特高含水期油井工况优化策略研究

2018-05-05 10:01周海振
科学与技术 2018年11期
关键词:优化措施

周海振

摘要:为保持产量的稳定和效益的最大化,立足于现有的物质基础,逐步增加经济泵型的比例,减少高耗设备、工艺的在用数量,积极稳妥的进行产液结构调整工作,逐步达到较为合理的工艺规模,从而实现效益的最大化。通过对机采举升工艺现状的分析研究,目前油井生产存在的主要问题是产液结构不合理,地面资源利用率低。突出表现在两个方面:一是高耗能设备比重大,油井经济效益差。二是抽油泵泵型匹配不合理,工艺应用局限性大。

关键词:开发效果;工艺规模;油井工况;优化措施

油田针对目前产液结构不合理,泵型匹配失调、高耗能工艺比例偏高的问题,在产液系统进行最大范围的合理调整,重点对有杆泵实施整体泵升级,对电泵大力上提泵挂、积极实施转抽,进一步实现有效节电。通过对机采工艺构成、产液结构及工艺技术指标的分析研究,证明实施调整产液结构、整合设备资源等措施,减少了高耗工艺的比例、降低了能耗,取得了较好的经济效益。

1工况诊断

“油井工况管理是一项基础工作,工况管理必须从基层推进。”随着开发的不断深入,研究井区地层压力低,注水见效程度差,部分油井动液面降低,产量减少导致抽油泵效降低,系统效率降低,能耗升高。改善油井工况,提前做好预优化设计是关键,确保工况优化、参数调整更富有针对性。对高沉没度油井,重点优化油井泵挂深度,减少管杆泵偏磨,延长油井检泵周期。对低液低含水区块,实施油井间开,使得油井处于合理区,达到节能降耗、减轻磨损的目的。研究井区合理区油井16口,参数偏大区油井8口,其平均日产液量低2.2t/d,平均泵效只有12.11%,,需要重点对该区油井参数调整,发挥油层潜力。另外断脱漏失区油井共10口,参数偏小区油井共1口,待落实区油井共2口。

2举升工艺优化方案

由于研究井区油藏压力降低,出现部分油井产量下降,当前生产工艺参数不合理等问题。本文绘制出该区抽油机井宏观控制图模板,诊断出油井工况,建立并优选单井流体物性、多相流井筒压力拟合模型,拟合出符合生产实际的IPR和TPC曲线,利用节点分析得出泵径和下泵深度是主要敏感生产参数。定产量参数优化设计结果给出参数偏大区8口油井调整后的冲程、冲次、泵径、泵挂等井下参数,将工况不合理井调整至工况合理范围,将参数偏大区油井平均泵效由优化前提高15.8%,并在现场应用后产液量及泵效增加,提高了油井系统效率,降低了吨液单耗,达到降本增效开发效果。针对目前产液结构不合理,泵型匹配失调、高耗能工艺比例偏高的问题,在产液系统进行最大范围的合理调整,重点对有杆泵实施整体泵升级,对电泵大力上提泵挂、积极实施转抽,进一步实现有效节电。

(1)对能量好的有杆泵井,普遍实施泵升级。共实施工作量35口,增液1062.8t,增油51.2t。

(2)对能量差的有杆泵井,通过加大前期注采调整力度,实施泵升级。目前共有液面低于1500m的低能量油井34口,平均泵深1763.7m,平均含水80.1%。有效实施工作量10口,恢复地层能量,实施泵升级,增液200t,综合含水上升10%,增油20t。

(3)对东营组防砂井,在实施70泵、95泵提液的基础上,根据地层能量,应用大排量螺杆泵实施进一步提液。共实施9井次,增液582.6t,增油42.2t。

(4)大力上提电泵井泵挂,进一步实现电泵井有效节电。电泵井平均泵挂在1393m,下泵深度深,沉没度过大,造成有效功率低,平均有效功率只有24.1kW。通过测试发现,通过上提泵挂,优化机组配套,实施一节电机匹配两节离心泵,降低电机匹配功率,减少离心泵级数,单井日耗电降低700kW·h,系统效率提高3.6%。对液面在700m左右15口电泵井,作业时进行泵挂、机组的优化匹配,实施后实现日节电1.05kW·h,日节电费0.58万元。另外,作业时单井还可以节约机组配套费用3.3万元,全部实施可减少电泵作业费用47.1万元。

(5)对能量较好的150m3排量电泵井实施改95泵。B150m3排量电泵平均单井日耗电1645kW·h,提液单耗11.6kW·h,远远高出大排量电泵,而95泵平均单井日耗电388kW·h,提液单耗3.1kW·h,是有杆泵中最低的。因此,对能量较好的150m3排量电泵井改95泵,不仅可以保持液量、产量基本稳定,还可以起到明显的节电作用。共实施3口井次,液量、产量基本稳定,日节电0.38×104kW·h,日节电费0.21万元。

(6)暫关高液量、高含水电泵。共实施2口井次,日产液量减少729t,日产量减少11.2t,日节电0.47×104kW·h,日节电费0.26万元。

3 强化过程管理

为了有效配合产液结构调整,通过强化过程管理,紧密跟踪生产实际,对泵深、沉没度、冲程和冲次等各类油井工况指标不断优化,重点加大设备调整和参数优化为主的整体工况优化工作,确保实现油井提液成功率。

(1)通过更换减速箱,实现满冲程运转,优化生产参数,实施13口井,平均冲程提高0.7m,平均冲次降低1.2次。

(2)对偏磨、出砂、油稠井,利用低速电机进行降冲次,实施23口井,平均冲次降低1.2次。

(3)利用闲置12型、14型抽油机,对大泵提液井提高冲程、降低冲次,优化工况,实施12口井,平均冲程提高0.6m,平均冲次降低0.8次。

总之,通过产液结构调整及举升工艺优化,胜利油田电泵井数由150口减少到130口,70泵、95泵井数由115口增加到126口。日产液量增加到5423t,日产油量增加299.8t,日均耗电量减少58910kW·h,平均提液单耗由7.46kW·h/t降低到6.72kW·h/t。对于处在特高含水开发后期的油田来说,是保持稳产及降低运行费用的重要手段。

4结语

近年来油田开发形式日益严峻,在产量构成上,存在着新区接替不足和措施效果差的现状;在产量运行上,存在着稳产基础薄弱,抗风险能力低、油井技术状况逐年恶化等问题,严重制约了油田整体开发效果。同时,在电费、作业费涨价、作业井次居高不下等因素的共同影响下,成本均衡运行的难度越来越大。根据现场实际应用,得出了油藏工艺一体化和地面配套一体化合理匹配的几点认识:

(1)举升工艺的优化应充分考虑油井的技术状况,考虑套管状况、井斜、井液物性等因素对转向工艺方案设计的影响。

(2)加强注采调整确保地层能量是实施工艺转向成功的前提条件。

(3)加强现场管理,实施设备整合,能够有效地提高油井生产效益。

参考文献

[1]侯田博文.分层采油井下组合配产器的产量耦合模型与阀口参数优化[D].燕山大学,2017.

(作者单位:胜利采油厂采油管理二区注采212站)

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