提高机采系统效率研究与规模推广

来源:用户上传      作者: 任凤伟

　　[摘 要]针对抽油机井系统效率比较低的实际情况，结合锦州油田开发现状，将地质与工程相结合，对影响机采系统效率的因素分析，对抽汲参数和系统硬件进行优化配置，加强了抽油机井的管理与实时监测，提出了较系统的研究思路和方法，以提高机采系统效率。
　　[关键词]机采系统效率；影响机采效率因素；实施效果
　　中图分类号：TE933.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）20-0227-01
　　一、项目背景
　　油气田连续生产最大的能耗是电能，辽河油田公司锦州采油厂2013年总耗电量为17214×104kWh，其中采油系统耗电就高达11698×104kWh，占全厂耗电量的67.95%，费用达7253万元，98.8%为机械采油能耗。因此，如何提高机械采油系统效率，是实现节能挖潜、降本增效的关键。
　　抽油机井系统效率是指在抽油机提液过程中反映出抽油机生产系统的能耗水平。
　　二、影响抽油机井机采效率的因素
　　2013年，共测试抽油机井1080井次，系统效率为20.58%。单井平均有功功率为6.77kW，单井系统效率达到23%井数为264口井，占到开井数的36.8%。系统效率低于23%有452口井，占到开井数的63.2%。
　　（1）地面部分影晌因素
　　1.1机采设备老旧，传动损耗大
　　地面机采举升设备90%投运超过20年，设备新度系数为0.056。设备劳损严重，经过经验值估算，地面减速箱、四连杆机构、皮带等传动功率损失达到了20%以上。
　　1.2 二次电系统不合理，电损过大
　　目前，锦45块运行的二次电设备电容，50%以上都已损坏，导致功率因数低0.5，传输了大量的无功，造成了大量电能的损耗。
　　1.3 电机存在“大马拉小车”现象，电机负载率低
　　在用22/17KW、34/26KW等调速电机占开井数的79.1%，老式37KW普通电机109台，占开井数的15.2%，老式电机负载率低，留有较大的功率裕量，通过同一口井不同功率电机测试空载电流，显示负载率越低的电机耗电量越大，即造成了电机容量的浪费，又增加了电机的耗损，导致电机功率因数偏低。
　　（2）地下部分影晌因素
　　2.1 井况差井斜大，增加摩阻损耗
　　锦45块，井斜15度以上的油井有310口，占总井数的42.5%，偏磨位置主要集中在600米至800米较为严重，导致管杆偏磨严重，增加了液量举升载荷，导致系统效率偏低。
　　2.2 油井出砂，导致泵筒漏失量大
　　出砂造成泵筒磨损严重，液量举升过程中漏失量大，导致有用功损耗、系统效率偏低。
　　2.3 油井高含水，Ⅱ级泵开采泵效低
　　锦45块东部，开采过程中，遭受严重水淹，综合含水高达95%左右，目前处于高含水、高产液生产现状。Ⅱ级泵柱塞与泵筒间隙大，导致井下泵筒漏失，泵效偏低、系统效率偏低。
　　2.4 油井低产低液，影响机采效率
　　蒸汽吞吐与蒸汽驱开采，部分储层纵向受效不均，井组油井平面采出不均衡，导致地层连续供液能力差，沉没度低、泵挂深度低，液量举升高度高，低产液井占到开井数34.2%，造成系统效率偏低。
　　2.5 原油粘度高，举升集输阻力大
　　原油粘度高，尤其是吞吐末期原油粘度大于5000mPa・s以上的油井，占开井数的77.9%，集输半径超过500米的油井占57%，并且伴生气少、外供天然气短缺、加热设备老化等造成部分井回压高，液量举升和集输中转阻力大，导致机采系统效率偏低。
　　（3）管理部分影晌因素
　　3.1 吞吐周期内参数调整不及时
　　稠油吞吐周期内油井供液能力和原油物性波动较大，吞吐周期内需要多次调整单井平衡度、冲次，管理难度较大。
　　三、锦45块提高机采系统效率的思路
　　明确以深化地质分析为前提，优化生产参数为主线，强化生产管理为保障的总体思路，分技术、管理、设备、监测四方面协同开展工作。其中提高电机功率因数，确定合理的电机负载率，降低无用功损耗是优化工作的关键。调整合理的沉没度、优化机采生产参数，吞吐末期油井的二次优化是重点。
　　四、锦45块抽油机能耗综合方法及实践
　　（1）优化管、杆、泵方案
　　1.1一井一法，细化机采方案
　　结合地质开发阶段特点与井眼轨迹，确定不同区域优化设计方向。重水淹井：在保证合理沉没度的前提下上提泵挂，优化管杆多级组配，降低悬点载荷，优化机采方式。蒸汽驱井：加深泵挂，越层生产，防止气锁、气蚀，提高泵效。常规吞吐井：细化分析油井吞吐始末产液规律，进行全程监控与优化，动态调整生产参数，适应地层供液能力与原油物性的变化。
　　1.2强化作业方案成功率
　　严把作业管、杆、泵质量关，因井制宜优选防偏磨工具，降低摩阻损耗、杜绝泵漏、管漏。
　　（2）普及节能设备，优化资源配置
　　2.1普及节能调速电机
　　目前，普及率达开井数的90%，电机平均功率因数0.5以上，平均单井机采效率提高1.6%，累节电36.5×104kWh。
　　2.2普及抽油机变频器
　　抽油机变频器具有无功补偿率高、调参便捷灵敏的特点。目前，现场单井配备抽油机变频器322台，普及率达到44.9%，平均单井机采效率提高4.89%。
　　2.3普及皮带自动调节装置
　　该装置能够调节皮带松紧度，减少皮带传动损耗，提高皮带传动效率，目前现场普及率达到34.9%，使皮带传动损失降至1%以下，平均单井机采效率提高0.57%。
　　2.4扩大螺杆泵稠油冷采 　　在高含水稠油区块规模组织实施螺杆泵冷采，螺杆泵在相同条件下比抽油泵采油量有所增加，含水有一定下降，节电效果明显。锦45块已实施螺杆泵稠油冷采431井次，累节约注汽量32万吨，累节电87.79×104kW.h。锦45块现有螺杆泵45口，平均单井日节电132kW.h。
　　2.5普及节能加热炉
　　提高单井加热效率，保证进站温度及掺液效果，减少集输回压对产量的影响。现场普及率67.3%，单井平均回压降低0.1MPa。通过合理的掺油比调控，提高掺油温度，掺油每提高10℃-15℃，地层液量举升至地面温度提高约4℃，产液量平均提高约0.13t/d。
　　（3）精细日常管理
　　3.1单井平衡度管理
　　执行抽油机井预调平衡制度。根据单井吞吐始末产液规律，有针对性地预调平衡179井次，区块抽油机平衡率达到93%，比计划指标高出3%，系统效率平均提高1.08%。
　　3.2降低回压管理
　　通过动态调整掺油、掺水，保持连续稳定供液能力，增加沉没度，降低回压，提高单井产液量和系统效率。通过一系列的挖潜、降粘管理工作，油井的回压由平均的0.47MPa降至0.34MPa，下降0.13MPa；系统效率由20%提高至20.74%，提高了0.74%。
　　3.3低产低液井管理
　　开展“双向”间开，执行小间开制度，一方面增加间开井数；一方面缩短间开时间，实现高效率抽汲。同时开展异常井预警管控机制，强化疑难井分析。通过摸索间开时间规律，实施小间开183井次，减少低效生产时间4634天，泵效提高到42.7%，系统效率提高了13.83%。
　　五、锦45块系统效率优化结果
　　锦45块共完成测试2426井次，目前锦45块机采效率平均达到23.6%，机采效率较2013年提高了3.02%。其中属地责任示范区，机采系统效率达到24.19%，单井平均有功功率为6.24kW，比去年同期下降0.82kW。2014年优化后节电169×104kWh，创效248.5万元。
　　参考文献
　　[1] 刘沪雄.提高有杆泵系统效率途径及方法[J].石油技术，1990，12（5）：100～108.
　　[2] 李修文.抽油机井系统效率低效井的分析方法.油气井测试，2002，11（4）.
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