采油工程系统效率提升现状分析研究综述

时间：2015-12-20 23:23:03 所属分类：天然气工业 浏览量:

油田开采是一个庞大而复杂的系统工程，工程技术管理工作技术面广、综合性强、联系现场密切，能够直观反映生产现场运行情况，提高工程技术管理水平是采油系统生产的重要保障。孤岛采油厂孤二油藏经营管理区经过三十多年的开采，油井检泵周期450天左右，系统效

　油田开采是一个庞大而复杂的系统工程，工程技术管理工作技术面广、综合性强、联系现场密切，能够直观反映生产现场运行情况，提高工程技术管理水平是采油系统生产的重要保障。孤岛采油厂孤二油藏经营管理区经过三十多年的开采，油井检泵周期450天左右，系统效率在28%左右浮动，如何有效延长检泵周期、提升系统效率，是今后提高工程技术管理水平的一个有效切入点。
　　一、现状分析：
　　机采系统效率作为反映抽油机及井下设备采液效率的指标，也是反映机械采油管理水平的一项综合性指标。影响系统效率的因素有很多，管理区实施了节点控制管理法，对影响系统效率的因素逐一优化，有效提高系统效率。2012年系统效率测试井数154口，可对比井数110口，系统效率为26.2%，吨液耗电4.25kwh/吨，系统效率低、吨液耗电分布不平衡，有35口井存在着严重的系统效率低下，能耗高的现象。目前系统效率运行存在着以下几点主要问题：
　　1、电机方面：电机功率不匹配的现象存在较严重，目前电机负载率低的可以调整为低功率的电机共计66台，其中18.5千瓦电机12台，22千瓦电机25台，30千瓦电机29台。所以合理的选择电机、提高电机的负载率是今后工作的重点。
　　2、平衡方面：目前抽油机平衡仍然使用电流平衡法进行调整，而功率法是最能真实的判断平衡状态的一种方法，因此目前许多油井存在着假平衡现象，即电流法平衡而功率法不平衡。
　　3、泵效方面：目前管理区泵效低于经济泵效30%的油井有62口，其中最主要的原因是地层供液差、工作制度偏大。
　　4、沉没度方面：目前管理区油井沉没度不在合理范围内还比较多。￠56mm以下泵径井的沉没度低于经济沉没度（200-400米）的有22口，高于经济沉没度的有35口，沉没度过小，泵效低，液量少，系统效率低；沉没度过大，由于抽油杆重量增加造成抽油机悬点载荷增加，能耗增加，系统效率也低。
　　针对以上存在问题，为提高机采系统效率，实现节能降耗，管理区以地下井筒分析、地面工程管理为基础，每个节点又划分为若干细节点，进行逐一控制，精细油水井监测、调整、维护治理工作，进一步提高机采系统效率，促进了油水井整体管理指标的提升。
　　二、主要对策
　　对策一：合理选择电机大小
　　电动机是抽油机井的主要动力设备，机采系统的耗电量最终也体现在电动机耗电上。因此电机大小与油井负荷是否匹配严重影响着整个系统的效率。当电机负载率低于20%时，随着负载率的提高，电机运行效率上升幅度较大，当电机负载率高于20%时，随着负载率的提高，电机运行效率上升缓慢，当电机负载率高于40%时，随着负载率的提高，电机运行效率基本稳定在90%。根据抽油机电机的运行工况特点，管理区确定20%为抽油机电机经济运行负载率。为了对现场的换电机工作进行指导，管理区通过试验、摸索，即根据光杆功率合理选择抽油机电机额定功率，对负载率低的电机进行“大调小”，可以达到提高抽油机电机负载率，实现节能的目的。2013年，普通电机负载率低于20%的油井进行了调整电机10台，平均负载率提高5.5%，平均单井节电率23.9%。
　　对策二：优化管杆泵设计组合
　　管理区存在一定比例的沉没度不合理油井，部分油井无对应注水井、地层能量不足导致严重供液不足、沉没度过小；而地层能量充足、供液良好的部分油井沉没度又过大，这都使得系统效率处在较低水平。
　　一是优化关键参数。为保持抽油机井举升系统高效节能工作，随着开发的深入，必须针对油藏产能、生产水平、地面地下等生产参数的变化，对生产井进行随时的地面与地下参数设计优化，改变抽汲参数和机杆泵组合。管理区充分结合油井实际生产水平的变化，从而优选机杆泵和抽汲参数组合。参数优化的目标值有两个，一个是系统效率，一个是产油量。而优化的目的就是找到系统效率与产油量的最佳协调点。首先管理区将影响机杆泵系统优化的主要节点列表，同时，对各相关因素给出最高评分，根据评分结果，选出最关键的因素，管理区选出了下泵深度、抽及参数优选、泵径三个最关键的主要因素。
　　二是建立优化模型。管理区根据关键因素构建了抽油机井优化模型。如
　　根据“PEOffice优化软件”与“抽油井能耗管理优化模型及流图”，管理区对抽油机井地面地下生产参数进行分析计算，结合油井的实际生产状况，以能耗最低为出发点，对每口抽油机井冲程、冲次、泵径和泵深进行[提供论文和论文，欢迎您光临www.]优化，对抽油杆、管、泵等井下工具进行优选，使其达到最佳组合，从而大幅度提高抽油机井的系统效率，达到节能降耗、提高经济效益的目的。
　　2013年，利用此软件参数优化56口，平均泵效提高12.1%，平均单井日节电21.7千瓦时，平均系统效率上升5.0%，百米吨液耗电降低0.44千瓦时，生产状况明显改善，沉没度趋于合理，泵效和系统效率等指标均有所上升，示功图充满度提高。
　　对策三：应用功率法测抽油机调平衡
　　在采油生产的过程中，由于原油物性的变化，油层供液能力的变化及油井工作制度的改变，都会破坏抽油机原来的平衡状况。为了保证抽油机安全运行，并实现节能的目的，必须随时对平衡率不达标的抽油机井调整。因功率法调平衡与电流法调平衡相比，能消除电流法在特殊情况下的假象平衡，尤其适用于某些用电流法测试抽油机平衡但吨液百米耗电较高的油井。
　　在现场的应用中，管理区应用了功率法测抽油机调平衡。对抽油机井实施平衡的动态调整78井次，平均日液上升1.0立方米，平均日油增加0.2吨，平均泵效提高3.4%，平均单井日节电19.4千瓦时，平均系统效率上升3.2%，平均百米吨液耗电降低0.12千瓦时，生产指标随着平衡率的改善都有所提高，取得明显节电效果。
　　对策四：优化配套工艺，减缓偏磨
　　为彻底治理因偏磨造成的多次作业井，管理区采取“四家联合诊断”方式，研讨了偏磨和泵径、泵深、冲次、含水的关系，从而用“井上、井口、井下”三位一体的防偏磨配套工艺技术，减少杆管偏磨程度。
　　2013年，技术人员对抽油管杆的使用情况进行了调查，对110口磨损井进行了统计分析，发现杆柱磨损集中在泵上300-600米之间。 泵随着冲次的增大，偏磨井比例明显上

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