锦州采油厂锦45块提高机采井系统效率做法

       作者：孟广利
根据采油作业四区生产实际情况，以深化地质分析为前提，优化地面地下生产参数为主线，强化生产管理为保障的总体思路，分技术、设备、管理、监测四方面协同开展工作。通过精心的组织、精进的态度、精准的设计、精确的调整，使稠油井机采效率有了进一步提高。 
　　一、机采效率现状及影响因素分析 
　　1.机采效率现状 
　　我区共管理15座采油站，2010年总井502口，开井321口，平均日产液5178t，冲程3m，冲次2.5-6/min，单井平均日产液16.13t，平均沉没度131.6m，φ44mm抽油泵217台，φ57mm抽油泵84台，8型抽油机78台，10型抽油机165台。 
　　2010年，共测试机采井373井次，系统效率为20.77%，单井平均有功功率为7.06kW，单井系统效率合格井数为132口井，占到总测试井数的41.1%，系统效率低于23%有189口井，占总测试井数的58.8%，其中，测试系统效率小于15%的有73口，15%-23%的有116口，23~30%的有110口，大于30%的有22口。 
　　2.机采效率影响因素分析 
　　通过测试资料解释，从油藏基本特征、开发历程及开发现状入手，查找了影响锦45块机采井系统效率的五方面因素： 
　　2.1方案设计方式单一，没有做到因井而异； 
　　2.2稠油吞吐采出液不稳、油井工作参数不合理； 
　　2.3设备匹配不合理，存在“大马拉小”车现象； 
　　2.4低产低液井较多，降低机采效率； 
　　2.5井口回压偏高。 
　　二、方案制定的原则及目标 
　　锦45块以蒸汽吞吐开发为主，吞吐初期的高产液、吞吐末期低产液是提高系统效率的主要瓶颈。 
　　1.方案实施原则 
　　1.1油藏、井筒、地面相统一。 
　　1.2效益最大化原则。 
　　1.3最佳参数、管柱匹配设计原则。 
　　1.4投入最简化的原则。 
　　2.方案实施目标 
　　以“持续量化考核，经济技术评价”管控系统流程，力争锦45块整体实现率达到70%以上，系统效率提高至23%。 
　　三、方案实施情况及效果 
　　根据以上影响因素，结合油井生产实际情况，具体措施如下： 
　　1.强化地质研究，优化管、杆、泵方案设计 
　　1.1深入研究油井特点，加大机采优化力度 
　　针对锦45块稠油井生产特点，结合油井具体生产情况，在设计思路上主要从以下三个方面入手： 
　　蒸汽驱井：加深泵挂，延长生产周期，提高产液量； 
　　东部高含水井：在保证合理沉没度的前提下上提泵挂，降低悬点载荷； 
　　常规吞吐井：以吞吐始末平均产液量为基础，兼顾头尾，利用变频器动态调整生产参数。 
　　截至目前，对符合条件的85口油井进行了优化设计，同比去年机采优化井数增加了19口，实施率达到100%，系统效率由实施前的18.41%提高至25.97%，效果明显。 
　　1.2加强作业质量监督，提高一次作业成功率 
　　在作业井监督过程中坚持严抓细管和常抓不懈，杜绝返工井。对下井管、杆、泵逐一进行检查，避免无功作业，保证机采优化效果。同比去年检泵井次下降11口，同比2009年下降20口，管漏、管杆断脱和返工井次明显减少。 
　　2.推广节能设备应用 
　　2.1普及应用节能调速电机 
　　2011年，更换节能调速电机28台，普及率达开井数的90%，提高了电机的功率因数与油井系统效率，累节电22.8×104kWh。 
　　2.2推广应用抽油机节能变频器 
　　2011年加装抽油机变频器30台，累节电30.7×104kWh，30台抽油机变频器更换后系统效率提高了4.89。 
　　2.3抽油机电机皮带自动调节装置 
　　2011年，安装抽油机电机皮带自动调节装置25台，更换皮带的操作时间减少15分钟以上，延长皮带使用寿命23天，25台抽油机电机皮带自动调整装置更换后系统效率提高了0.57。 
　　2.4单井真空加热炉 
　　为减少回压对产量的影响，2011年，大力组织安装单井真空加热炉30台，在降低井口回压的同时提高油井产量，提高单井加热效率，单井平均回压降低0.1MPa。 
　　3.精细生产管理 
　　3.1抽油机井平衡度管理 
　　我区专门制订了抽油机井预调平衡度管理制度，开井前根据方案设计的悬点载荷、日产液量、单井回压等参数，进行抽油机预调平衡，减少了开井后调平衡的工作量。2011年，有针对性地预调平衡92井次，全区抽油机平衡率达到93%，累节电44.6×104kWh。 
　　3.2降回压管理 
　　今年我厂对锦16块、锦7块等7个区块实施稠稀油分输工程，将回掺原油中的稠油比例降低至0.4%，极大提高了稀油油品性质，同时，在日常生产管理中，通过地面掺水、地下掺油、加强炉火监控等方式，综合降低单井回压，提高单井产液量和系统效率。 
　　3.3低产低液井管理 
　　通过执行“油井ABC”、“一井一策”等管理方法，强化油井动态管理，提高挖潜效果。2011年，共实施挖潜772井次，累节电86.7×104kWh，累增油887.85t。 
　　对于油稠、低产液井，通过高温水洗降粘，有效的降低了原油流动粘度，提高了油井产量，保证了此类井的长期平稳生产。 
　　3.4强化设备保养及工艺流程保温 
　　为减少设备传动损耗，提高油井系统效率，我区在油井作业期间组织设备保养。2011年，组织设备保养184井次，防腐保温20余公里，水套炉防腐保温20余台，提高热效率10%左右。 
　　4.新工艺、新技术的应用 
　　4.1直驱螺杆泵采油技术 
　　直驱螺杆泵采用节能型大力矩永磁同步电动机直接驱动，使单井耗能降低1/3以上，线路损耗节省80%，综合节电率约20%。 
　　2011年，我区引进安装5台，测试单井平均有功功率为4.66kW，系统效率25.02%，累节电5.01万kWh。 
　　4.2底水回掺工艺 
　　我区汽驱82#站平均日产液700m3，含水89.8%，温度高达70℃，通过在“三合一”装置底部加装底水回掺泵，将底水抽出代替掺水，并应急组织异常井洗井。即保障了回掺液量降粘的温度又保障了回掺液量的地层配伍性，2011年，利用该工艺挖潜洗井47井次、解卡洗井36井次（成功25井次），增油487.64吨。 
　　4.3稀土永磁调速电机节能技术 
　　稀土永磁同步电机不需要普通同步电动励磁线圈和集电环，它具有体积小、重量轻，结构简单、效率高、功率因数高、运行稳定、维护简单等一系列特点，2011年，我区引进安装5台，测试单井平均有功功率为6.84kW，系统效率23.5%，5台稀土永磁电机更换前后平均有功功率下降了0.89kW，系统效率提高了2.71。 
　　5.实施效果 
　　截止到今年年底，我区锦45块总井502口，开井326口，单井平均日产液16.39t，平均沉没度136m，6型抽油机56台，8型抽油机91台，10型抽油机157台，螺杆泵22台。由于自然递减，同比去年φ44mm泵有所增加，2011年，φ44mm泵253台，φ57mm泵51台。 
　　2011年，完成测试652井次，目前全区平均机采效率24.19%，实现率为72.4%，分别高出计划指标4.9和3.3个百分点，抽油机井计划耗电1778.94×104kWh，实际发生1586.24×104kWh，节电192.7×104kWh，单井平均有功功率为6.24kW，同比去年下降0.82kW。 
　　测试系统效率低于15%的有32口井，比2010年减少41口井；15~23%有58口井，减少58口井；23~30%有193口井，增加83口井；大于30%有43口井，增加21口井。 
　　四、结论 
　　1.井口回压的升高会使油井产液量减低，泵况较差的井影响更大； 
　　2.提高机采效率应从调平衡、合理匹配电机、使用变频控制装置、加强抽油机的保养、优化管杆组合、降低井口回压等几方面着手。 
　　3.加密油井系统效率监测，实现每季度测试覆盖率100%；将指标管控融入日常管理，实现机采效率优化工作常态化。 
　　4.分析论证90口机采效率低于23%井的优化措施，采取多种手段进一步提高机采效率。 
　　5.一步扩大变频器、永磁电机等新型节能设备的覆盖率，保证设备高效节能运行，提高机采系统效率。

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2019-07-24