抽29口，先后关停了两台压缩机。尤其令人感到欣慰的是，转抽后的29口井日产液量虽然由810吨下降为755吨，但综合含水率由95.5%下降为94.6%，不仅日产油量基本稳定，而且由于日产液量的下降，还省下了相当数量的污水处理能耗。
今年，文东油田提出了实施转抽、转注30口至35口气举井、关停一台压缩机的工作目标。到目前，这里已有6口气举井转抽，在保持产油量稳定的同时，平均吨液单耗约减少了50千瓦时。[page_break]
集输系统优化：不能再让“大马拉小车”
也许过不了多久，连续运转了近20年的文三联合站就不再是完整意义上的联合站了。文留油田油气集输系统整体优化改造的方案已经拟定，文三联原油脱水、原油稳定、轻烃回收冷却系统等装置将一律被停用，其中的原油稳定塔更新填料后将被搬迁至文一联合站重复利用。
中原油田文留油区共有两座联合站——文一联合站和文三联合站，设计原油年处理能力均为150万吨。近年来，文留油田产量递减的幅度不断加大，年产油水平已从高峰期的180多万吨下降到目前的60万吨左右，两座联合站每年的实际原油处理量也在相应下降，目前加起来不过50多万吨。这就造成了在两个联合站的全部工艺流程中，只有三相分离装置在满负荷运行，80%以上的处理能力处于闲置状态。2005年，出自油田技术监测中心的一份测试结果显示，两座联合站站效只有37.3％，低于站效标准值25％以上；电能利用率、热能利用率仅为37.5％和39.9％，原油外输泵的运行效率只有40.5％，远远低于油田下达的指标值。
这种“大马拉小车”的状况在文三联合站表现得更为突出。目前这个联合站每年只承担20多万吨原油的处理任务，实际的原油处理量仅为设计能力的1/5，而设备工艺、岗位配置和生产环节并没有因处理量的降低而减少，工艺、设备维护成本高，其中按照年原油处理能力150万吨配套的原油稳定负压机功率高达160千瓦，是油气处理工艺中功率最大、耗电量最高的设备，目前的实际负载率不足50％，造成了资源、能源的极大浪费，已成为油气处理成本居高不下的主要原因。
从节能降耗、提高整体经济效益的着眼点考虑，油田本着原油处理工艺合理、简化、经济、高效的原则，提出了对文留油田集输系统实施整体优化改造的设计方案。优化改造完成后，文三联合站将变为文留油田的原油集输中转站，原油处理工艺大为简化，原有的原油脱水、原油稳定两个系统停用，改由文一联合站承担。
落日余晖在文三联合站高大的储油罐上留下最后一抹金黄。回想这里曾经有过的忙碌与辉煌，我们的心中不免掠过些许怅惘。然而，“增”与“减”的法则终究不容逆抗，任谁也无法接受这种机器空转、宝贵能源白白流失的现状。文留油田对集输系统即将实施整体优化改造的方案设想，唤起了我们新的希望。据预测，这套方案实施完成后，每年可节约电量154.53万千瓦时，节约清水18.25万立方米。文三联合站改造为原油集输中转站后，加热炉温度由原来的85℃降低到50℃，每年还可节约天然气能耗73万立方米。
