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锦州采油厂锦45块提高机采井系统效率做法

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  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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