抽油机井组

抽油机井组（精选7篇）

抽油机井组 篇1

引言

长庆油田采取丛式抽油机井组进行抽油, 抽油机电动机的选配通常是根据相应额定载荷来确定, 除考虑到正常启动电动机转矩外, 还须考虑碰泵、打驴头等常规性电动机额外转矩的需求, 电动机必须留出一定的功率富余量。这样抽油机正常工作时处于低负荷工况, 导致电动机功率因数低下;另外, 由于抽油机拖动电动机的负荷随着原油物性和井筒及井下状态的变化而变化, 致使电动机有功功率和无功功率随之发生变化, 导致电动机的功率因数频繁变动。

为了提高电动机功率因数, 通常只是简单地在抽油机的电控箱中安装相应定值电容器来对无功功率进行补偿, 由于这种方式对抽油机特殊负载并不完全适用, 使定值补偿电容器极易损坏, 无功功率补偿达不到理想效果, 造成电动机功率因数依然低下, 电能损耗较大。针对这种生产现状, 通过合理的丛式抽油机井组无功动态补偿计算, 应用无功动态补偿装置, 在丛式抽油机井组负载端进行无功功率动态补偿, 解决了抽油机井组功率因数低、无功损耗过大的问题。

1 无功动态补偿

1.1 补偿原理

在实际供电网路中, 提高供电网负载回路的功率因数同时能提高供电网效率, 因为功率因数提高, 输电线路的功率损失减少。当负载有功功率P和电压U一定的情况下, 功率因数越大, 则输电线中的电流就越小。因此, 消耗在输电线上的功率就越小。

提高功率因数的基本思路是在保证负载获得有功功率不变的情况下, 减小负载电路的阻抗角, 即减小无功功率, 实质上是减少从供电网路吸收的视在功率。电动机为感性负载, 为提高功率因数, 可在负载上并联适当的电容器。未并联电容时, 负载无功功率QL=WLI2;并联电容时, 电容器的无功功率为QC=WCU2, 故电路的无功功率ΔQ=W (LI2-CU2) 。因此ΔQ<QL而P不变, 因而提高。

1.2 无功动态补偿的采样方法及补偿量的确定

通过电压和电流变送器, 任取某一时刻的电压、电流信号作为一组数据, 将无功功率检测出来, 这样取出若干组数据, 计算出若干组无功数值以求达到cosϕ值。设定状态的电网无功功率为QO, 当电动机的QL>QO时, 测得的无功变化量ΔQ=QL-QO, 再结合数字滤波技术和PLC控制器, 把电动机无功补偿量值QD准确快速地检测出来。这样既避免了随机干扰又避免了检测功率因数不准确所带来的误差。当QD-ΔQ=0时, 即达到动态补偿平衡状态, 确保了cosϕ等于设定值。

1.3 无功动态补偿容量的计算

PLC控制器把当前的功率因数与设定功率因数的上、下限进行比较, 并计算出电网中的无功负荷, 以分补与共补相结合, 按“取平补齐”的原则进行逻辑判断, 并连续不断地检测线路的无功功率情况, 以线路无功功率作为控制物理量, 根据丛式抽油机井组负载端设定的功率因数上、下限来处理这些物理量, 并发出控制信号来触发高频度功率模块的导通与关断, 从而控制投、切电容器的组数及投、切电容器的容量, 达到对无功功率的自动动态补偿, 使电网功率因数始终处于良好的工况状态。

长庆油田丛式抽油机井组供电变压器的容量通常为160 k VA或180 k VA。在此, 以180 k VA变压器作为补偿对象来确定补偿电容的基本容量数。通常丛式抽油井组变压器负载侧平均功率因数在0.4左右, 补偿后功率因数达到0.9以上, 理论上需补偿电容量为90 kvar。根据电容选取系数k=1.2 (k=1.1~1.5) , 则理论配置容量的取值为108 kvar。

考虑到各电动机负载往往存在不平衡的情况, 将单元电容器组采用共补与分补“Δ-Y”相结合的接线方式。实现电容补偿的三相共补与分补的统一。按“取平补齐”原则, 由PLC控制器计算出每相所需补偿容量, 减去共补容量, 剩余部分作为分补时每相的补偿容量。共补方式接成“Δ”型式, 分补部分投、切单元的电容器组接成“Y”型式。

根据丛式采油井组负载侧的工况特征, 对180k VA变压器供电的抽油机井组无功功率动态补偿容量分级, 为确保动态补偿后的功率因数达到设计要求, 将108 kvar电容总量分为六路, 其中:分补 (Y补) 一路, 共补 (Δ补) 五路。具体分配如下:

第一路分补容量配置:Y补=6kvar-0.25k V×3组;

第二路共补容量配置:Δ补=8kvar-0.45k V×1组;

第三路共补容量配置:Δ补=12kvar-0.45k V×1组;

第四路共补容量配置:Δ补=15kvar-0.45k V×1组;

第五路共补容量配置:Δ补=20kvar-0.45kV×1组;

第六路共补容量配置:Δ补=35kvar-0.45k V×1组。

无功动态补偿装置电接线图见图2。

2 无功动态补偿装置应用效益计算

2013年9月在长庆油田第三采油厂吴30-8井组安装一台抽油机井组无功动态补偿装置, 井场有8台抽油机, 总功率为148 k W, 丛式抽油机井组供电变压器的容量为180 k VA。

2.1 综合节电和节电率计算

丛式抽油机井组输入功率由抽油机系统效率测试仪直接读出, 见表1。

依据石油天然气行业标准SY/T 5264—2012《油田生产系统能耗测试和计算方法》和SY/T6422—2008《石油企业节能产品节能效果测定》进行测试和评定。根据表1计算如下:

综合节电[2]:综合节电=无功折合+有功节约= (64.1×0.09) k W-1.0 k W=4.8 k W, 其中:0.09为无功经济当量 (k W/kvar) , 那么日综合节电量为4.8k W×24 h=115.2 k Wh。

经计算综合节电率[2]为18.43%。

以电费0.8元/k Wh计算[5], 每井组有效工作时间按360天计算, 吴30-8井组应用无功动态补偿装置每年可节约电费33 177元。

2.2 供电系统负载侧能耗分析[1,2,3,4]

根据测试数据, 动态补偿投入前、后的功率因数 (平均值) 为:投入前cosϕ1=0.34, 投入后cosϕ2=0.97。由式ΔP2/ΔP1≈ (cosФ1/cosФ2) 2得出无功动态补偿投入后, 电网铜损降低率为87.7%。

以上效益仅为直接效益, 对丛式抽油机井组而言, 由于低压侧损耗的降低而折合到高压侧的损耗降低没有计算在内。由此可以看出, 通过丛式抽油井组负载侧无功功率进行动态补偿计算与应用, 对油田丛式抽油井组开发而言, 有着积极的作用和显著的节能效果。

3 结语

丛式抽油机井组无功动态补偿装置, 无触点自动补偿动态响应快, 工作可靠。大幅度提高了负载侧的功率因数, 有效降低了电网无功损耗。长庆油田的新老丛式抽油机井组有数千个, 并且每年还在增加新的井组。所以, 如果无功动态补偿装置在采油领域推广应用, 将会取得显著的经济效益。

摘要：针对长庆油田丛式抽油井组大部分负载端功率因数在0.4左右, 电能浪费情况十分严重, 通过抽油机井组负载端无功动态补偿计算, 应用无功动态补偿装置, 使丛式抽油机井组负载端的功率因数由0.4左右提高到0.9以上, 大幅度降低了抽油机电动机的无功损耗、有功线损和电网运行电流。这一技术应用在长庆油田数以千计丛式抽油机井组上将会取得良好的节电效果, 从而节约采油厂原油生产成本。

关键词：抽油机井组,无功动态补偿,计算,应用

参考文献

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[4]穆剑.油气田节能监测[M].北京:石油工业出版社, 2013:156-161.

降低抽油机井能耗 篇2

表1、表2分别为小组概况和小组成员表。

选题理由

大庆油田第六采油厂作为先导技术的大实验区, 承载着“经济采油、科技兴油”的重任, 降低抽油机井能耗是实现这一要求的重要举措。表3为2007年采油六厂抽油机井整体生产水平。

统计到2007年12月底喇嘛甸油田抽油机开井1 809口, 年耗电1.34×108kWh, 占机采能耗的42.54%, 所占比例较高。

抽油机井系统效率是有效能量与系统输入能量比值, η= (ρ·g·H·Q) /86.4P1。

电机负载率是电机输出功率与额定功率的比值, β=P2/PN。

这两项指标可直接反映抽油机井生产耗电水平。统计2007年采油六厂抽油机井系统效率与电机负载率情况见表4、表5、图1、图2。其中系统效率为30.18%, 负载率为23.67%。

统计表明:2007年六厂抽油机井系统效率低于30%的井有1 019口, 占64.99%;电机负载率低于25%的井有994口, 占63.39%, 所占比例较高。这说明喇嘛甸油田存在抽油机井能耗损失严重的问题。

现状调查

活动课题确定之后, QC小组成员通过现场测试、能耗节点分析、数据统计等方法寻找症结问题。

抽油机井系统效率总体分为地面效率和井下效率两部分, 即:η (系) =η (地) ·η (井) 。悬绳器以上包括电动机、皮带传动、减速箱及四连杆机构4个能耗节点;悬绳器以下包括盘根盒、抽油杆、抽油泵和井下管柱等4个能耗节点 (图3和表6) 。

上述分析可知:能量损失涵盖了地面、地下两部分, 主要源于:机械设备、抽汲参数、生产工况、地层条件、管理及其它等五方面。小组成员对2007年全厂1 568口能耗测试井从九方面进行调查 (表7和表8) , 统计发生频次, 用数据说话, 做到症结问题确定真实、客观。

由表8可知:机械设备不合理和抽汲参数不匹配两项问题占总频次的80.70%, 是造成抽油机井能耗高的症结问题。

确定目标值

2008年QC小组活动工作量预计为:参数优化250口井, 电机匹配300口井, 节能改造50口井, 全年工作量约为600口井。预计工作完成后, 全厂总装机功率可由6.61×104kW下降到6.11×104kW, 下降0.5×104kW, 由公式β=P (有功) /P (额定) 可知, 负载率可上升到25.70%。同时这600口井工作量可解决症结问题的50%以上, 通过计算系统效率可以提高到30.5%。

原因分析及要因验证

QC小组成员运用关联图对症结问题逐层剖析原因 (图4) , 深入挖掘末端因素。

QC小组成员通过现场测试、技术调研、数据统计对关联图中10条末端因素逐条验证, 确认是否为要因。

1 验证一电机装机功率偏大

抽油机井在生产中选配电机, 往往考虑起动与过载能力, 留有较多功率裕量, 电机装机功率偏大, 增加损耗。统计1 568口能耗测试井数据, 见表9、表10、图5。

结果表明:目前全厂平均负载率水平偏低, 主要集中在25%以下, 其中占能耗测试井67%的普通异步45、55、75kW电机平均负载率仅为20%, 问题更为突出。因此电机装机功率偏大是目前亟待解决的耗能重点问题, 是要因。

2 验证二使用非节能型电机

普通电机的启动转矩倍数只有1.8倍, 选用时为考虑启动和峰值转矩的需要, 提高了装机功率, 造成了“大马拉小车”现象。而节能电机的启动转矩为3.6倍, 其具有启动转矩大, 过载能力强的特点。因此使用非节能电机是造成能耗高的一个要因。

3 验证三使用非节能型抽油机

常规同异相型抽油机相比, 净扭矩数值较大, 能耗高。比较80口同产液量CYJ10-4.2-53HB型与CYJY10-4.2-53HB型的能耗, 常规抽油机平均单井能耗为10.71kW, 异相型为10.19kW, 高出0.52kW (见图6) 。因此使用非节能型抽油机井是造成能耗高的要因。

4 验证四抽油机使用年限长

统计采油六厂使用年限超过15年, 设备运行效率较低的抽油机井有528口, 占总井数27.7%, 会随今后管理工作逐步更新, 不是该次活动解决的主要问题, 是非要因。

5 验证五冲次偏大

QC小组在井中进行试验:泵径D=56mm, 泵挂L=1 100m, 冲程2.622m不变, 依次调大冲次发现, 相同举升高度, 随冲次增大, 系统效率下降, 变化较大, 是要因 (图7) 。

6 验证六泵型偏小

从图8看出:较小泵径必须在较高的抽汲速度下得到所要求的产液量, 其水力和摩擦损失较大, 增加了能耗, 是要因 (图8) 。

7 验证七测试方法不正确

我们小组测试人员都经过专业培训, 取得了电工证, 能够正确熟练运用电参测试仪, 是非要因。

8 验证八测试仪器出故障

提高测试水平, 按规程操作, 可以减少或避免仪器损坏, 是非要因。

9 验证九皮带传动效率低

目前应用的皮带涨紧器可提高皮带传动效率, 皮带滑差率大大降低, 避免了丢转现象的发生, 减少单井平均冲次损失, 皮带的传动效率大大提高, 是非要因。

10 验证十盘根和轴承松动漏油

润滑良好的情况下减速箱传动效率为91%, 损耗较小。六厂每年对抽油机井全面检修, 更换优质机油, 较好地解决了这个问题, 是非要因。

经过分析共确定5条原因: (1) 电机装机功率偏大; (2) 使用非节能型电机; (3) 使用非节能型抽油机; (4) 冲次偏大; (5) 泵型偏小。

制定对策

表11为降低抽油机井能耗对策表。

对策实施

1 实施一:节能电机合理匹配

抽油机井电机合理匹配就是在考虑启动及过载能力的前提下, 根据产液和载荷的变化, 对电机进行优化调整, 以提高运行效率和功率因数, 从而达到节能目的。

(1) 电机匹配数学模型

在配备电机时, 首先应满足功率需求, 即电机实际功率不超过选配电机额定功率:

式中Pd—电机实际功率需求, kW;

PN—选配电机的额定功率, kW。

Pd可用下式计算:

式中Pr—光杆功率, kW;

ηc—抽油机在曲柄一转中的平均效率 (电机轴至悬绳器) ;

CLF—周期载荷系数。

式中Ie—均方根电流, A;

Im—平均电流, A;

Ii—对应每个曲柄转角启动电流, A。

除满足功率要求以外, 还应满足最大扭矩的要求, 即传到电机轴上的最大扭矩不应当超过电机允许的最大扭矩, 即:

式中Tmax—曲柄轴最大扭矩, kN·m;

k—电机的过载系数;

ηm—电机轴至曲柄轴效率;

ω—曲柄角速度。

电机的输入功率等于轴功率与电机内损之和。当电机轴功率周期性变动时, 其输入功率亦随之变动。1个周期内平均输入功率P1m可用下式计算:

式中PO—电机空载损耗, kW;

P1m—电机平均轴功率, kW;

η—电机效率。

(2) 电机匹配的步骤

一是合理选井:优先对全厂电机负载率低于20%的井进行匹配;

二是现场测试:运用电参测试仪测试启动、瞬时电流及前后期效果;

三是理论计算:求得周期载荷系数, 在满足最大启动扭矩的约束条件下, 算出装机功率;

四是逐级替换:制定“一换三”匹配原则, 即投入1口永磁节能电机, 通过逐级匹配、统筹调换, 完成3口井节能任务。

(3) 应用效果

截至到2008年12月底共匹配电机301口井, 平均有功下降1.55kW, 单井日节电37.20kWh, 负载率提高到25.72%, 提高了6.63% (表12) 。

2 实施二:普通电机改造成双功率节能电机

2008年QC活动中采取技术改造方案, 进一步拓展节能空间。双功率电机改造是在单槽内下入双线, 形成双绕组, 满足油井重载启动、轻载运行的条件, 具有降低能耗和提高负载率的双重效果 (图7) 。

到2008年12月双功率电机已改造32台。测试表明, 平均单井有功功率下降0.97kW, 单井日节电23.28kWh, 负载率提高到21.26%, 提高了4.38% (表13) 。

3 实施三:常规型抽油机加下偏杠铃节能改造

抽油机井改造主要在游梁尾端加装一套下偏杠铃装置, 改造后下偏杠铃的质心运动轨迹为绕中轴支座的一段圆弧, 其半径不变但力臂值变化。小组成员在实施过程中针对“提高节电及平衡效果”应用了PDPC方法 (图8) 。

按照线路 (1) 活动, 选取3-3366井现场试验 (表14) 。

按照线路 (2) 活动, 用抽油机井平衡检验原则, 对效果进行分析。

(1) 有功功率下降, 具有较高的有功节电率。

(2) 在平衡条件下上、下冲程时间相同。

(3) 在平衡条件下上、下冲程电流峰值应该相等。

3-3366井加下偏杠铃改造后, 有功功率从19.96kW下降到19.0kW, 下降了0.96kW, 有功节电率较低仅为4.81%;改造后上电流为55A, 下电流为45A, 电流平衡度仅为81.8%, 应用平衡检验原则发现节电效果不理想。QC小组通过抽油机井扭矩曲线分析原因 (图9) 。

从扭矩平衡曲线中可以看出, 载荷扭矩曲线是一条偏态曲线, 上冲程中载荷扭矩的峰值比下冲程高。由于平衡扭矩曲线是标准的正弦曲线, 所以当这两条曲线叠加后, 得到的净扭矩曲线:波动变化的频率、幅度较大, 波形不平缓。由于净扭矩曲线的变化规律直接反映瞬时功率和耗电情况, 得知3-3366井节电效果不明显的原因是曲柄轴扭矩不平衡, QC小组成员把削减载荷扭矩的峰值, 使净扭矩波形变得平缓, 做为节能改造实施过程的“突破口”。

按照线路 (3) 活动, 进行复合平衡计算, 得到曲柄轴半径, 确定改造方案。

通过计算发现实际曲柄轴半径大于理论值, 应该通过增加平衡块配重减小曲柄轴半径, 现场改进措施是:把下偏杠铃由空心变成实心。重量增加500kg。

按照线路 (4) 活动, 现场改进应用。

改进后试验井3-3366井有功功率为16.92kW, 下降了3.04kW, 有功节电率达到15.23%, 比改造前提高了10.42%。目前完成30口井现场改造, 平均有功功率下降1.43kW, 平均日节电34.32kWh, 综合节电率达到10.97%。电流峰值降低, 上下电流达到平衡 (图10) 。

4 实施四:整体参数优化设计

整体参数优化设计方法是把抽油机井做为一个有机整体, 保证产液不变, 利用抽汲参数的多种组合, 找出能耗最低、运行状态最佳的经济结合点, 实现抽油机井高效运行的目的。主要是运用优化设计软件, 按照输入功率最低优选方案。

截止到2008年12月QC小组结合检泵时机实施整体参数优化264口井, 优化后, 产液上升11.58t/d, 系统效率提高9.59%, 有功功率降低1.51kW, 平均单井日节电36.24kWh (表15) 。

效果检查

2008年, 围绕抽油机井节能管理这项重点工作, 立足降低大庆油田采油六厂抽油机井能耗, QC小组做了大量工作, 有计划地完成了这个PDCA循环, 取得较好效果。

1 完成目标值

采油六厂2008年四季度能耗测试报表显示 (图11) :抽油机井系统效率为30.97%, 比2007年同期提高0.79%, 高出目标值0.47%;电机负载率为26.05%, 提高2.38%, 高出目标值0.35%。两项指标均处于大庆油田公司领先行列。

2 创造较好经济效益

表16为QC活动中采取的节能措施效果综合评价表。

3 社会效益显著

(1) 降低抽油机井运行能耗, 为经济采油的生产模式提供了技术支撑。

(2) 小组成员更加深刻领会到“小、实、活、新”的QC活动本质要求。

制定巩固措施

(1) 制定了“一换三”的电机匹配方法, 实现了“投入最少、匹配最佳、节电效果最明显”的目标。同时配合大庆采油六厂节能科编制了《第六采油厂重点能耗设备、节能产品管理办法》, 以厂文件形式印发到各采油矿遵照执行。

(2) 抽油机井整体参数优化设计方法已经形成一套完善的理论基础与技术规范, 自主编制了优化设计软件, 自主研制了抽油机井系统效率指标控制图, 根据该图可科学判断节能潜力, 对全厂节能工作提供技术支撑及指导。目前由我们QC小组完成的《提高抽油机井系统效率》节能讲义已经编制到中国石油天然气集团公司企业工人技师培训教材中。

攻关后, QC小组成员对2009年1～6月期间全厂能耗测试井进行普测 (表17) , 考察活动后到目前成果巩固及推广情况。

遗留问题及下步打算

抽油机井参数优化设计 篇3

关键词：抽油机,系统效率,参数优化

一、生产参数对系统效率的影响因素分析

1、生产参数对系统效率的影响

对一具体的油井而言, 在地面设备和油井产能一定的条件下, 不同的冲程、冲次、泵径、下泵深度、抽油杆柱组合对井下效率有较大影响。当泵挂深度确定时, 随油井产量的增加, 举升效率有先上升而后降低的过程。当产量、泵径、泵挂确定时, 冲次与井下效率的关系是随冲次的增加, 举升效率降低。因此, 长冲程有利于提高举升效率。当泵径、冲程、冲次确定, 泵挂深度变化时, 油井产液量随下泵深度的增加, 有先上升后降低的规律。当动液面一定时, 随着下泵深度的增加, 举升效率有先上升而后降低的规律。

2、参数优化设计在提高机采系统效率方面的作用

目前提高机采系统效率的基本思路是从影响系统效率的各个因素入手, 对各个数据信息进行对比分析, 用节点分析的方法对降低系统效率的重要因素进行重点分析, 充分利用先进的油井节能技术和管理方法, 对系统效率严重偏低的重点井进行重点治理。在充分发挥地面设备能力的同时, 应用优化设计软件, 通过单井产能的预测分析、原生产管柱的工况校核分析, 在泵径、冲程、冲次、沉没度、杆柱组合、管径组合的多种设计组合中, 选择满足产量需求, 系统效率较高、能耗较小的设计组合。可见优化设计是提高系统效率的关键。

二、优化设计软件的实施与应用

1、抽油井生产参数评价及优化技术思路

有杆抽油泵生产参数评价及优化设计的基础和核心是节点分析。油气井节点分析是运用系统工程理论, 优化分析油气井生产系统的一种综合方法。它是通过节点把从油藏到地面分离器所构成的整个油井生产系统按计算压力损失的公式或相关式分成段, 应用相应的数学相关式对系统的每一部分进行模拟计算。求解点的选择主要取决于所要研究解决的问题, 通常是选用井口或井底, 即求解不同条件下系统协调生产时的井口压力或井底流压及相应的产量。

PEOffice软件中的Prod Design生产参数优化设计模块可以很方便、快捷地实现油井生产参数分析及优化设计。

Prod Design对抽油井进行分析计算的理论基础包括:流体高压物性计算、IPR计算、多相管流计算。而这些计算都是建立在实验和经验模型的基础上。

2、PEOffice软件优化生产参数

PEOffice软件提供了一套科学的采油工程分析、优化与设计思路, 即:

第一步, 使用Field Assis模块进行区块工况分析, 从宏观统计角度分析哪些井属于供液不足、哪些井属于潜力区、哪些井属于生产故障等, 判断地层供液和井筒排液的协调关系。

第二步, 利用Prod Diag模块对需要优化或详细分析的井进行故障诊断, 找出其地层供液和井筒排液的不协调的原因, 并分析管柱受力是否合理、泵效组成等指标。

第三步, 结合Wellstring模块, 在充分了解管柱结构的基础上, 利用Prod Design模块进行生产参数的优化校核调整和设计分析。

第四步:通过制作措施实施后宏观控制图, 对设计结果进行验证, 分析措施效果。

3、实例分析

下面以中二中馆3-4的GD2-32-302井为例说明生产参数优化分析及设计过程。

1) Field Assis模块应用

应用Field Assis模块绘出中二中馆3-4抽油机宏观控制图, 可以看出GD2-32-302处在宏观控制图的断脱漏失区。

2) Prod Diag模块应用

利用Prod Diag生产故障诊断, 找出其地层供液和井筒排液的不协调的原因, 分析得出, 该井主要是受气体影响 (占32.27%) 及泵漏失影响 (占19.39%) 导致泵效偏低 (泵效为43.08%) 。下步可对该井实施参数优化, 同时检泵作业, 以提高泵效。

3) Pro Design模块应用

a、GD2-32-302井数据准备

该井基本情况:

地面原油密度:0.9 6 4 7 g/c m 3天然气相对密度:0.65

地层水密度:1.0 2 g/c m 3含水率:96.3%

气油比:2 4.4 5 m 3/m 3饱和压力:10.18 MPa

饱和温度:6 8.0 0℃油藏中部深度:1196.2 m

平均油藏压力:1 2.3 6 M P a平均油藏温度:68℃

地温梯度:0.03℃/m

生产套管级数:1油层套管外径 (mm) :177.8

油层套管下入深度 (m) :1 3 1 7.5油管级数:1

一级油管 (m m) :8 9/7 6井口温度:40.00℃

井口油压:0.40 Mpa

泵径:70m m冲次:9次/m i n冲程:3 m泵挂:745.3 m

b、井筒压力拟合

应用该井近期产液量VS动液面数据, 进行IPR拟合, 绘制IPR曲线。应用井筒压力温度数据, 进行多相管流拟合, 绘制多相管流曲线。同时拟合优选出多相流计算模型及修正系数。

c、GD2-32-302井节点分析计算

输入敏感性参数, 绘制IPR及TCP曲线。对比协调点与该井目前的实际产液量可知所建立的模型真实可用。

d、GD2-32-302井生产参数设计

对该井进行定产量设计, 设定目标产液量130m3/d, 计算得出10种参数优化结果。同时可根据需要进行参数优选。

原参数:Φ70mm*3m*9n/min*745.3m设计结果:Φ83mm*3m*6n/min*532m现场实施:Φ83mm*3m*6n/min*547.6m

三、认识及下步工作

(1) 优化设计在稠油井管理中如何进行——动态设计动态调整。

稠油转周井的优化设计需要动态优化, 动态实施, 保证周期内能够优化生产, 但无形中增加了基层单位的管理实施工作量, 如何落实到实处, 需要建立切实可行的制度。

(2) 建立数据源平台, 提高优化设计的效率。

把优化参数所需地质、工程、作业等源点数据加载到一个数据平台上, 可提高优化设计的效率。

(3) 建立相关管理考核机制, 完善保障措施。

抽油机井的平衡调整 篇4

关键词：抽油机井,调平衡,电流

抽油机井平衡状况的好坏直接影响到减速器、电机的负荷、使用寿命及运转平稳性。进行抽油机平衡调整, 就是为了保证抽油机在最佳状态下, 以降低能耗、提高系统效率。

目前, 全厂主要应用的平衡方式为曲柄平衡, 就是将平衡重加在曲柄上, 这种方式便于平衡的调整, 同时可避免在游梁上造成过大的惯性力。根据2006年12月生产日报资料进行统计 (表1) , 全厂共有不平衡井659口, 平衡率为71.3%, 对其中的57口井进行能耗测试, 平均系统效率为12.14%。

一、平衡原理

抽油机运转不平衡, 是因为上、下冲程中悬点载荷不同, 造成电动机在上、下冲程中所做的功不相等。要使抽油机在平衡条件下运转, 就应使电动机在上、下冲程中都作正功, 即下冲程时把能量存储起来, 上冲程时利用存储的能量来帮助电动机做功。

二、平衡判定方法

工作时, 始终处于平衡状态的抽油机是没有的, 因为生产过程中油层情况、油井情况及油井工作制度的改变都会破坏抽油机原来的平衡。因而在油井生产过程中要定期检查和及时调整抽油机的平衡, 通常采用的检查方法有两种, 一是测量驴头上、下冲程的时间, 二是测量上、下冲程中的电流。

1. 测量驴头上、下冲程的时间

抽油机在平衡条件下工作时, 上冲程和下冲程所用的时间应当相近。如果上冲程快, 下冲程慢, 说明平衡过量, 则应减少平衡块重量或平衡半径R;反之, 则应增加平衡块重量或平衡半径R。

2. 测量上、下冲程中的电流

抽油机在平衡条件下工作时, 上、下冲程的电流峰值应该相近。即:

如果上冲程的电流峰值大于下冲程的电流峰值, 说明平衡不够, 则应增加平衡块重量或增大平衡半径R;反之, 则应减小平衡块重量或平衡半径R。

三、现场试验

2007年1~5月份, 全厂针对659口电流不平衡井进行现场调整, 调整后平衡率由2006年初的71.3%提高到92.1%, 不平衡井数下降了476口。对其中57口井进行能耗测试对比, 平均系统效率提高了0.62个百分点, 节电率4.88% (表2) 。

其中不能调平衡的37口井, 占不平衡井数的5.6%;未经调整电流就平衡的102口井, 占不平衡井数的15.5%;调整520口井, 占不平衡井数的78.9% (表3) 。

四、效果分析

1. 调平衡井分析

针对520口调整平衡井进行分类统计, 其中调整后电流一直平衡的井有344口, 占调整井数的66.2%;调整后电流一直不平衡的井有82口, 占调整井数的15.7%;调整初期电流平衡, 目前电流不平衡的井有50口, 占调整井数的9.6%;调整初期电流不平衡, 目前电流平衡的井有44口, 占调整井数的8.5%。

调整初期平衡目前不平衡井的影响因素有:一是电流波动对平衡率的影响12口井;二是洗井对平衡率的影响33口井;三是作业对平衡率的影响4口井;四是更换抽油机对平衡率的影响1口井。

调整初期不平衡目前平衡井的影响因素有:一是电流波动对平衡率的影响20口井;二是洗井对平衡率的影响21口井;三是作业对平衡率的影响1口井;四是调参对平衡率的影响2口井。

调整后一直不平衡井的影响因素有:一是部分井电流值较低, 在测试过程中由于误差关系, 造成这部分井始终不平衡;二是由于油井结蜡严重, 造成部分井的电流不平衡;三是一部分井平衡块没有调整余地。

2. 未经调整就平衡井分析

统计未经调整电流就平衡的102口井, 其中由于洗井原因使电流达到平衡的82口井, 占未调井数的80.4%;由于作业原因使电流达到平衡的3口井, 占未调井数的2.9%;电流波动5口井, 占未调井数的4.9%;产量波动12口井, 占未调井数的11.8%。

分析原因:一是洗井前后, 电流波动较大;二是作业井施工前后产量变化较大, 影响电流变化;三是部分井电流在10A左右, 电流稍有波动, 就超出平衡范围;四是油井产量波动, 影响电流变化。

五、结语

(1) 油井结蜡对平衡率的影响较大, 今后选择电流不平衡井时, 应充分考虑油井的结蜡周期, 对于达到周期井应延缓调整时间, 待洗井后电流稳定再进行调整。

(2) 作业井、调参井在实施措施后, 由于产量, 液面等参数波动较大, 对平衡率产生影响, 今后选择电流不平衡井时, 应分析油井泵况及液面参数, 待措施后电流稳定再进行调整。

(3) 调平衡可使抽油机井运行平稳, 降低运行电流, 延长机组的使用寿命。

(4) 抽油机井在举升高度及产液量不变的情况下, 提高平衡度可使系统效率随之提高, 具有一定的节能效果。

(5) 通过调平衡, 可在不增加投资的情况下降低抽油机井电能消耗, 是一种较经济的节能降耗措施。

参考文献

[1]张爱兴.抽油机平衡测试方法的研究与实现[J].石油仪器, 2002 (4) .

[2]张琪.采油工程原理与设计[M].石油大学出版社, 2001.

抽油机井提高系统效率简析 篇5

将抽油机井的地面设备 (抽油机) 与井下设备 (杆、管、泵) 作为一个系统, 抽油机井系统效率η是系统的输出功率P2与系统的输入功率P1之比η=P2/P1.。

而任何一个功率变换系统都会存在着功率损失, 系统的输入功率P1是系统的输出功率P2与损失功率PS之和。P1=P2+PS

综合上式系统效率可以表示为:

从式中可以看出, 提高系统效率的途径有两个:一是减少损失功率;二是增加有效举升的功率。

2 影响抽油机井系统效率的因素

根据抽油机井工作特点, 抽油机功率损失主要是抽油机正常生产时井下杆柱和液柱重量加载给电动机的负荷引起的功率损失;同时也包括抽油机传动磨损、电动机自损耗以及井下杆、管、泵液体间的磨阻造成的功率损失。

2.1 抽油机井地面部分的影响因素

2.1.1 电动机自损耗

电动机本身发热引起温升增加, 降低了电动机的输出功率。安装电动机功率过大, 出现“大马拉小车”现象, 电动机自损耗增加。

2.1.2 电路线损

供电线路老化以及配电箱设计不合理时线路损耗会大量增加。电动机进行电容无功补偿的容量值设置不合理时会出现过补或欠补, 为克服过补或欠补, 电机运行时能耗也会增加。目前运行的节能配电箱都具有电容自动补偿功能, 电路线损大大降低。

2.1.3 设备传动损耗

设备传动损耗包括皮带传动损失、减速箱损失、四连杆机构损失和井口密封盒功率损失。皮带传动效率较高, 可达98%, 其传动损失仅为2%;减速箱传动效率为90%, 在润滑良好的情况下, 其损失在10%左右;四连杆机构传动效率为95%, 在润滑保养良好的情况下, 其损失在5%左右。以上三部分总的传动效率在84%左右, 在润滑保养到位的情况下, 进一步提高传动效率的潜力不大。

在传动部分井口密封盒功率损失是比较小的, 只有当油井含水达到95%以上时, 盘根容易漏失, 此时密封较紧, 缺少润滑, 盘根密封的有效期缩短, 此时的功率损失才稍微大一点。

2.2 井下部分影响因素

2.2.1 抽油杆与油管间的磨阻

由于井身结构和杆管应力变化的影响, 抽油杆运动时, 杆管弯曲接触部位会产生摩擦阻力。

2.2.2 抽油泵机械磨阻

抽油泵柱塞与衬套间的机械摩擦所产生的阻力, 砂、蜡等异物也会造成柱塞表面光洁度变差而大大增加磨阻。

2.2.3 杆管与流体间的磨阻

抽油井生产时井筒内流体与杆管间存在一定的流动摩擦阻力, 当杆管表面结蜡、腐蚀时会造成磨阻增加, 抽油机负荷增加, 能耗上升。

2.3 其他影响因素

2.3.1 生产参数不合理

当地层能量一定时, 生产参数过小, 违背了效能最大化原则, 生产参数过大, 泵效较低, 无功损耗上升

2.3.2 举升方式不合理

对于地层条件差, 特别是低产液井, 抽油机举升受到杆柱重量的限制, 进一步降低装机功率, 降低抽油机能耗, 降低吨液耗电的潜力不大。

3 影响A油田能系统效率的主要因素

3.1 电动机自损耗大, 电机功率利用率低

A油田目前还有普通Y系列30KW以上电机35台, 普通配电箱16个, 普通Y系列电动机自损耗大, 无用功消耗大。普通配电箱无补偿装置, 功率因数低, 电能利用率低。

3.2 井口密封盒功率损失。

目前A油田油井含水95%以上有149口井, 这部分井盘根与金属光杆的磨阻大, 盘根密封的有效期缩短。

3.3 生产参数不合理。

A油田参数不合理井主要有四方面影响, 一是参数偏大, 泵效偏低;二是泵径偏小, 地面参数调整余地小;三是抽油机机型偏大, 地面参数调整难度大;四是控制高含水井的产液量, 个别井不易放大生产压差。

3.4 举升方式不合理。

目前A油田日产液在4-10t的井有65口井, 平均系统效率13.7%。现有的抽油机举升系统对进一步降低能耗难度很大。

4 提高A油田系统效率的方法探讨

通过抽油机井动态测试数据, 油井管柱结构, 生产参数和地层能量状况进行综合分析, 针对不同影响因素应采取相应的治理方法。

(1) 合理优化匹配抽油机电机的运行。为了提高设备运行效率, 降低设备耗电, A油田加大了对Y型电机的更换力度, 首先, 普通电机改造为多功率一体化节能电机57台, 前后测试数据对比, 平均单井系统效率提高4.52%。其次, 更换高转差双速电机, 10月后更换9台, 安装前后测试数据对比, 平均单井系统效率提高5.2%。但仍有部分油井仍未进行更换, 为了进一步提高油田的平均系统效率, 剩下的抽油机的电机就需要给予及时的更换。

(2) 对参数不合理, 地面参数无调整余地的采油井采取间抽生产。

(3) 实施“五率”动态调整。根据抽油机运行情况, 定期对电流资料进行抽查, 要求单井平衡比在90-100%之间, 对电流变化大和措施井, 及时对平衡率进行调整, 降低无效功消耗。全年共调整平衡124井次, 调整前后测试平均单井日耗电下降20.2KW.h, 系统效率提高1.8%。

(4) 优化调整生产运行参数。A油田按照“大泵径、长冲程、低冲次”的参数调整原则, 对高冲次井调小参数24口井、对泵径偏大井换小泵7口井、对低冲程、高冲次抽油杆弹性变形和惯性损失大的井, 调大冲程、调小冲次4口井。共调整35井次, 平均消耗功率下降1.9KW.h, 平均节电率16.6%, 平均单井日节电25.1KW.h, 平均系统效率提高12.4%。所以在此之上要进一步提高油井生产运行参数的调整。

(5) 改变举升方式, 进一步降低机采能耗。从举升方式看, A油田基本都是采用有杆泵、抽油机连续举升方式采油, 而对于日产液小于10t的井通过调整工作参数和更换节能电机等很难取得较好的经济效益。对日产液在4~10t的井用抽油机连续举升方式采油是不经济的。目前A油田日产液在4~10t的有65口井, 平均系统效率13.7%, 低于全油田15.12%。这部分井可以通过改变举升方式, 建议采用成熟的小排量 (10~20m3/d) 螺杆泵进行连续采油。

5 结论与认识

(1) 对抽油井产量低的井, 可以通过更换螺杆泵来提高系统效率。

(2) 在电机、抽油机改造工作量大, 而耗资大不易执行的情况下。可以通过加大油井的日常管理力度来达到提高系统效率的目的, 例如调平衡、及时检换泵。

抽油机井调整参数的认识 篇6

1 调小参数对产量、含水的影响

1.1 对油井产量影响

对供液能力不强或示功图显示供液不足的抽油机井来讲, 理论排量越大, 实际产量与供液能力强时的实际产量相比, 产量降的越多。, 调小参数后, 理论排量减小, 井底供液能力保持不变, 必然会导致井底压力逐步回升, 全井的生产压差逐步变小, 动液面逐步升高, 沉没度加大, 抽油泵的充满程度变大, 泵效有所提高, 产量变化不大。

1.2 对油井含水的影响

随着调小参数后生产时间的延长, 井底压力上升, 全井的生产压差越来越小。这样, 薄差低含水油层的压力可能与全井的井底压力相近, 因而出油出油少甚至不出油, 而高压层虽然产量有所降低, 但所受影响不大, 从而全井含水上升。当调小参数后生产时间过大, 尤其是高含水层的压力恢复波传到连通水井时, 油井井底压力不再回升, 水驱动力趋于稳定, 注入水在地层中的渗流速度降低, 含水趋于稳定。

2 调整参数依据

根据历年以来的工作实际以及对实际生产数据进行分析, 我们总结归纳出一矿地区的抽油机井可以用以下原则采取调参措施。

(1) 通过调大参数可以增加油井的产油量, 调小参数可以降低能耗, 增加泵效及提高系统效率, 改善抽油机井工况, 降低井下故障率。

(2) 一矿地区沉没度在0m至200m之间调小参数, 日产液量、日产油量及流压基本稳定, 能达到降耗增效的目的。

(3) 一矿地区沉没度在200m至300m之间调大参数, 要考虑其抽油泵的供排关系, 如果已经达到平衡, 参数调整要结合泵况控制图及功图类型进行综合分析, 确定调整方案。

(4) 调整抽汲参数, 要考虑到流饱压差之间的关系, 根据现有的合理流压的研究成果, 经计算、对比分析后确定调整方案。

3 调小参数效果分析

3.1 调小参数后的沉没度变化分析

对比分析一矿20011年3-8月期间调小参的238口井, 得出沉没度150米以下的井最好。

调小参数的抽油机沉没度变化实际情况是:调小冲次167口井调参后的沉没度上升了19m;调小冲程的71口井调参后沉没度上升了33m。这样可以看出调小参数确实能够提升抽油机井的沉没度。

3.2 调小参数后的产量变化分析

调小参数的抽油机产量变化实际情况是:调小冲次167口井调参前后的平均日产液与日产油基本一致;调小冲程的71口井平均日产液与日产油基本一致。这样可以看出调小参数对产量影响不大。

3.3 调整冲程与调整冲次的效果比较

由71口调冲程与167口调冲次井对比分析, 两种调整措施之间区别不大。于是, 选择对同一区块产液量在5t以上的单井进行调冲程、调冲次进行对比分析 (表1) 。

得出调冲次效果明显好于调冲程效果。

3.4 电流变化情况分析

例芳60-78:调参前最大电流51A, 最小电流32A调参后最大电流40A, 下降了11A, 最小电流35, 上升3A。电流曲线有了明显变化, 从气体影响恢复到正常曲线。

从沉没度, 示功图, 电流曲线分析来看, 采用长冲程, 慢冲次, 小泵径效果最好, 尤其对于流压和动液面较低、供液不足的井, 调冲次可以可以明显提高液面高度, 提高泵的充满系数, 以及减小气体影响。

3.5 节能降耗效果分析

调小参数后, 转速降低, 抽油机皮带磨损减轻, 电机消耗降低, 节约电能, 增加效益。如采油106队2011年一季度皮带消耗量为53条, 2011年三季度皮带消耗量为42条, 节省皮带11条, 总计经济价值5500元。其中调小参采油井30口。在30口采油井中调参前耗电量为3740K W.h/d, 调小参数后耗电量3024KW.h/d, 节约电能716 KW.h/d。

4 结论

(1) 采取合理调小参数的措施能够改善抽油机及抽油泵的工作状况, 有效提高沉没度, 提高泵效, 延长抽油机及抽油泵的有效工作时间, 降低维护性投入。

(2) 采取合理调小参数的措施能够起到节能降耗的作用, 节省生产成本, 提高经济效益, 减轻员工劳动强度。

(3) 量化合理工作参数, 应充分利用示功图、电流对比分析法。

(4) 采用长冲程、慢冲次、小泵径效果好, 尤其对于流压和动液面较低、供液不足的抽油机井, 应调冲次为主。

参考文献

用电流方法诊断抽油机井故障 篇7

1 电流分析的原理

机械采油是用电能转换为机械能, 由电动机提供动力, 经减速装置将电动机的高速旋转运动变为抽油机的低速旋转运动, 再由曲柄—连杆—游梁结构将低速旋转运动变为抽油机的往复运动, 带动深井泵工作。要使抽油机在平衡条件下运转, 就应该在抽油机曲柄上加一重物, 在下冲程中让抽油杆自重和电动机一起来对重物做功, 而在上冲程时, 则让重物储存的能量释放出来和电动机一起对悬点做功, 即:

在能量转换的过程中, 电动机电流的大小直接反映出抽油机负荷的大小。在机、杆、泵以及井下管柱出现故障或问题时, 抽油机的负荷才会发生变化, 电动机的电流也随之变化。

2 电流异常原因分析及诊断故障

2.1 抽油杆断脱会引发上电流突然下降, 下电流上升, 在录取一口抽油机井的电流资料时发现电流变化比较大, 上电流出现明显下降, 下电流上升。

从生产数据表中看出, 在3月20日以前生产正常, 各项生产数据是比较稳定的。但在3月21日录取抽油机的电流时, 发现上下电流出现较大变化, 上电流降、下电流升, 说明抽油机的井下负荷突然减小。3月22日, 为近一步核实问题, 进行量油和示功图测试, 发现产液量为1t/d, 示功图载荷也明显减小, 图形基本是一条线。初步诊断抽油杆断。当抽油杆上行程时由于井下一端负荷小, 靠平衡块的重量即可将驴头拉起, 电机作功小电流下降;当抽油杆下行程时由于井下一端的负荷小, 平衡块将要靠电机作功来举升上去, 电机作功大电流上升。所以, 抽油杆断脱后电机的上电流会突然下降, 下电流上升。

2.2 井筒结蜡会使电流逐渐增大

有这样一口抽油井, 对比前后生产数据, 发现电流、液量都出现了较大的变化, 这些变化是逐渐显现出来的。具体变化情况见生产数据表2-2所示。

从生产数据表中可以看出, 生产数据在逐渐发生变化。产液量由41t/d下降到34t/d, 上、下电流逐渐增大, 说明抽油机井上负荷逐渐增大, 下负荷逐渐减小, 又比较了前后的示功图后发现图形逐渐增大, 是典型的结蜡影响。

抽油机井结蜡会使抽油杆在上、下运动时阻力增大。当抽油杆上行程时, 阻力增大, 抽油机上负荷增加, 电机电流增大;当抽油杆下行程时, 由于摩擦力的作用部分抵消了抽油杆向下运动的重力, 井下负荷减小, 这样就要靠电动机将抽油机的平衡块举升上去, 电动机的负荷增加, 电流就会增大。因为抽油机井结蜡是个渐变过程, 不会突然发生, 所以电机电流也是逐渐变化增大的。

2.3 出油管线堵会导致抽油机上电流升, 下电流降

出油管线堵, 在实际生产中是经常遇到的问题。这口抽油机井生产一段时间后, 生产数据出现了很大的变化, 具体变化情况见表2-3所示。

从该井生产数据可以看出, 4月15日前生产正常, 4月25日该井的上电流由49A上升到55A, 下电流由41降到38A, 上电流上升、下电流稍降;憋压时油压上升快, 说明泵的工作正常;套压升, 是供液能力正常;产液量下降, 油流阻力增大使泵的效率下降;上电流上升, 抽油机上行程阻力增大;下电流降, 是油压上升对井下回压加大使井下负荷增加。

由于液体在出油管线受阻, 井口油压就会上升, 产液量下降。当抽油机上行程时要克服增大的液体流动阻力, 载荷增加电流上升;当下行程时增加的井口油压增大了对井底的回压, 井下载荷增大电流降。泵效下降使油井的沉没度上升, 套压随之上升。

3 处理措施

(1) 抽油杆断脱需专业队伍设备进行处理;

(2) 井筒结蜡严重应立刻进行热洗化蜡, 合理制定抽油机井的热洗周期, 减小抽油杆因结蜡造成的摩擦阻力, 避免结蜡影响生产;

(3) 地面管线堵, 井口油压升高至1.2MPa时, 立刻应用水泥车进行冲管线, 减小油压对载荷的影响。

4 总结及建议

(1) 通过分析电流变化, 可以诊断油井管理中基础的、简单的问题, 并提高问题的处理效率;如果再结合液量、示功图和液面等资料的变化, 综合分析, 就可以诊断较为复杂的油井问题。之后及时采取处理措施, 将产量影响降到最小, 增大经济效益。

(2) 如果单井及环井回油管线, 由于各类措施 (压裂、补孔、注聚等) 造成单井或环井产液量高出预期, 使管径不能满足实际的生产需求, 建议及时更换大管径管线, 避免油压高影响生产。

注:泵下入深度852.01m。

参考文献

[1]陈涛平, 胡靖邦, 石油工程

[2]胡广杰, 易斌, 田宝库, 抽油机井实测示功图泵况诊断分析