RS抽油机节能减速器在A油田的应用

A油田部分油井存在供液不足、泵效低、耗电高等问题。要提高油井泵效和节能效果,就需要降冲次。在成本、改造技术难度等方面对比了各种降冲次方法的优缺点,最终确定采用安装节能减速器的方法来降低冲次。在抽油机的电机和减速箱之间增加一套辅助减速装置即为节能减速器。减速器可大幅降低抽油机的惯性负荷,因此能起到一定的节能作用。介绍了节能减速器安装尺寸的确定方法。A油田在126口井安装、应用了节能减速器。安装节能减速器后,126口井平均消耗功率由3.526kW下降到3.000kW,综合节电率达到14.08%;系统效率由5.943%上升到7.116%;平均单井日节电13.2kW.h,预计可实现年节电60.7×104kW.h;抽油机运转较平稳,减小了惯性载荷,从而减少了抽油机的机械故障;优化了油井运行参数,提高了泵效,减少了杆管磨损。     

电潜柱塞泵在低渗透油田的应用

肇州油田为低渗透油田,单井产量低,自投产以来一直采用抽油机—深井泵举升系统进行开采,存在理论排量过大、泵效低,杆系统断、脱、偏磨现象严重,机械结构复杂,系统效率低等问题。往复式电潜柱塞泵系统主要由直线电机、配套抽油泵、变频控制系统三大部分组成,举升工艺驱动方式由地面转向地下,地面无可动设备,减少设备管理工作量的同时降低了工人劳动强度;无杆举升克服了杆系统故障造成的检泵作业,消除了举升杆柱所需能耗。在肇413区块的现场应用试验结果表明:电潜柱塞泵举升可以满足油井的排量需求,平均泵效达到83.1%。电潜柱塞泵举升与抽油机举升相比,理论排量下降75%以上,平均节电65%,斜井节电可达85%;单井节省投资4.4万元,单井每年可降低维护运行费用1.1万元。建议今后在低渗透油田低产井加大电潜柱塞泵应用规模。     

低渗透油田抽油机节能技术研究与应用

大庆西部外围低渗透油田具有“三低”特点,油层埋藏深,按照常规方法选配抽油设备,造成载荷利用率低,系统效率低,电机功率利用率低,严重制约油田开发效益。针对低渗透油田抽油机配置偏大,系统效率低、能耗高的问题,通过理论研究和统计分析的方法研究产液指数的变化规律,进而得出抽油机载荷的变化规律,调整低渗透油田抽油机选型技术界限;结合节能设备特性进一步完善功率等计算方法,实现节能降耗的目的。现场应用519口抽油机井,取得了较好效果,平均单井日节电60k W·h,单井系统效率提高了2.4个百分点,年节电552×104k W·h。     

油田机采系统整体节能潜力分析及优化

大庆油田第八采油厂为了实现"十一五"期间将机采系统单井日耗电降低在80kW.h/d以下的目标,对全厂新投产井和老油田生产井的机采系统进行了理论计算和现场情况分析,制定并实施了有针对性的节能措施。对于新投产井,利用最佳冲程和冲次校核载荷、扭矩,优选机型及装机功率,对抽油机、电机进行优化匹配。对20个新区块采油工程方案中2272口井采取优选节能措施后,平均设计载荷和装机功率分别降低了28kN、9.8kW,平均单井日耗电由措施前的85.7kW.h/d降低至65kW.h/d,累计节电5600×104kW.h。对于老油田生产井,通过采取优化抽汲参数、加强盘根盒管理、进行抽油机节能改造等措施,并试点应用了间歇采油技术、往复式潜油泵采油技术、智能抽油装置采油技术,使全厂机采系统平均单井日耗电、吨油电耗降低到了78.3kW.h/d、58.6kW.h/t,实现了节能目标。     

工况自适应拖动装置应用效果评价

抽油机工况自适应拖动装置是一种将普通游梁式抽油机转化成智能抽油机的辅助性系统,可使抽油机在最佳状态下运行,在实现柔性启动、衡功率输出的同时基本消除反向发电,大大减轻因电机被负荷拖动而导致的减速箱内部齿轮间背击的冲击强度,在井下工况发生变化时,可自动调整冲次以协调供采平衡关系,追踪动液面至合理的设计值。2013年对工况自适应拖动技术进行了技术推广,现场共应用380套。该装置实际应用结果表明,平均单井功率因数由0.4提高到0.74,平均单井百米吨液节电率达9.2%,有效降低了能耗。平均单井系统效率由26.7%提高到30.9%,平均提高4.2个百分点。但受应用规模限制,目前对该装置在何种机型、电机类型、地层供液条件下应用效果最佳还有待深入研究。     

数控往复式潜油电泵采油技术在牛74块的应用

针对牛74块油井偏磨、泵效低和耗能大的问题,应用了数控往复式潜油电泵采油技术加以解决。介绍了数控往复式潜油电泵的工作原理、结构及技术特点。现场应用结果表明,与普通抽油机相比,应用了数控往复式潜油电泵采油技术后,系统效率由9．2％提高到了37％,日节电332kW·h;当泵挂深度在2500m以上时,井内的高温、高压和高矿化度的液体对动子腐蚀非常严重,采取了钢片整体包裹和更换耐高温的三钴磁性材料等措施进行解决。     

提高油田机采系统用能效率的措施

胜利油田1616口游梁式抽油机井的机采系统测试表明，游梁式抽油机井平均功率因数为0．461，平均系统效率只有28．59％．泵充满系统小于0．4的抽油机井占测试总井数的33％。分析显示．造成抽油机系统效率低的原因主要是：变压器与异步电动机之间匹配方式不合理，设备容量大，自身损耗大；占油田电机总量31．4％的Y系列电机的平均空载损耗大，为2.86kw：低产液井电机的冲次可调范围有限，受电机最低转度和皮带轮最小包角限制，其最小冲次仅可调到4次／min，但1～1．5次，min的冲次即可满足生产需要，造成能耗浪费。为此，开发应用新型抽油机脱动系统，抽油机电机负载率从15％提高到35％，平均有功节电率和无功节电率分别达到15％和80％；开发应用抽油机平衡度实时在线检测技术，实现节能降耗；开发新型永磁电机，以增大启动力矩，合理调节冲次。     

抽油机井一体化节能技术在油田中应用

抽油机是目前采油生产中的主要抽油设备,同时也是油田耗能的主要设备。将抽油机一有杆泵抽油系统分为地面及井下两部分,根据抽油机井光杆功率及电网向抽油机系统输入的总电能,分析得出抽油机井地面能耗约占总能耗的30%,地下能耗约占总能耗的70%,地下能耗节能潜力较大。地下损失能量主要包括黏滞损失功率和滑动损失功率,滑动损失功率与冲程和冲次成正比,黏滞损失功率与冲程和冲次的平方成正比。在抽油机井能耗影响因素中,运行参数是易于控制的主要影响因素。因此,确定了"大泵径、长冲程、低冲次"的地面及地下一体化优化节能思路。累计实施1152井次,系统效率由优化前的26.17%提高到30.81%,节电率达15.09%,年节电1216.86×104kW.h,节约电费776.48万元,加上节约作业费用和维护费用,年获经济效益1420.28万元。     

节点理论在抽油机系统节能中的应用

2004年大庆油田采油十厂机采系统能耗占全部能耗的43.56%,系统效率仅为6.0%。相关文献和资料表明:常规抽油机-有杆泵抽油系统中各耗能节点依照效率从低到高排序依次为电机、抽油泵、抽油杆、管柱、皮带、减速箱、四连杆机构和盘根盒。对能量传递过程中能量损失较大的电机、抽油泵、抽油杆和管柱的效率进行分析后,确定如下节能措施:更换节能电机和节能配电箱,提高电机效率;使用HY级高强度抽油杆代替D级抽油杆;应用系统效率优化软件对单井参数实施动态调整,包括冲次调整、冲程调整、泵径调整和泵深调整等。通过实施以上措施,大庆十厂机采系统能耗得到有效控制,总装机功率上升幅度与抽油机井年耗电增长幅度均低于井数增加比例,吨液机采耗电从2007年的51.05kW·h/t下降至2008年的50.62kW·h/t,系统效率从2007年的6.78%升至2008年的6.85%。     

抽油机“一拖多”转子变频能量回馈调速节能效果分析

针对目前抽油机的能耗状况,提出降低能耗的改造方案:将电机更换为绕线式电机后,将控制系统更换为"一拖多"转子变频调速系统。通过对该方案的实施效果进行分析证明,利用该方案有功节电率11.70%,无功节电率76.87%,综合节电率16.41%,节能效果显著,具有良好的经济效益和社会效益。     

国内不压井（带压）作业技术应用现状探讨

介绍了国内不压井（带压）作业技术应用现状和工艺水平,重点论述其工艺原理、结构组成、技术关键,并对相关性能参数进行了计算,对各系统安全性进行了分析。统计结果显示,截至2007年,国内吉林、大庆、辽河等油田共实施不压井（带压）作业1295次,其中,注水井占91.4%,油井占6.6%,气井占0.8%,带压大修占1.2%。带压作业最高施工压力为注水井16MPa,气井4.6～7.8MPa,油井6.3MPa,带压大修12MPa。     

低频声波振动采油技术在低渗透油田适应性探讨

针对大庆长垣外围低渗透油田,采用低频声波振动采油技术,对近井地带存在污染井进行振动解堵。低频波作用于饱和的油气水层时,可以提高渗透率,促使液体加速流向声源,向井眼聚集,同时分解出的气泡脉动穿过岩石的空隙疏通孔道,可以达到降黏、脱蜡、防垢的效果。一定频率的振动波在不同地层渗透率条件下的处理效果是不同的。低频波(1～300Hz)不易衰减,传播距离远,较适合在低渗透油田应用。现场共试验应用20口井,措施初期有效15口,有效率75.0%。目前正常生产19口井,有效11口,已累计增油1494t。从效果分析看,在压裂有效期内的井均无效。该技术适用于因作业或洗井等原因造成油层污染、产量下降的井;投产以来产量递减异常井;压裂有效期短的井。今后应针对不同的油层及油井特性,将适当的方法组合起来,开发出更有效、更经济的声波采油技术。     

低渗透油田机采井量化调参方法

合理流压已成为机采井参数调整的理论依据,但无论是调大还是调小参数,还仅仅是依靠经验,因此需要一种量化调参方法指导参数调整。根据低渗透油田油井流入动态关系式可以确定n值,求出系数A,绘制出相应的流入动态曲线。在合理流压下,低渗透油田油井产能可得到最有效发挥。在井底流压保持一定的条件下,井口产量为泵的理论排量与泵效的乘积。以合理流压为理论依据进行参数调整,最终要实现的是油井产能充分发挥,即井口产量等于油井最大井底流入产量。根据该方法2009年进行参数调整136井次,其中调大参数98井次,流压由7.9MPa下降到6.1MPa,日增液0.6t/d,日增油0.2t/d;调小参数38井次,流压由2.6MPa升至4.5MPa,日增液0.2t/d,日产油由1.4t/d稳定到1.5t/d。量化调参方法突破了靠经验进行参数调整的传统方法的局限,能够确保流压调整一次到位。     

胜利油区河50丛式井组调整井钻井技术

河50断块丛式井组为全国最大的陆基平台井组,1989年投入开发,共有油水井45口,其中斜井43口,最大井斜角在19°～63°之间,现已进入高含水期,产能建设亟需进行调整开发。该断块探明含油面积2.6km2,地质储量1052×104t,可采储量242×104t,呈扇状分布,属稀油低渗、低饱和高压岩性构造油藏,具有天然能量充足、产量递减快的特点。由于老区采油地层压力亏空,调整井钻井过程中易出现井漏、井涌、坍塌等复杂情况,加之老区井网密集、斜井众多,井身轨迹控制困难,防碰难度大,对钻井技术、油气层保护和固井质量提出了更高的要求。对此,制定了井身轨迹控制与防碰技术措施;优选了适宜不同地层的钻井液体系;形成了井壁稳定与承压堵漏技术、固井技术和油气层保护技术。实钻效果表明:河50丛式井组调整井钻井技术有效解决了该区块井漏、井塌、缩径及固井时水泥浆漏失等井下复杂情况,井身质量和固井质量合格率均为100%。     

欢喜岭油田提高稠油采收率技术应用实践

欢喜岭油田稠油油藏经过20多年开发已进入“两高一低”,即高含水、高采出程度和低油汽比的开采阶段,常规蒸汽吞吐开发方式面临诸多矛盾,进一步提高采收率难度大。为此,开展了稠油蒸汽吞吐转换为蒸汽驱、利用水平井技术实现老油田“二次开发”及提高稠油吞吐井开发效果配套技术（包括分层注汽、组合注汽、水平井多点注汽、水平井双管注汽、化学辅助吞吐等）的研究与应用。措施实施后,累计增产原油110.6×104t,创经济效益11.7亿元。     

特高含水油田成本变化规律影响因素分析

我国很多油田进入了特高含水阶段,通过对特高含水油田生产成本变化规律进行研究,找到降低高含水区油田成本的方法 ,对我国油田目前的经营管理具有重要的现实意义。以我国某东部油田采油厂为例,以2006~2012年该厂的生产数据和2006~2012年中国统计年鉴中有关原材料、燃料、动力购进价格等数据构建数据库(以2006年为基期),利用SPSS软件指数分析了含水率、电力价格、物价这三个主控因素对单位完全成本、操作成本的影响。分析结果表明,含水率、电力价格、物价均与单位完全成本、操作成本呈正相关,对单位完全成本、操作成本影响很大。提出了降低高含水油田生产成本的措施建议:实施"科技降本"战略,有针对性地开展科技攻关,采取降低含水率、降低产液量的新技术和新方法降低采油成本;分析不同的油藏类型的特点,把油井划分为A、B、C三个不同的等级进行成本管理;调整成本工艺结构,获取经济产量效益。     

节能降耗技术在抽油机井上的应用

针对抽油机井能耗高的问题,对油田目前应用的各项节能技术进行了分析及测试评价。不同的节能产品,在不同井况下,其节能效果有很大差别,筛选出节能效果好的进行优化组合。通过评价试验,新区方案设计应以节能抽油机为主,节能型拖动装置为辅,并且匹配要合理;对于供液不足井,应采用调速电机、智能间抽技术。资料统计表明,智能间抽时平均日产油比连续生产时上升0．4t／d,平均日耗电量比连续生产时下降50kW·h。     

川中油区侏罗系特低渗油藏中后期采油工艺技术对策

川中油区侏罗系油藏属于非均质特低孔渗、低丰度、低采收率非常规油藏。在历年开采中,先后采用了抽汲、柱塞采油、超声波解堵、低频脉冲解堵、微生物采油、振荡洗井、挤轻质油、热油洗井、机抽、螺杆泵等采油工艺技术,部分工艺取得较好效果。目前,大部分油田进入开采中后期,呈现出油藏压力低、单井产量低、井筒液面低、结蜡较为严重等特点。对川中油藏的开发现状进行梳理分析,对历年采油工艺应用进行总结,归纳了当前采油工艺存在的三个技术难点,并结合目前采油工艺技术发展水平．着重从间歇井提高单井产量、清防蜡采油配套工艺研究和水平井采油工艺及配套技术研究等方面,提出适合于侏罗系特低渗油藏现状的采油工艺技术思路：重视井筒和近井地带的处理技术;继续研究并发展小泵深抽技术,特别是研究如何提高泵效和机抽井系统效率问题;开展采油工艺技术试验,特别是螺杆泵采油和柱塞采油工艺试验：同时,针对清蜡频繁且存在蜡堵、影响生产的井,优选电磁防蜡工艺等。     

太阳能辅助采油技术及其可行性

介绍了太阳能辅助采油的原理,即借助太阳能捕集、贮存、转换等技术,将太阳能转换成热能,提高采油注入水（或蒸汽）、稠油井掺水等温度,以降低原油黏度、提高原油流动能力,最终达到提高采收率的目的。以孤东油田为例,分析了太阳能辅助采油的技术可行性。分析结果表明,该技术适用于太阳能丰富的地区,更适宜辅助稠油开采,同时能大幅度降低开采能耗和成本,是一项具有良好前景、值得推广的技术。