杏北开发区油井间抽技术研究与应用

大庆油田杏北开发区已进入高含水后期,低产低效油井不断增加,造成电能浪费和抽油设备的无功摩损。确定了间抽井的选井原则,避免了这部分井影响原油产量和机采指标。确定合理间抽制度的方法有两种,一是根据泵抽产量曲线、泵抽沉没度曲线和沉没度恢复曲线确定间抽井的起停时间;二是使用智能型微电脑采油控制器确定间抽制度。根据间抽制度的长短,分别实施人工间抽和使用间抽控制器自动间抽两种方式。间抽井存在着一个高产、高效区域,间抽制度能否体现高产、高效的原则,不但与泵抽时间有关,而且与恢复时间有关。采取新的间抽生产制度后,不仅能降低能耗、有效延长油井的检泵周期和举升设备的使用寿命,还可以协调附近井组的供排关系,使注入液体的流向更加合理。对于高含水后期油田减少无效产出,提高开发效果具有重要意义。     

胜坨油田抽油机井沉没度的优化分析

抽油机井的沉没度是影响泵效和系统效率的重要因素。一定的沉没度能够使产出液具有一定的能量,从而平衡掉压头损失,打开泵阀,进入泵内,在活塞的往复运动下举升到地面。沉没度的大小不仅影响到泵效大小,更影响到整个机采系统效率的大小。沉没度过小,自由气可能脱离而吸入泵中,影响抽油泵的排量系数,从而影响泵效和系统效率;沉没度过大,下泵深度就增大,杆管增长,造成冲程损失增加,系统总的举升负荷增大,这又会使抽油泵的排量系数降低,影响泵效。另外,增大沉没度就增加了原油中溶解的气量,溶解气在地面脱出后将引起原油的体积收缩,严重影响抽油机系统效率,使地面产量减小。所以,需要确定一个合理的沉没度值,实现泵效和系统效率最优。结合生产实际,合理优化不同作业类型下的抽油机井沉没度设计标准,为油田生产提供设计依据。     

抽稠泵配套组合在塔河油田的应用研究

塔河油田主力油藏为奥陶系碳酸盐岩缝洞型油藏,属于典型的超稠油油藏,开采难度极大。随着油田挖潜力度的不断加大,地层能量逐渐下降,机械采油成为主要的举升方式,其中抽稠泵是最主要的采油方式。目前,抽稠泵在生产中躺井率居高不下,主要表现为抽油杆断裂频繁、泵漏失严重以及参数异常等3个方面的问题。从泵型、泵挂深度、杆柱组合等方面分析,通过对抽稠泵泵型及泵间隙研究、泵挂深度的确定与研究、杆柱组合方式优化,根据油井产能预测选择抽稠泵类型及排量范围,根据不同区块原油物性选用不同泵间隙,根据沉没度与黏温拐点要求选择合理泵挂,从而得到合理的抽稠泵配套组合,从源头解决泵型的合理性、泵间隙的优选性,降低断杆率,提高系统效率,间接提高油井的采收率。将该抽稠泵配套组合应用于TH10286H井,转抽作业后实现稳产,日产油约25t/d。     

螺杆泵采油提产增效技术研究

通过统计大庆油田螺杆泵井和抽油机井近10年沉没度现状,发现螺杆泵井平均沉没度比抽油机井平均沉没度高212m。制约螺杆泵采油的4个主要影响因素分别是:在螺杆泵理论排量、定子管直径相同情况下,1:2型线结构螺杆泵因导程长易漏失,导致泵效降低,又因偏心距大,导致杆管偏磨能耗增加,严重时会导致杆管损坏检泵,降低产量;井下液体流动性影响泵的充满程度,导致转速上调但产量不增加;螺杆泵常规驱动装置传动效率低,参数调整不方便;生产运行参数不合理导致沉没度高,抑制产液。根据各项影响因素制定实施了相应解决措施,研制了3:4型线单螺杆泵、螺杆泵井下防偏磨装置、螺杆泵井除气降黏提液辅助装置、螺杆泵地面直接驱动装置,并应用了等排量对比法与弹性调参法。措施应用后,平均单井日产液量增加6.2t/d,系统效率提高2.5%。     

有杆泵深抽配套工艺技术在川北油田的应用

川北油田主产油层为侏罗系自流井组大安寨段及千佛崖组,平均埋深2700~3200m,原油蜡含量在7%~17%之间,生产气油比在500m3/t以上,油井开采后期地层压力低、供液能力差。35年的生产实践证明,通过有杆泵深抽能最大限度释放油井产能、采出地下剩余原油,是提高原油采收率的有效措施。针对川北油田的特点,通过优选管式整筒泵及横销式撞击泄油器,优化H或D级抽油杆组合并加装抽油杆活络防脱器,形成生产管柱优化技术;通过对比,优选出可旋转式尼龙刮蜡扶正器,并探索了利用本井原油进行热洗井清蜡的工艺,形成不动管柱清蜡技术;通过在油管底部加装井下脱气装置XQSM-102多级高效气(砂)锚,同时采取控制合理套压生产等措施,形成防止泵受气体影响工艺技术;以这三项技术为主要内容,形成的有杆泵深抽采油配套工艺技术,于2013年在川北油田已停喷的SP2-1H井进行现场应用,机抽生产224d,平均泵效约40%,平均日产油2.8t/d,生产情况稳定。     

83/44侧向进油大排量抽稠泵的研制与应用

塔河油田碳酸盐岩稠油油藏具有超深、超稠,以及高密度、高黏度、高含胶质沥青质、高含硫化氢、高矿化度的"两超五高"特点,50℃原油黏度在1500~(210×104)mPa·s之间,原油黏温拐点深度为2500~5000m,采用掺稀油降黏方式生产。常规抽稠泵受排量限制,难以满足稠油举升需求;电泵运行寿命短,成本高。为提高机采井运行寿命,降低采油成本,在常规液压反馈式抽稠泵基础上,研制CYB-83/44侧向进油大排量抽稠泵。该泵上泵筒长度10.2m,最大冲程8.7m,进油通道仅为0.2m,进油口直径达到51mm,配套8m冲程抽油机,最大理论排量可达179m3/d。根据柱塞外径尺寸,设计了两种管柱及杆柱组合方式,并分别在稠油井中进行了矿场试验。结果表明,油井地层产量增加,稀稠比下降,有效泵效提高,且与电泵相比,免修期增加,采油成本显著下降,可替代小排量电泵在超稠油区块推广应用。     

塔河油田原油深抽工艺技术研究与应用

塔河油田油藏属于缝洞型碳酸盐岩油藏,埋藏深度大（埋深为5350～6600m）,流体性质复杂,黏度变化较大,开发难度大。针对稀油生产井普遍存在的泵效低、杆柱载荷大、冲程损失严重、地面设备不配套、调参困难等问题,通过技术研发与引进,形成了以自动补偿泵、双层泵、侧流泵、侧流减载泵为主的稀油深抽工艺．现场应用10井次,累计增油9135t,侧流减载泵实现了最深泵挂4716m。针对稠油生产井普遍存在的稠油难以入泵、大泵下不深、小泵不能满足油井生产、油井普遍高含硫化氢等问题,形成了以小泵深抽、深抽抗稠油电潜泵为主的稠油深抽主导工艺,并在现场进行了20井次以上的推广应用,累计实现增油8．7×10^4;同时开展了水力喷射泵-抽稠泵接力举升先导试验．该工艺反掺稀油由水力喷射泵一级举升至抽稠泵泵挂深度,再由抽稠泵系统举升到地面,实现了5000m人工举升。     

机采井多参数整体优化技术的应用与评价

机采井多参数整体优化技术以低能耗为设计原则,在产液量不变的前提下,综合考虑抽油机井各运行参数分组整合后对系统效率的影响,合理优化机、杆、泵等抽汲参数.通过100口井现场试验数据表明,该技术是一项极为实用、高效且具有广阔推广前景的节能降耗新技术.     

机采井多参数应用与评价

机采井多参数整体优化技术以低能耗为设计原则，在产液量不变的前提下，综合考虑抽油机井各运行参数分组整合后对系统效率的影响，合理优化机、杆、泵等抽汲参数。通过100口井现场试验数据表明，该技术是一项极为实用、高效且具有广阔推广前景的节能降耗新技术。     

胜坨油田坨28断块东一段油藏地质特征及开发状况分析

坨28断块位于东营凹陷北部,是一被断层切割的复杂化的穹窿背斜,分东一段、东二段两套开发层系。经过20多年的开发后,该断块已经进入高含水期开发阶段,开发矛盾日益突出,亟待解决。油藏地质特征、构造特征、沉积相、温压系统和流体特征分析认为,该区块属于高孔高渗、常温常压、受岩性控制的常规稠油油藏。该区块单井产量低,东一段目前平均单井日产油2.3t/d,且日产油量在1~3t/d的井占到总井数的51.6%。采油强度随原油黏度升高而降低,东一段全区平均原油黏度为4338m Pa·s,采油强度维持在0.55t/d·m左右。东一段综合含水达90.1%,含水超过60%的井占总井数的93.4%,含水超过80%的井占总井数的73.8%,进入高含水阶段。对比注水开发前后井组动态生成数据发现,注水初期井组液、油产量略有上升,但很快下降,含水上升,动液面稳中有升,表明常规水驱开发效果不明显。因此,需要探索新的油藏开发模式和开发工艺技术,提高普通稠油油藏采收率。     

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。     

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%。     

抽油机井泵况诊断方法研究

目前,大庆油田第九采油厂大部分油井采用有杆泵作业,在实际生产运行中,由于机械设备的长期磨损,导致机采井井下故障较多,不同程度地影响油井产量,最终必须进行作业处理。而正确的抽油机井泵况诊断有利于及时发现问题,提高诊断符合率,避免误报、错报作业,并可通过采取适当措施来降低维护作业比率,作到有的放矢,切实解决油井生产中的实际问题。对于深井泵发生的几种常见故障,包括杆管断脱、井口漏失、管体漏失、泵固定凡尔漏失、泵游动凡尔漏失、泵活塞间隙漏失等,从深井泵工作原理出发,结合抽油机井生产实际,进行了重点分析,给出了几种常见故障发生时的基本示功图形状、现场憋泵表现及电流特征。在实际判断中,必须结合各方面资料以及现场发生的各种实际现象,同时结合单井实际情况,具体分析,不能一概而论,尽量减少判断误差。     

小井眼过悬挂器配套工艺技术研究与应用

牛居、青龙台、茨榆坨油田有侧钻井124口,开井75口,日产油水平为267t/d,占全油田日产量的35％.目前,部分主力区块受地质条件和开发因素的影响,某些油井出现套管变形、套管错段等不同程度的套管损坏,造成油井停产;且受套管内径限制,各种常规井下工具难以通过悬挂器进入小井眼,采油、作业工艺配套问题日益突出.研制出小直径抽油泵、小直径堵水工具、小井眼大通径防砂工具配套组合,并完善了侧钻井采油、修井配套工艺.小井眼过悬挂器配套工艺技术,有效缓解了由于侧钻井开窗悬挂器带来的泵挂加深难题,通过使用小井眼泵、连续抽油杆、内衬防蜡防偏磨油管和小井眼大通径防砂工具等配套组合,延长了油井断脱、漏失、砂(蜡)卡等检泵周期,提高了油井生产时率,稳定了侧钻复产井产能,对老区老井依靠侧钻复产、稳定产能提供了技术支持.     

有杆泵抽油机井节点能耗及系统效率优化仿真模型及应用

机采井能耗高、系统效率低,严重制约了大庆油田有杆泵抽油系统的高效运行和区块整体经济、有效开发,机采井的能耗分析与节能优化研究已成为油田节能工作迫切需要解决的问题之一.通过对有杆泵抽油机系统效率进行组成分析,把有杆泵抽油机系统分为电机、皮带、减速箱、四连杆机构、盘根盒、抽油杆、抽油泵和管柱8个节点,建立了能耗所占比重较大的电机能耗、抽油泵能耗、抽油杆能耗和管柱能耗仿真模型以及熵权模糊优化仿真模型.根据所建立的仿真模型和大庆油田某采油厂在用的4种机型的8个节点的测试资料,利用Visual Basic 6.0开发了有杆泵抽油机系统节点能耗和系统效率优化仿真软件.仿真计算结果表明,各节点损耗大小的次序为:电机＞抽油泵＞抽油杆柱＞管柱＞皮带-减速箱＞四连杆＞盘根盒.依据仿真结果,有针对性地进行抽汲参数优化,使抽汲参数更加合理.与优化前相比,抽油机井优化后的系统效率提高了4.74个百分点.     

塔河油田深抽效果分析及其优化决策技术

塔河采油一厂管理的油藏类型包含底水砂岩油藏、弱能量河道砂油藏、缝洞型碳酸盐油藏及凝析气藏,深抽井主要集中在弱能量河道砂油藏和底水砂岩油藏。随着开发的深入,深抽井数逐年上升,但深抽有效率偏低,仅为63.1%,亟需完善深抽优化决策技术。通过对178口深抽措施见效井回归统计分析,研究了深抽与不同油藏类型的提液、降液面、增油等因素之间的见效规律,进行了投入产出效益分析。综合地层能量、储层物性、提液幅度对深抽效果的影响,提出以质量效益为中心的深抽优化决策技术,在经验对比法和节点分析法基础上,研究了供排关系平衡点的确定方法 ,形成了气体影响、冲程损失等因素在内的效益优化决策技术,为深抽工艺的进一步发展奠定了基础。分析认为,塔河油田弱能量砂岩油藏泵挂深度超过3500m,深抽效益较低,不宜采用深抽工艺,可采用间开生产工艺;建议对于底水砂岩油藏部分物性差或储层污染井,开展相应储层沟通改造工作,尽可能改善此类深抽井的供液状况。     

精细油藏描述技术在水平井轨迹设计中的应用

大庆油田萨中开发区自从2002年起进行水平井开发技术研究,经过几年的探索,形成了较为完善的挖潜厚油层顶部剩余油的水平井水驱挖潜技术。研究过程中,精细油藏描述技术在调整对象的确定、储层内部结构认识、水平井空间轨迹设计等方面发挥了重要作用,且该技术亦逐步得到完善。水平井的开发效果,取决于前期精细油藏描述的准备工作。如果在一定的油层条件下,选井过程中有较高的前期地质研究基础,对油藏认识比较清楚,构造、储层、流体特征刻画细致,并能够建立精细地质模型,则水平井就能得到较好的开发效果。大庆油田主力油层聚驱后设计的第一口水平井位于剩余油滞留区内,该井完钻井深1620m,完钻水平段长度563m,油层钻遇率达到67.1%。在深入研究剩余油分布状况、优化轨迹设计基础上,进行调整挖潜,该井初期投产日产液为134t/d,日产油为12.9t/d,含水为90.4%,含水较同类型直井低7个百分点以上,产能是直井的2倍以上,获得一定的开采效果。