低产油田（共7篇）
低产油田 篇1
摘要：本文针对中原油田采油六厂桥口油田日产液量低于6吨的低产低能井大排量热洗清蜡存在的问题, 提出有效提高低产低能井热洗工艺参数优化措施, 达到低产低能井平稳生产和有效生产的管理方法, 节约了采油成本。
关键词：热洗,压力,温度,排量,优化
1 项目概述
现阶段普遍使用的大排量热洗清蜡技术, 具有排量大、压力高、升温快的特点, 对地层能量高、供液充足的油井比较适用。但目前桥口油田的油井普遍具有井深、层薄、出沙、生抽强采、地层亏空严重等特点, 若对低产、低能井采用常规的热力清蜡方法易导致油层堵塞和卡井事故, 且存在着易污染地层、洗后含水波动大、有效生产时率降低等问题, 热洗效果不理想。为解决上述问题, 对低产、低能井应用高温蒸汽热洗, 同时优化调整热洗水量、时间等施工参数, 达到减少洗后含水波动时间、提高热洗效果的目的。对此, 从抽油井结蜡机理入手, 经研究分析后提出一种新型的热力清蜡技术---低压力小排量热力清蜡技术, 应用高温蒸汽热洗, 同时优化调整热洗水量, 时间等施工参数, 达到减少洗后含水波动时间、提高热洗效果、增加油井高效生产时间的目的。该技术的成功应用, 较好的解决了普通热洗中存在的难题, 具有较大的推广价值。
2 主要研究工作
2.1 油井的结蜡过程
石油是多种烃 (碳氢化合物) 组成的混合物, 各种烃的相态随着所处的环境 (温度和压力等) 不同而呈现液态, 气液两相或气液固三相。在油井生产过程中, 含蜡的原油通过抽汲设备随井筒举升至地面, 温度压力不断降低, 其结晶体慢慢聚集长大并沉积在抽油杆表面, 这样油井就结蜡了。根据油井结蜡机理, 采用常规热洗清蜡容易产生两个危害:一是污染堵塞油层, 不利于油层保护;二是卡杆躺井。
22..22低低压压小小排排量量清清蜡蜡的的基基本本原原理理
低压小排量热力清蜡是利用热能来提高液流和沉积表面的温度, 从而熔化沉积与井筒中的蜡。抽油井低压小排量热力清蜡技术是热力清蜡类型中的一种方法, 其原理是利用热洗车加热载体 (油或水) , 通过油套环形空间缓慢注入井筒, 热载体在油套环形空间流动时, 其热能以热能传递的形式向油管内传递, 提高油管内壁的温度。一方面, 由油套环形空间流下的热载体, 主要以吸附方式顺着套管内壁下流或外壁下流, 由于热载体温度高于井筒内物质的温度, 不同物质内产生热交换, 即温度高的热载体的热能传导至温度低的管材及油管内物质, 蜡受热熔化而被液流带出地面。另一方面, 热载体受重力作用向下流至泵抽油管柱进口 (筛管十字叉) , 增加泵抽生产管柱的供液量, 油井泵效增高, 油管内液流增大, 加大油管内油流携带蜡的能力。由于热载体是在常压 (或基本常压) 下, 小排量流动, 热能在油套管环形空间内有充足的时间进行热交换, 确保了蜡受热熔化。又由于热液有一个缓慢的升温过程, 控制熔蜡速度, 蜡块不至于快速脱落, 避免堵塞油流通道或卡泵事故的发生。
2.3 低压小排量清蜡技术特点
结合油井生产特点, 按照理论计算可以得出:
(1) 热载体用量与温度呈双曲线关系, 温度越低, 热载体用量越大:
(2) 热洗液排量应降低, 排量大易造成热能浪费:
(3) 结蜡越严重要求热载体用量和温度越高。因此, 低压小排量清蜡技术就是使用小排量 (45～65L/min) 注入, 套管进口温度控在 (110～130度) , 单井用水量控制在6～8方, 热洗时间控制在2～2.5小时。同时, 在热洗过程中必须及时观察热洗车出口温度, 进站温度、井口压力、电流, 进站温度变化时间等, 并做好记录, 出现异常及时处理。
3 现场应用情况
通过仔细筛选, 在全区6吨以下的油井井中中优优化化油油井井2200口口实实施施低低产产、、低低能能井井热热洗洗工工艺艺参参数数。。主主要要从从提提高高热热洗洗温温度度 ( (113300度度以以上) 、延长热洗时间 (2～3小时) 、减少热洗水量做工作 (8～10方) , 同时, 取全取准油井热洗前后的生产资料严格把关、监督, 以及实施效果评价, 确定高温热洗最优工艺参数。通过统计分析得到此种热洗方式的改变达到了低产、低能井的热洗后缩短了含水波动周期, 进而减少了卡井, 提高有效时率的目的。
4 效益评价
减少水量, 原先热洗时每井平均用水12方, 优化后用水平均8方, 少用4方, 一口井一年节约用水48方, 20口井一年热洗240井次, 节约用水966方, 每方水0.55元计算, 合计节约费用:960*0.55=528元。实施低产、低能井热洗工艺参数优化后减少水侵影响1.6小时, 降低了地层污染。减少排液周期, 增加原油产量:按正常每口井热洗一次影响油量0.2吨/天, 热洗周期35天, 原油4000元/吨计算:经济效益= (0.2*3) *360/35*4000*20=493714 (元) 效益合计节约清水费用+增产油量费用=528+493714=49.4242 (万元)
5 结论与认识
该项目增产不但不投资, 而且降低了投资, 也降低了工作量, 所以很受广大职工的欢迎。该项目经济效益、社会效益都很显著, 值得推广。
参考文献
[1]邵泽波, 王海波, 《风机维修手册》化学工业出版社2009
[2]赵长祥, 林立, 《钳工使用手册》中国电力出版社2009
低产油田低能耗掺水集输技术探讨 篇2
1 低温集输理论分析
1.1 结蜡对低温集输的影响
以含水90%，凝固点为35℃的原油作为研究对象，分别在35℃、38℃、40℃和45℃温度下，以流速为0.5 m/s运行5 d，对比其结蜡情况，见表1。
我们对不同集油温度管线现场取样进行对比，二者集输温度分别为37℃和20℃，同时运行11 d，结蜡情况见表2。
分析存在这种现象的原因在于原油的结蜡存在一个高峰期，与低含水原油输送类似，温度一般在30～45℃，在接近凝点或更底温度下输送时，管道中的结蜡比较轻微。
在结蜡高峰期，油流黏度不大，分子扩散作用强，蜡结晶浓度高，晶粒互相碰撞粘结、沉积的机会多，横向移动作用增强，形成了结蜡高峰区。在高温区结蜡不多，因为此温度时高于蜡结晶析出温度。而在凝点附近的较低温度下，油流黏度大，分子扩散很弱，不利于形成大的蜡结晶;管壁附近剪切应力较大，容易剪切掉黏附力较弱的结蜡层，导致该区间的结蜡强度较弱。因此，我们认为原油在凝固点以下集输时，管壁上结蜡相对较少，不会对集输造成主要影响。
1.2 原油凝固点对低温集输的影响
原油的凝固点是以纯油为基础进行测定的，从概念上来说原油的凝固点是指在规定的冷却条件下油品停止流动的最高温度。
原油是一种复杂的混合物，油品的凝固和纯化合物的凝固有很大的不同。油品并没有明确的凝固温度，所谓“凝固”只是做为整体来看失去了流动性，并不是所有的组分都变成了固体。当油品中含有一定乳化水之后，改变了原油的流动性，使得原油在低于凝固点时仍能够继续流动。因此原油在含水的情况下凝固温度比实际凝固点有所偏移。这种偏移量与原油组分和含水量有较大关系，一般说来含水率越高，含水油的“凝固点”就越低。
借鉴实验室测定凝固点的方法，可以测定高含水情况下原油的凝固温度，对含水率分别为80%、85%、90%的稳定原油乳状液测定的凝固温度，见表3。
由表中可以看出，高含水原油体系的失流点比纯油的凝固点低2～4℃，说明高含水原油体系有利于低温集油。高含蜡原油凝固温度的高低，本质上取决于其蜡晶网络结构的强度，任何对蜡晶网络结构的影响都会影响到凝固温度。试验室测得数据由于扰动小，在实际生产中，液面移动的剪切会破坏已形成的或正在形成的蜡晶网络结构，这些结构只有在更低的温度下才能重新形成，从而实际运行过程中原油凝固温度还会降低。我们认为这种凝固温度偏移的现象是特高含水原油体系可实现低温集油的主要因素之一。
1.3 流态对低温集输的影响
我们发现原油在集输过程中，由于输送条件的不同，会出现分层、混合和悬浮等不同的流动状态，不同的流动状态对集输温度的影响较大。但流态受流速、管径、摩阻、黏度、扰动等诸多因素的影响，判断比较困难，到目前为止还没有成熟的理论计算公式，但仍然可以通过其流动现象进行分析。
对于分层流来说，油在管道上部流动，水在下部流动，油中部分水被沉降下来，并且温度越高，油水分层的速度越快，油中含水越低。从试验测得的数据来看，在高于原油凝固点5℃的情况下，油水分层后油中含水在2%左右，凝固点为35℃的原油，在40℃下出现油水分层2 min后，油中含水见表4。
当温度略低于凝固点时，油中有颗粒状物出现，并主要聚集于油水界面，在水的带动下，可以安全输送，当温度进一步降低，油部分凝结成块，出现挂壁现象，难以安全输送。从实际生产运行来看，分层流低于凝固点3～4℃仍可以安全输送。
对于混合流来说，油和水混合较为均匀，在高含水的情况下油之间相互碰撞的机会变少，易形成W/O/W拟乳状液，此时油珠粒径粗大的非真正乳状液，但摩阻和黏度也能显著降低。这种情况下当温度低于凝固点时油中有颗粒状物出现，液体有挂壁现象，但不影响安全输送，低于凝固点6～8℃块状凝结物开始出现，混合流低于凝固点的极限值目前还无法确定，理论上来说该状态下含水率越高，扰动越大，集油温度越低。
对于水悬浮流动来说，在流动过程中，即使油相开始凝结，也会形成块状分布在游离水中，由于愈靠近管壁处，液流的速度梯度愈大，使油粒因在外层处受到较大的剪切，而向管中心运动，因而在管壁周围形成一个外层水环，使得油水混合体系仍然可以在管道内流动。从现场经验来看，该种流动状态通常在含水达到95%以上形成，可实现低温集输的温度也最低，在低于凝固点10℃左右油相开始大量聚集，阻碍集输。
2 低温集输输送界限的判定
通过以上分析可以看出，高含水原油可以实现低于凝固点输送，从而打破了一直以来原油在高于凝固点输送的管理局限，是否在凝固点之上集油已不能作为输送界限的判别标准。然而由于原油输送的界限影响因素较多，即使是同一阀组间不同的环的产液、环长、含水都不相同，输送界限也不一样，同时应当对能耗进行综合考虑来确定原油合理的集输界限。经过现场实践，我们探索出一套适合于大庆外围油田的输送界限判别方法。
一是以井口回压变化作为判断标准，来确定环的输送极限。
二是以整体系统的总能耗最低为目标，提出能耗最低的最佳运行参数。将采油、集油、处理、外输作为一个有机的整体系统，研究其中各节点的能量消耗及其相互转换的规律，找出影响系统能耗的关键因素，建立能耗优化诊断平台，与环的输送极限相结合，提出合理的掺水量和掺水温度，指导现场运行。
三是对新油田设计参数进行调整。环状掺水流程的进站设计温度由凝固点以上3℃调整为低于凝固点3℃。
3 多种低温集输方式的应用
3.1 不掺水集输
主要针对平均单井产液量不低于6 t/d，含水率不低于80%的油田，不掺水集输即停掉环中的掺水，通常通过流程切换，使产液量高不低于10 t/d的井作为首端井，带动整个环不加热集油。
该种方式在龙虎泡油田、敖古拉油田得到推广，龙虎泡、敖古拉油田原油特性见表5。以油井回压做为判别标准，累计实施29个环，回油温度低于凝固点3～5℃。
3.2 周期掺水集输
主要针对产液量相对较高，含水达到70%～80%，但不能满足长期不掺水集输要求的环，以油井回压作为判断标准，定期开启掺水冲环。
以新肇油田为例，新肇油田原油物性见表6。新肇油田建有阀组间11座，全油田综合含水率70%。根据新肇油田的实际生产规律和管理经验确定停掺水界限，当回油压差或回油压力高于界限值时开始恢复掺水，掺水24 h后停掺。从2008年开始实施周期掺水，掺水周期7～90 d不等，周期掺水最低回油温度达17～19℃。
3.3 掺常温水集输
主要针对单井产液量不高于2 t/d的油田，通过降低掺水温度，增加掺水量使环中含水达到95%以上，从而实现低温集油。
新站油田新三转油站所辖井平均单井产液量1.9 t/d，环平均产液6 t/d，含水54%左右，掺常温水集输期间，掺水量由27 m3/h提高到50 m3/h，环平均含水达到97%。最低掺水温度达到31℃，最低环回油温度达到24℃，目前掺水温度稳定在32℃，回油温度28℃，油井油压没有明显变化。新站油田原油物性见表7。
3.4 降温集输
主要针对单井产液量在2～6 t/d，无法实现不掺水集输的油田，通过优化诊断平台确定合理掺水量和掺水温度，使集油温度低于凝固点3℃进站。
“十一五”期间，我们以理论研究和现场试验为先导，根据不同油田的特点编制了个性化低温集输运行方案，形成了不掺水集输、周期掺水集输、掺常温水集输和降温集输等多种适合高寒地区低产油田高凝原油低温集输技术，该技术通过在大庆外围油田推广以来，累计节气6 490×104m3。
4 结论及认识
通过大庆外围油田对低温集输技术的不断探索，为多年来低产油田低温集输工作提供了技术支持，也使油田能耗分配进一步得到优化。形成了一套低产油田环状掺水流程低温集输办法，为低产、高凝原油油田的节能降耗提供了实践借鉴，并得到以下几点认识：
1)高含水原油可在凝固点以下集输，且管壁结蜡不会对集输造成主要影响。
2)原油含水后凝固温度发生偏移，在高含水状态下原油凝固温度低于其凝固点。
3)混合、悬浮的流动状态比分层流可实现的集输温度更低。
4)应当以井口回压变化和能耗综合指标来确定合理的低温集输界限。
低产油田 篇3
1 油田新井低产低效的现状
1.1 局部区块储层砂体厚度大, 油井产量偏低
对于储层厚度大的部分新投产低产低效油井, 我们采取了压裂措施, 压裂支撑裂缝受沉砂规律的影响, 在人工裂缝下部支撑浓度较高, 而在人工裂缝上部支撑浓度较低, 部分区域甚至趋于闭合状态。另外, 对大多数厚油层而言, 储层纵向都以多个含油小层段和非含油小夹层交错组成, 压裂施工过程难以完全突破所有非含油小夹层, 对储层纵向所有含油层段进行充分改造。通过厚油层产液剖面测试结果, 储层纵向上部分含油层段基本不产液。分析认为, 厚砂体储层纵向存在压裂改造不彻底的层段和部分含油层段支撑浓度较低是油井低产的主要原因[1]。
1.2 油田部分新井投产后产量低
近几年来, 每年有25%左右的新井投产后达不到工业投产产量要求, 甚至有部分新井经压裂后也不出油, 试油产液量也很低, 与周围邻井对比产量明显偏低。分析油井低产或不产油的原因如下:a.储层微裂缝较为发育, 部分天然裂缝较大, 甚至会贯穿泥岩层或其它非含油层段, 投产压裂改造过程中, 这些天然裂缝会引导人工裂缝向非含油层延伸, 并在非含油层形成支撑裂缝, 使得物性较好的油层产量很低或根本不产油。b.储层砂体局部变化较大, 特别是砂体边缘和砂体尖灭带, 储层平面不同方向砂体厚度、物性和含油性差异较大, 投产压裂裂缝延伸方向受储层地应力控制, 人工裂缝可能伸入致密低含油区域, 造成油井低产或不产油。
2 低产低效井层措施改造方法
2.1 对于低产液量的部分新井采用合理的措施压裂改造工艺
对于低产液量油井, 投产压裂形成的人工裂缝对油井产量的贡献较低, 采用常规压裂工艺对其进行重复压裂改造, 其结果只是对投产压裂形成的压裂裂缝 (原裂缝) 进行二次充填和对缝长的有限延伸, 对油井产量的提高幅度有限。因此, 对低产液量油井重复压裂改造, 采用堵老缝、造新缝的储层改造思路, 采用缝内转向压裂工艺, 运用缝内转向剂, 在压裂前置液阶段或低砂比段直接对原裂缝进行封堵, 迫使施工压力升高, 压开并形成与原裂缝延伸方向不同的新的人工裂缝, 达到压裂增产的目的。
2.2 加大对厚油层压裂技术的研究
普通压裂施工过程中, 压裂施工砂比通常由低到高逐渐提高, 受沉砂规律和砂比提高使得压裂液在缝内的流动阻力增加的共同影响, 在压裂加砂后期高砂比段进入裂缝的砂量大多数被堆积在缝口附近, 造成压裂裂缝缝口附近被支撑剂高度充填, 而接近人工裂缝端部支撑剂充填程度较低。因此, 要提高压裂裂缝整体充填程度, 就必须改变常规压裂施工过程中砂比由低到高单一的加砂程序, 通过压裂施工砂比、排量和压裂液性能多次由低到高的反复调整和控制, 在压裂裂缝内形成压力波动, 在提高压裂裂缝充填程度和储层纵向改造程度的同时, 通过压力波动, 沟通地层中存在的微裂缝, 进一步提高压裂裂缝对油井产量的贡献能力。近年来, 通过技术攻关和现场试验, 形成了适用于厚油层和薄泥岩夹层发育储层压裂改造的多级充填压裂工艺。针对不同储层特点, 形成了配套的压裂改造技术方案。a.常规多级充填压裂工艺。砂比:低→高→低→高;压裂液:正常→低粘→正常→低粘;排量:正常→降低→正常→降低;本方案适用于泥质夹层不发育的大段厚油层压裂改造。b.暂堵-多级充填压裂工艺砂比:低→高→低→高。对于第二种方案, 为提高压力波动效果, 砂比由20%直接提至40%~50%, 可在高砂比段加入少量缝内转向剂, 提高压力波动幅度。该方案适用于泥质薄夹层较发育的砂泥岩互层[2,3]。
3 结论与认识
3.1 缝内转向压裂工艺是一项成熟的工艺技术, 对初次改造不出液油井, 该技术可以作为补充工艺实现油井的正常投产。
3.2 压裂施工过程中, 通过压裂施工参数和压裂液性能的多次反复调整, 形成压力波动, 可以实现有效提高储层纵向的改造程度和压裂裂缝的充填程度的压裂改造目标。
3.3 提高选井选层的准确性是提高压裂新工艺应用效果的基础。
参考文献
[1]令永刚, 宋广寿.陇东油田三叠系特低渗油藏开发技术探讨[J].石油天然气学报 (江汉石油学院学报) , 2005, 27 (4)
[2]李民河, 等.水力压裂裂缝延伸方向分析及其应用[J].新疆地质.2003, 21 (4)
低产油田 篇4
目前, 在苏北油田的400余口采油井上, 大多采用游梁式抽油机结合管式泵生产。此生产工艺虽然简单可靠, 操作方便, 综合成本可以接受;但是由于存在交变载荷导致功率不稳定、启动转矩大, 而正常运转时电动机功率过剩和供液不足时产生液击、空抽等问题, 造成机采系统效率较低, 能耗高。薛国锋、王立杰等[1] (2009年) 提出数控化智能间抽系统可以解决这一问题。主要原理是, 油井进入供液不足的状态时, 抽油机自动停机, 待动液面恢复到一定位置之后, 再启动运转。但实际现场应用时因无人值守起停机带来的风险及其一系列安全管理问题而无法推广。杜红勇、安蓉、齐光峰等[2] (2010年) 提出永磁同步电动机在2 min-1左右时节能效果明显。随着苏北油田开发程度的加大, 此问题因地层产液递减而进一步加剧, 冲速2 min-1已经无法满足需要。吉效科、许丽、苟永伟等[3] (2014年) 提出智能提捞式抽油机技术, 通过柔性抽油杆、改良后的抽汲工具和数控井下压力监测系统解决了无人值守的问题, 这是一种很好的解决办法, 但需要将整套游梁式抽油机采油系统替换掉, 改造成本高。刘京、张胜林、黄红星[4] (2013年) 针对电动机运转的优化提出柔性节能技术。张忠民[5] (2015年) 提出抽油机节能控制系统, 可以自动切换星型接法和三角接法, 用电子数控方式优化电动机工作, 有一定的节能效果。
针对苏北油田的问题, 综合了目前应用技术现状难点和重点, 引进变频技术, 采用降低冲速和优化电动机运转的方式, 达到了节能提效的目的。
1 变频技术节能原理
彭跃辉[6] (2013年) 提出变频控制系统, 该系统原理和结构如图1所示。
由图1可知, 变频控制系统由数据采集模块、数据网络模块、电动机控制模块三部分组成。数据采集模块通过在机械采油系统上加装载荷、角位移、温度、压力等传感器, 将生产信息收集起来, 再通过数据网络模块上传至服务器。电动机参数由手动设定或服务器自动匹配后通过网络模块传输给电动机控制模块, 接收到电参数的电动机控制模块会确定一个工作制度, 然后“学习”电动机的用电情况, 根据功率需求的周期性规律设计出程序化的电功率与转速动态调节, 并通过编码器和变频器来实现功率和转速控制。
1.1 生产难点及对策
苏北油田低产低效井面临的节能难题主要有参数不匹配、运行需优化、自动化管理等。
1) 参数不匹配。按照目前的游梁式抽油机和管式泵组合, 现有工艺允许的最低的理论排量为8.33 m3/d, 而产液量在5 t以下的井很多, 机抽参数不匹配, 又因为油质差等原因不能间抽, 需要进一步降低理论排量。
2) 运行需优化。在苏北油田上普遍使用三相异步双速电动机, 其功率因数低, “倒发电”严重, 并且没有运行在高效区间, 有功、无功损耗大。电动机启动和平时运转的转矩相差大, 导致其利用率低, 且启动电流大, 对电网有冲击, 需要优化电动机的启动和运转方式。
3) 自动化管理。苏北油田为小断块油田, 油井分布零散, 对油井进行调参、维护的人工成本高, 需要进行数控化和自动化管理。
1.2 变频节能原理
用于苏北油田上的异步电动机又称感应电动机, 是由气隙旋转磁场与转子绕组感应电流相互作用产生电磁转矩, 从而实现机电能量转换为机械能量的一种交流电动机。
异步电动机的转速可由下式求得:
式中:n为转速, r/min;f为电动机频率, Hz;s为电动机转差率, 无量纲;p为电动机极对数, 无量纲。由式 (1) 可知, 由于s和p为电动机性能常数, 所以频率与转速n为正比例关系。
管式泵是利用抽油杆上下往复运动所驱动的柱塞式抽油泵中常用的一类。
管式泵理论排量可由下式求得:
式中:Qt为理论排量, ;Ap为活塞有效横截面积, m2;S为冲程, m;n为冲速, min-1。由式 (2) 可知, 由于Ap和S分别为泵和抽油机的性能常数, 而且已经无法继续减少, 所以转速n与Qt为正比例关系。
变频技术与传统的皮带轮调节不同, 可以直接进行精密而直观的冲速调节, 并且具有以下优势:
1) 解决生产参数匹配问题。针对理论排量过大, 通过降频来降低电动机转速, 可以实现让抽油机以小于1.0 r/min的转速运转, 使其理论排量直接与供液能力相匹配, 解决供液不足的问题。
2) 优化电动机的运转方式。针对抽油机“倒发电”, 电动机控制模块记录电动机的用电行为, 设计出动态化控制电动机输出功率的程序, 以匹配任意时间段的功率需求, 达到节能的目的。
3) 保护电网降低装机容量。针对电网冲击和装机容量问题, 利用变频器实现软启动, 降低抽油机启动时对电网的冲击作用, 同时使装机容量较传统启动方式大大降低。
4) 实现自动化管理。结合数据采集模块, 可以自动完成适应生产情况变化的机抽参数设计, 节约人工成本的同时提高生产效率, 降低能耗。
上述四大优势说明, 该技术可以解决苏北油田低产低效井的节能难题。
2 现场应用
由于变频控制柜与远程监控系统暂无法交换数据, 选用对比示功图调节频率的方法进行试验, 同时测试其稳定状态下的电功率, 以分析节能效果。使用HIOKI 3169测试仪测试有功功率, 采用井口标定产量, 通过远传系统监控示功图。
S1-2井的平均日产液为1.02 t, 含水8%, 目前泵挂在1 599.5 m, 理论排量14.69 m3/d, 实验前泵效仅7.98%, 功率6.26 k W, 常开 (日耗电量150k Wh) 。使用变频器进行优化前后, 单井生产和电参数情况对比见表1。
由表1可知, 不改变生产参数的情况下, 仅安装变频控制柜, 有功功率由6.26 k W下降至5.2 k W, 节能17%。
在S1-2井日产量稳定不降的前提下, 先将冲速调至1.5 min-1, 有效改善供液情况, 后随着示功图变化将冲速逐渐下调至0.42 min-1, 功率从6.26 k W下降至1.55 k W, 节能比率高达75%。同时泵效提升到70%, 基本完成生产参数的匹配, 达到科学节能生产的要求。
S1-2井实验期间系统效率随冲速变化情况, 如图2所示。
由图2可知, 随着冲速的降低, 耗电量也明显减少, 泵效、系统效率逐渐提高。
为了比较节能效果与供液能力的相关性, 选取轻微供液不足的G3-3井, 其平均日产液为8.64 t, 含水60%, 目前泵挂在1951 m, 理论排量14.58 m3/d, 实验前泵效62.72%, 功率5.94 k W, 日耗电量159k Wh。具体实验数据见表2。
G3-3井实验期间系统效率随冲速变化情况, 如图3所示。
使用变频器进行优化后, 冲速由3 min-1下降到2.4 min-1, 泵效上升至80.3%, 日耗电从159 k Wh下降到113 k Wh, 约节能28%。该井装机3天即达到最优状态, 实验结束。
3 经济性评价
目前采用的变频控制系统成本约为35 000元。对应S1-2井试验结果可知, 以电费平均0.8元/k Wh来计算, 每日节约电费90元, 年节约电费32 850元, 且不影响产量。仅1年多就可以收回成本, 其经济效益显而易见。在对轻微供液不足的G3-3井进行测试获得的节能比率仅为28%, 日节电46 k Wh。比较后可以看出, 变频控制系统的最佳使用对象是供液严重不足的油井。
4 结论和建议
应用节能变频技术可以解决油井供液不足、低产低效的问题。此技术成本低, 见效快, 同时具备安全可靠的性能。如果该技术应用于油井机抽试油, 可以达到精确评估油井产能的目的;与示功图监控系统合作完成自动化测试, 为后期的区块开发和工程、工艺设计提供快速、准确的资料。
摘要：苏北油田目前进入稳产和精细化管理阶段, 大部分区块属于低渗-超低渗油藏, 存在生产参数严重不匹配的难题。为了提高机采系统效率和满足节能高效生产的要求, 按照降低理论排量—降低冲速—降低频率的思路, 从多种抽油机节能工艺中选出节能变频控制柜技术进行工艺配套。在SD区块选取了供液严重不足的S1-2井作为实验对象, 应用该技术进行了节能实验。通过变频控制柜进行降频降次, 同时监测生产参数和电耗, 在日产量稳定不降的前提下, 将冲速从3 min-1逐渐下调至0.42 min-1, 有功功率从6.26 k W下降至1.55 k W, 节能比率高达75%;同时, 泵效提升到70.42%, 完成生产参数的匹配, 达到科学节能生产的要求。
关键词：低渗油藏,供液不足,变频控制柜,节能,参数匹配
参考文献
[1]薛国锋, 王立杰, 屈艳飞, 等.新型实时智能间抽控制仪研究与应用[J].特种油气藏, 2009, 16 (1) :99-101.
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低产油田 篇5
1目前机采系统存在的主要问题
1.1机采吨液单耗高
根据系统效率测试结果,2013年外围油田抽油机井平均系统效率只有11.4%,远低于老区水平。消耗功率虽然只有老区的40%左右,但由于产量差别更大,吨液耗电约为老区的6倍。
通过对举升能耗构成分析,产量越低举升井液的有效能耗所占比例越小,当产液量在4 t/d时,举升井液的能耗仅占10%左右。
1.2杆管偏磨井作业比例高
外围油田由于泵挂深等原因,杆管偏磨问题比较严重,2004年外围油田偏磨检泵占总检泵比例为13.18%。近年来,通过加大防偏磨措施的应用力度,全油田偏磨检泵比例逐步下降,但外围油田由于定向井比例的不断增加,偏磨检泵所占比例呈上升趋势(表1)。
1.3地面维护成本高
抽油机地面设备传动机构复杂,日常维护工作量大,且有相当部分油井位于村屯附近,抽油机井生产运行时有一定的安全隐患。为保证生产安全,每年要投入大量的人力物力进行安全措施的建设和维护,单井年均需投入维护保养费用约0.8万元。一旦有洪涝灾害,地势低洼区内的抽油机井易受到水淹,无法保证正常生产,防洪和汛后恢复生产需投入大量资金。
2建立高效举升节能示范区
为降低运行能耗,提高低产油田开发效益,克服有杆泵系统杆管偏磨难题,保证安全平稳生产。通过优选某采油队某1、某2、某3及某4开发区块78口井建立电动潜油柱塞泵举升示范区,集中规模应用该举升技术,一方面以示范区为技术试验平台,加强技术攻关,提高电动潜油柱塞泵举升技术成熟度,降低运行能耗;另一方面突破传统抽油机管理模式,积极探索信息化管理模式,提高管理效率,积累管理经验,为电动潜油柱塞泵举升工艺在长垣外围低渗透油田的规模应用提供示范作用。
2.1示范区现状
某采油队成立于1986年,距离厂部36 km处,管理面积4.5 km2,共有员工61人。至2011年,全队共有油水井147口(油井104口,水井43口)。104口油井中,有78口抽油机井(八型机井60口,十型机井3口,六型机井15口)、14口电动潜油柱塞泵井及12口提捞井。78口抽油机井平均单井日产液2.4 t,日产油0.9 t,含水62.0%,动液面1248 m,沉没度166 m。
2.2技术原理
电动潜油柱塞泵采油系统主要由潜油直线电动机、抽油泵、潜油电缆、地面控制系统等组成。工作原理:直线电动机定子在交流电作用下产生交变磁场力,动子在电磁力的作用下在定子内做往复直线运动,通过推杆与抽油泵柱塞下部相连接,驱动其做上、下往复运动,实现井液举升[1]。
2.3电动潜油柱塞泵举升工艺设计
1)抽油泵优选。目前某采油厂电动潜油柱塞泵井泵效为50%~80%。依据不同泵径的排量计算公式,初选φ28 mm、φ32 mm二种规格抽油泵,考虑不同冲速下的排量(表2)。
根据试验区油井日产液量、举升扬程范围,优化运行参数,冲速3~4 min-1,泵效保持60%以上[2]。日产液小于2 t的44口井设计φ28 mm往复柱塞泵;日产液介于2~5 t的34口井设计φ32 mm往复柱塞泵。
2)油管优选。由于改造区块原油物性较差,原油黏度36.1 MPa·s,原油含蜡量23.8%,原油中沥青胶质含量17.0%。为延长电动潜油柱塞泵井热洗周期,减少油层污染,油管选用纳米“三防”油管。为降低投资,油管采用原井油管纳米“三防”处理。
3)配电系统设计。电动潜油柱塞泵配套控制系统由变频器、单片机、变压器、整流器、开关管、检测元件组成。通过单片机调节电动机的运动速度、举升力;控制开关调整上行时间、下行时间、停留时间,调节电动机单位时间的往复次数。示范区根据已有配电变压器型号设计380 V WFQYDB-Ⅱ型控制柜36台,660 V WFQYDB-Ⅱ型控制柜42台。
4)潜油电缆设计。由于直线电动机工作时电热转换损失大,发热量大,优选潜油电缆绝缘材质为三元乙丙胶,耐温达到120℃,型号为QYEN3×16/120(GB/T16750—2008)。同时,优选适用于27/8in(1in=25.4mm)油管的DLZS型双联电缆保护器,有效保护电缆。
5)井口优选。井口采用YDF24.5/65型电泵专用井口,主要技术指标为:工作压力25 MPa,主通径65 mm,油管悬挂载荷350 k N,适用套管外径139.7 mm。
3效果评价
2015年应用电动潜油柱塞泵78套,总投资2146.3万元。根据现场监测数据,单井日节电78.k Wh,78台年可节电262.8×104k Wh,节省费用167.7万元。示范区用人减少27人,按每人每年工资及各项福利待遇12.8万元计算,年可节省用人成本345.6万元。电动潜油柱塞泵井地面无可动设备,无需日常维护,与抽油机井相比每年可节省维护费用0.8万元,78口井年可节省62.4万元。
4结论
1)通过应用电动潜油柱塞泵将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,降低工人劳动强度,减少安全隐患。
2)电动潜油柱塞泵采用无杆举升,克服了杆系统故障造成的检泵作业,消除了举升杆所需能耗,降低了冲程损失,泵效高、系统效率高,但管柱结蜡较有杆采油严重,需开展高效低成本清防蜡技术攻关。
3)电动潜油柱塞泵采用无级调参,使油井保持合理运行。
4)电动潜油柱塞泵举升扬程和液量范围有限,机组性能还有待于进一步提高。
参考文献
[1]姜民政,王建萍,郑雪峰,等.直线电机驱动抽油机的研究[J].石油矿场机械,2006,35(1):38-41.
低产油田 篇6
1.1 模型假设条件
在建立数学模型时, 考虑了以下假设条件:
(1) 忽略井筒中流体流动的动能和加速度, 忽略井筒中流体与井壁的磨阻;
(2) 在抽油前地层中流体处于静止状态 (即井筒中液面为稳定静液面) ;
(3) 地层中油流入井动态方程满足沃格尔 (Vogel) 公式。
1.2 方程的推导
(1) 微分方程的推导
取图1所示的井筒, 设抽吸任意时间时井筒中的液面高度为h。
任取一个时间间隔Δt, 则在Δt内从地层中流入井筒中的流体体积为式中:-液面高度h下, 地层流体流入井筒内的流量, 。
可采用沃格尔方程来描述:
式中:-地层流体平均比重, 小数;
h-目前井筒中液面高度, m;
-稳定静液面高度, m。
将式 (2-3) 和式 (2-4) 代入式 (2-2) 中, 可以得到如下方程:
再将式 (2-5) 代入式 (2-1) 中, 可以得到:
另一方面, 若抽吸产量为, 那么在内从井筒中抽出的流体体积为:
根据井筒中物质平衡的原理, 可得如下方程:
式中:-井筒中流体的变化量, ;
A-井筒横截面积, ;
-井筒中液面高度的变化量, m。
将式 (2-6) 和式 (2-7) 代入式 (2-8) 可得:
将上式改写成:
根据导数的定义, 当较小时, 上式可以写成如下微分形式:
式 (2-12) 即为井筒中液面位置的微分方程。
2 在我厂推广应用情况
自2009年7月份软件开发后, 分别在云盘山, 白玉山, 大路沟三个作业区分两个阶段共对27口油井, 进行了54井次的分析试验, 在现场实验过程中, 通过该软件计算后的间开制度在现场取得了良好的效果。
以白于山区于47-25井为例, 井参数如下:开采以来最大产量为4.16m3/d, 地层压力11.19MPa, 泵挂深度1406m, 含水率71.4%, 冲程1.8m, 冲次4/min, 泵径38mm, 泵效4.9%, 产量0.96m3/d。
根据软件计算结果:开抽时间为34h, 停抽时间为12h。
经过为期2周的现场试验, 得到结果如下图所示:
通过上表可以看出, 间开前后的产液量, 含水和日产油变化不大, 但是泵效提高了5.9%, 每天用电节约29Kw.h, 合计每年节约电费6662元。
。在理论与实践相结合的研究的基础上, 对试验中的8口井进行分析计算:
针对不同油藏、不同液量油井的拟合分析, 间开后油井产液量未明显下降, 与间开前对比符合率均达到85%以上, 且泵效提高了4~6个百分点, 系统效率也由间开前的6.82%提高到10.94%, 单井日节电量达到24千瓦时, 取得了较好的效果, 达到了高效开发、降本增效的目的, 为下一步低产低效油井的合理开发提供了强有力的技术支撑。
3 结论与建议
3.1 目前, 低渗低产油井的开发日益重要, 间歇式抽油是低产油井有效的开采方式。
3.2 间歇式抽油时, 抽汲参数对间开时间和平均产量有影响。在相同工作制度下, 抽汲参数越大, 所获得的平均产量就越大。
3.3 在完善模型的基础上, 编制出了计算机软件。可以分析抽汲参数等变化的影响规律。
3.4 经应用证明可以用于间开井工作制度的确定取得了明显的节电效果, 这种间开软件为降本增效提供了一条有效的途径, 是提高低产井经济效益行之有效的措施之一。
参考文献
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低产油田 篇7
长庆油田南部盆地是世界上最厚的黄土高原, 油田所有油气井分布在穷山峻林中, 同时又是一个低渗、低产油田, 具有油区较为分散, 单井数量多, 油井井筒结蜡频次高, 易造成单井产量下降;严重时油井管线堵塞, 影响了油区整个区块的油井产量的正常生产。
自能热洗技术的开发是降低油井井筒结蜡的一项重要措施, 长庆油田最近几年充分地应用了新技术、新工艺, 增加科技含量, 通过成功自主研发的自能热洗装置, 能解决边远井组回压高, 井筒结蜡严重, 降低抽油机井筒载荷, 减少油井设施磨损, 提高油井措施挖潜的有效性;同时减少员工劳动强度, 降低生产成本和地面工程投资。实现了油田的可持续发展的战略目标, 并且在国内石油行业同类产品的技术领域内填补了该项空白。
2 自能热洗清蜡的原理和性能
2.1 原理
地层液从井筒经抽油泵举升到井口后, 经过流程到热洗车加热炉, 进行加热后, 再由油井套管注入油套环形空间, 不断循环往复, 使整个油井温度逐渐升高, 当温度达到熔蜡点后, 油管壁的蜡将被缓慢熔化, 并经油井液带出, 从而达到用油井自身产液洗井清蜡的目的, 且循环动力来自于抽油机;加热炉 (热交换器) 的燃料来源于套管气及伴生气, 故而称之为自能热洗。
2.2 自能热洗的的功能和特点
2.2.1采用不打压, 自身液洗井, 不污染油层。该技术与常规热洗相比, 采用了依靠重力致使液体在井筒不断循环, 不易造成洗井液进入地层, 另外, 由于用自身产液循环, 从而就避免了洗井液于地层水不配伍所造成的油层伤害。
2.2.2工艺流程简单容易操作;该装置采用先进的PLC自动控制系统, 自动化程度高。清蜡时间短, 清洗快捷。
2.2.3清蜡成本低由于采用套管气加热自身液洗井, 基本无投入。
2.2.4该装置在常压下工作, 在超导的作用下升温快速、热效率高、清蜡快捷, 不但可清蜡洗垢, 还能清除掉筛管和射孔井段的可溶性有机度色物质, 达到稳产和增产的目的。
3 自能热洗在长庆油田的现场应用和效果评价
长庆油田于2011年开始利用CX-40型超导热洗清蜡装置, 到目前已经是第四代产品, 自能热洗在长庆油田具有较高的优势, 它的改进主要体现在加热炉换热器和组装方式上。通过对各种清防蜡方式的对比分析, 具有显著的优点和经济效益。
3.1 热洗后增油效果明显
CX-40型超导热洗清蜡装置在长庆西峰油田实验期间, 共计热洗16口井, 其中9口井热洗后产量上升, 7口井产量平稳, 热洗后产量上升的22-26、29-28、25-24、33-33、23-25、33-41、35-38、27-26等9口井, 平均日增油量3.65吨, 有效天数10天, 累计增油36.5吨。见表1。
从表1可以看到9口井的日产液、日产油上升, 含水平稳, 热洗效果有效, 体现出该技术在油井措施过程中的有效利用。
3.2 热洗后载荷有明显下降趋势
长庆油田于2011年1月开始利用CX-40型超导热洗清蜡装置, 对区域内井组的7口频繁结蜡的油井进行热洗清蜡, 具体清蜡效果见表2。
从表2中可以看到热洗后油井载荷有明显下降趋势, 大大降低了油井井组高回压问题。提高油井泵效的利用率。
3.3 行驶安全、方便操作
第四代CX-40型自能热洗清蜡机采用橇装式, 重量只有2.6吨, 用东风5吨卡车运载, 解决了拖动动力小和行驶中的安全问题。其带传热针的热管换热器热效高, 功率大, 安全性能好, 全自动化控制, 操作方便。
3.4 自能热洗和常规热洗清蜡相比, 具有显著的优点和经济效益, 主要是:
可以随时热洗, 清蜡彻底, 避免了对油层的伤害, 而且经济环保。该装置不但能清蜡, 还可以根据生产需要, 进行加药、刺洗、扫线等作业, 现场实用性强。
3.5 自动化应用程度高、该装置利用电路控制装置结合PLC自动控制系统, 能够自动监控温度, 具有燃烧器自动关闭和自动点火功能。
一方面降低工人劳动强度, 提高设备使用的安全性, 同时又能避免因监督不到位、温度起伏过大而降低热洗效果。
4 存在的不足和下步建议几点认识
不足之处有以下三点: (1) 目前因长庆油田部分区块评价单井产量偏低, 自能热洗清蜡机较适宜井组热洗, 对单井若采用自产液自循环热洗, 必须配备厂家生产的油气分离器, 才能实施热洗。 (2) 但它受天气、地势的影响, 且前期一次性投入大, 在山路行驶存在一定的安全隐患。 (3) 连接管线比较复杂且管线接头太多, 时间长密封圈容易泄漏。
建议: (1) 加强单井产量低的热洗装置的研发, 将更有利于装置的运行效果和使用功能。 (2) 解决管线长密封圈泄漏的问题, 确保现场作业安全和减少环境污染等。
结语
自能热洗技术装置属于绿色、环保、节能产品, 该技术应用具有功能高度集成, 适用性强, 传热率高, 轻便耐用, 有效延长了油井井筒的结蜡周期, 满足长庆油田低产低效油井的管理要求。同时实现伴生气就地利用, 节约能源、减少排放、降低能耗;操作简单、安装维护方便及运行安全可靠等诸多特点, 通过推广该应用新技术新设备, 降低劳动强度, 实现清洁操作, 具备了良好的节能效果以及显著的经济和社会效益。
参考文献
[1]唐鑫, 杨兆中, 李秀锦, 杨逸, 杨维宗, 等.低渗透油藏油井间开生产技术研究与应用[J].西南石油学院学报, 2005 (03) .