合理沉没度（精选4篇）
合理沉没度 篇1
1 概述
抽油机井合理沉没度能有效提高机采井泵效及系统效率, 使机采井保持稳定正常运行状态, 降低泵况问题的发生率。沉没度过低时, 油套环形空间内的液体少, 对油管的径向束缚力小, 油管的径向摆动就会相对剧烈, 容易引起杆管偏磨、断脱。沉没度过高则流压增大, 与扩大生产压差的要求相悖, 同时会抑制相对薄差低渗透率油层出液, 加剧层间矛盾[1]。
2 沉没度与泵效的关系
对大庆油田采油三厂五矿机泵正常的471口抽油机井的沉没度与泵效进行统计, 绘制沉没度与泵效的关系曲线, 发现沉没度越大, 泵效越高, 呈非线性正相关关系, 符合多项式曲线形态。
从曲线可以看出, 泵效随着沉没度的上升而上升, 上升速度先快后慢。
沉没度在0-300m区间, 泵效处于低值上升区间, 300-400m区间泵效达到较高值, 并稳定上升, 当沉没度上升到400m时, 泵效达到理想高值, 增速减缓, 基本保持稳定不变。
从泵效来看, 沉没度在300m以上时, 泵效能取得理想高值, 但高沉没度下的泵效虽然高, 不利于生产压差的扩大, 影响产能发挥, 因此认为沉没度在300-400m区间为最佳泵效区间。
3 沉没度与系统效率的关系
抽油机井系统效率及百米吨液耗电是抽油机运行的综合能耗指标。抽油机的系统效率可表示为:
其中:H—举升高度, H=泵深-沉没度+ (油压-套压) /ρg, m;
Q-产液量, t/d;
从上述公式可以看出, 沉没度上升, 系统效率会下降, 两者有反比关系。
对2011年下半年大庆油田采油三厂五矿450井次抽油机井沉没度、系统效率及百米吨液耗电进行统计, 并绘制了关系曲线, 如下图:
通过关系曲线可以看出, 随着沉没度的上升, 泵效先上升后下降, 百米吨液耗电先下降后上升。沉没度在0-100期间, 系统效率偏低并上升, 百米吨液耗电较高并下降;100-400区间, 系统效率达到最高值并稳定, 百米吨液耗电为最低值且稳定变化;大于400米后, 系统效率开始下降, 下降速度快, 百米吨液耗电开始上升。因此, 认为沉没度在100-400m区间为最佳系统效率及耗能区间。
4 沉没度与问题发生率的关系
沉没度过低会产生气影响或充不满现象、液击现象、井底出砂、脱气严重导致结蜡、杆管束缚力小, 加速杆管疲劳损坏, 加剧杆管泵碰撞和偏磨, 从而引发杆断、泵漏及管漏、脱接器坏等问题发生, 导致泵况问题发生率上升。
对大庆油田采油三厂五矿134口2011年下半年发生的抽油机泵况问题井的作业情况进行统计, 结果显示随着沉没度的降低, 问题井发生率增加。沉没度在0-300m区间问题井数量达95口, 其中100-200m区间达63口;300-400m区间29口;大于400m区间10口。
通过上述数据, 认为沉没度应尽可能避免0-200m区间, 因此减少泵况问题发生的最佳沉没度区间为大于200m。
5 沉没度与清防蜡关系
从单井次洗井时间来讲, 沉没度越低, 洗井时间越短, 对比正常洗井时间 (约3.5小时) 最多可节省近1.0个小时, 节省近三分之一时间, 而且热洗泵起泵越容易, 对泵伤害小。
从热洗周期来看, 在产量及含水条件相同条件下, 沉没度越低的井热洗周期相对较短。统计我矿67口机泵正常, 井筒畅通, 产液在40-60m3/d间的抽油机井的热洗周期, 并绘制了沉没度与热洗周期曲线。发现, 沉没度在100-500m区间, 热洗周期较长。
6 结论
(1) 沉没度与泵效关系曲线类似与多项式上抛物曲线规律, 泵效随着沉没度的上升而上升, 上升速度变慢。
(2) 系统效率随沉没度的上升先升后降, 百米吨液耗电先降后升。
(3) 泵况问题多发生在低沉没度抽油机井, 对低沉没度的井应及时采取防治措施。
(4) 综合沉没度与泵效、系统效率、泵况问题发生率、热洗效率的相互关系, 认为沉没度的合理范围在300-400m区间。
摘要：沉没度是抽油机井的重要动态参数及运行指标, 是影响产能挖潜、泵效水平、系统效率及耗能、热洗效率以及泵况问题发生率的重要因素, 是抽油机井举升势能的直接体现, 是提高系统效率及降低百米吨液耗电重要调控对象。通过摸索单井次洗井时间及热洗周期与沉没度间的关系, 找出沉没度于清防蜡间的关系, 归纳出沉没度与问题井发生率间的关系。综上, 最终确立抽油机井沉没度的合理范围, 为我矿机采井沉没度合理调控提供正确的方向, 降低泵况问题发生率, 延长检泵周期和提高运行时率。
关键词：沉没度,泵效,系统效率,问题发生率
参考文献
[1]景玉梅, 张瞳阳.抽油机井合理沉度确定与治理实践[J].大庆石油地质与开发2006, 25 (增刊) :70-72.
合理沉没度 篇2
一、目前二区八队抽油机井沉没度现状
我队共有抽油机91口, 2010年8月开井56口, 统计我队抽油机井沉没度泵效情况如下表我队抽油机井平均泵效45.7%其中泵效大于30%的井有口比例为82.2%泵效大于40%的井有52口比例为57.8%。沉没度100米以下井数是46口平均泵效40.1%泵效大于50%井数34口比例为73.9%泵效大于40%井数22口比例为47.8%。沉没度100-200米之间井数是17口平均泵效47.4%泵效大于50%井数14口比例为82.4%泵效大于40%井数10口比例为58.8%。沉没度200-300米之间井数是5口平均泵效59.7%泵效大于50%井数4口比例为80%泵效大于40%井数3口比例为60%。沉没度300-400米之间井数是9口平均泵效55.2%泵效大于50%井数9口, 比例为100%泵效大于40%井数7口比例为77.8%。沉没度400-500米之间井数是4口平均泵效65.8%泵效大于50%井数2口比例为100%泵效大于40%井数3口比例为75%。沉没度500-600米之间井数是2口平均泵效72.3%泵效大于50%井数2口比例为100%泵效大于40%井数2口比例为100%。沉没度600米以上井数是7口平均泵效43.9%泵效大于50%井数7口比例为100%泵效大于40%井数5口比例
油层潜力
为71.4%。
(一) 沉没度与泵效的关系
接下来对沉没度分级统计。沉没度小于100m分泵径统计:泵径为83, 井数为4口, 理论排量为190.1泵效为41.5%沉没度为21.2米, 冲程为3.1冲次为8日产液78吨日产油5吨含水93.9%。泵径为70井数为8口理论排量为112.4泵效为48.7%沉没度为54米冲程为3.1冲次为7日产液53吨日产油4吨含水92.4%。泵径为57井数为19口理论排量为67.3泵效为35.4%沉没度为45.8米, 冲程为2.8冲次为7日产液24吨日产油2吨含水89.1%。泵径为44井数为7口理论排量为33.2泵效为41.5%沉没度为52.4米冲程为2.5冲次为6日产液14吨日产油1吨含水89.5%。泵径为38井数为7口理论排量为20泵效为39.7%沉没度为23.7米冲程为2.3冲次为5日产液7吨日产油1吨含水90%。
沉没度小于100m-200m分泵径统计:泵径为70井数为3口理论排量为92泵效为55.9%沉没度为181米冲程为2.4冲次为8.3日产液45.9吨日产油2.6吨含水94.2%。泵径为57井数为5口理论排量为83泵效为50%沉没度为178.7米, 冲程为3.2冲次为5.5日产液31.8吨日产油2.7吨含水91.8%。泵径为44井数为4口理论排量为34.4泵效为50.1%沉没度为155.4米冲程为2.4冲次为6.5日产液17.2吨日产油2.5吨含水85.6%。泵径为38井数为4口理论排量为24.1泵效为42.8%沉没度为158.9米冲程为2.8冲次为5.5日产液10.3吨日产油1.1吨含水89.5%。
沉没度在200m到300m范围内的井有5口平均沉没度244.9m平均泵效59.7%。沉没度小于300m-400m分泵径统计:泵径为70井数为3口理论排量为113.2泵效为0.6%沉没度为346.7米冲程为3冲次为7日产液68.7吨日产油5.0吨含水92.7%。泵径为57, 井数为2口理论排量为85.5泵效为48.1%沉没度为316.2米冲程为2.8冲次为8.5日产液41.1吨日产油2.4吨含水94.1%。泵径为44, 井数为3口理论排量为33.6泵效为48.9%沉没度为362.5米冲程为2.5冲次为6.0日产液16.5吨日产油0.9吨含水94.4%。
沉没度小于400m-500m分泵径统计:泵径57的井数为1口, 理论排量为43.2泵效为83.3, 沉没度489.3冲程2.0冲次6.0日产液36吨日产油4.5吨含水87.6%泵径44的井数为2口, 理论排量为21.7泵效为48.5沉没度444.1冲程2.5冲次4.0日产液10.5吨日产油0.7吨含水93.1%。
沉没度大于600m以上分泵径统计:泵径57的井数为1口, 理论排量为87.7泵效为30.8沉没度714.3冲程3.0冲次8.0日产液27吨日产油0.7吨含水97.4%。泵径44的井数为5口理论排量为37.9泵效为51.2沉没度733.5冲程2.6冲次6.4日产液19.4吨日产油1.9吨含水90.4%。
从上面统计分析可以看出, 在沉没度小于100m的井和沉没度大于600m的井泵效比较低, 其中泵效高的井沉没度在300m到600m之间, 沉没度在450m到600m之间泵效最高。
(二) 沉没度与检泵率情况分析
统计我队2009-2010年的检泵井情况可以看出, 沉没度低于100m的井检泵率平均为30.2%, 沉没度在101-200m的井检泵率为14.6%, 沉没度在201-300m的井检泵率为5.1%。沉没度在301-400m的井检泵率为12.5%, 沉没度大于400m的井检泵率为26.2%。说明沉没度低的井检泵率高, 但沉没度过高检泵率也会上升。
二、结论
(一) 、通过以上分析, 认为过渡带东部的抽油机井300以上沉没度即可保证油井供液。
(二) 过渡带东部地区高泵效抽油机井的沉没度分布在400-500m范围内。
(三) 各套井网由于地质条件不同, 合理的沉没度范围也不同。
合理沉没度 篇3
关键词：合理沉没度,控躺井,管理
1 理论依据
沉没度指生产时动液面到吸入凡尔间的液柱高度。油井的沉没度过低, 泵在供液不足的状况下抽汲, 会产生液击现象, 导致额外的冲击载荷, 杆、管断脱的可能性就相应增大。油井长期在低沉没度状态下工作, 原油脱气, 粘度增大, 加速杆柱的螺旋扭曲, 产生偏磨。并且沉没度小, 油套环形空间内的液体少, 对油管的径向束缚力就小, 油管的径向摆动就会相对剧烈, 易引起杆、管断脱。如果沉没度过高, 油井的流压就增大, 当超过了合理界限时, 会抑制一些薄差油层不出液, 加大层间矛盾。并且, 增加下泵深度还消耗多余的抽油杆和油管, 提高了驴头悬点载荷和电动机的容量, 增加井下维修成本[1]。
在正常条件下, 低油气比、低含水井的沉没度多取在50米左右;油气比较高, 套压较高的井, 由于普遍有一个较高的套压值, 一般适当提高沉没度, 保持在150米以上;低油气比、高含水的井, 因为油水的比重差异, 会使得油水界面会稳定在泵口处, 为保证生产压差不变, 一般会增加下泵深度, 提高沉没度[2]。
采油六队所管理的临盘油田盘二断块中东北部, 为中高渗常规稠油、出砂小断块油藏, 是一个典型的低油气比、高含水情况。寻找一个合理的沉没度范围, 成为了采油六队躺井管理工作的重点。
2 分析过程
本着精益求精的态度, 用统计学方法, 我对采油六队去年所开的86口油井的沉没度做了详细的统计研究, 列出了沉没度因为含水, 液量的影响而在六队的分布比例, 如下:
沉没度, 检泵周期因综合含水影响, 在采油六队的分布 (表1) :
通过对表一的分析研究, 可以看出综合含水在30%以下, 沉没度在200米以下时, 检泵周期相对较长;综合含水在30%-60%, 沉没度在100-200米时, 检泵周期相对较长;综合含水在60-80%, 沉没度在500-600米时, 检泵周期相对较长;综合含水在80%以上, 沉没度在400-600米时, 检泵周期相对较长。
沉没度, 检泵周期因液量影响, 在采油六队的分布:
通过对表2的分析研究, 可以看出液量在20t以下, 沉没度在200米以下时, 检泵周期相对较长;液量在20t以上时, 沉没度在400-600米范围内, 检泵周期相对较长。
3 不同沉没度下的检泵周期
在控制液量、综合含水等因素不变的情况下, 对采油六队的油井的检泵周期和沉没度之间做了整体的统计整理。如下 (表2) :
通过表3的分析发现, 200米以下油井检泵周期长, 长寿井比例多。400-600米, 油井检泵周期长, 长寿井比例高。
4 得出结论
整理后, 我们得出了最适合采油六队的最佳控制躺井, 延长检泵周期的合理沉没度范围:200米以下和400-600米。当液量小于20吨, 综合含水小于60%时, 沉没度选在200米以下对躺井管理有利。当液量大于20吨, 综合含水大于60%, 沉没度选择400-600米对我队躺井管理有利。
5 结论验证
针对得出的结论, 在随后的时间里, 结合检泵作业, 我对采油六队的P2-280, P2-214, P2-51这3口油井进行了泵挂调整, 对本次的研究结论进行验证 (表4) 。
截止到目前, 所选的3口油井的检泵周期都已超过调整前的2倍以上。仅仅是这些井的泵挂上提所节省的材料费, 电费, 就达到了很大的经济效益。如果我们按一根抽油杆200元计算, 仅这三口井就节省材料费近1万元。而检泵周期的延长, 不仅只是作业井次、作业费用、作业占产的减少, 也是控躺井管理水平的提高。所以, 本次研究得出的沉没度范围适合采油六队, 可以提高采油六队的控躺井管理水平。
参考文献
[1]景玉梅, 张瞳阳抽油机井合理沉没度确定与治理实践[J], 大庆石油地质与发, 2006, 25 (B08) :70-721
沉没度影响因素及控制标准分析 篇4
1 沉没度影响因素分析
(1)气体对油井的影响。气大对抽油井生产害大益少。常因气体的影响使抽油井生产不正常,具体表现在如下几个方面:①充满系数低:当活塞上行时,气体随着油流进入工作筒,由于它占据一定的空间体积,从而使充满系数降低。在正常情况下泵的充满系数可达90%以上,当有气体影响时充满系数仅有30%~50%。②造成气锁:当气体进泵后,活塞到下死点时的气体被压缩后的压力仍低于油管液柱压力;当活塞上行到上死点时,气体膨胀后的压力仍高于进口压力。在这种情况下,游动阀和固定阀打不开,油进不到泵内,形成气锁。而且此时油井不出油,光杆长时间干磨,温度升高,会烧坏盘根。③液面不准:示功图负荷变化大,给分析带来困难。由于原油混气,密度小,且有泡沫产生,所以测得的液面往往很高,无法为调整工作制度提供准确的数据。
(2)高气量油井的管理。为了减少气量大对油井的影响,排放套管气是目前高气量油井采取的主要方法之一。即通过在井口连接放套管气流程,人为操作将套压控制在一个合理的范围值内,也就是常说的“控套”。老式井口放套管气流程在井口从套管闸门处引出一段4′管与生产管线直接连接。通过开关套管闸门控制放气量。由于套管闸门很难控制好精确度,所以日常生产中此种流程控套难度较大。图1所示为安装定压放气阀的井口控套流程。此种流程是将放气管线直接连接在保温套出口处的定压放气阀上。通过定压放气阀来控制放气量。定压放气阀的内部有定压凡尔,当压力超过定压时开始自动排放,低于定压时定压凡尔关闭。所以此种流程控套简单精确。
图1 安装定压放气阀的井口控套流程
(3)控套需要注意的问题。①对一口井来说是否需要控套,取决于套管气是否影响了抽油泵的工作状况。在不影响深井泵工作的情况下,一般不采取放套管气的措施。②放气时要做到平稳操作,缓慢放压,避免套压下降太快,造成油井激动出砂。③控套前应录取该井产液、含砂、液面、功图及压力资料,以便实施后进行生产对比。④控套后要加密录取资料,及时绘制控套曲线,观察控套效果,确定最佳控套范围。⑤控套后有的井能及时见到增产效果,有些井则需一个过程,这是因为气量大,产能低所致,对此类井应谨慎采取控套措施。
2 确定合理油井控套值的方法与步骤
生产实践表明,油井套压过高或过低,对油层出液状况影响较大,要确保油井正常生产,必须通过分析套压与液量、液面之间的关系,按照套压的高低和沉没度的情况,计算出合理的套压值,并根据现场实际情况,每月制定单井控套值,对油井实施控套生产。
(1)首次控套可采取理论计算法计算理论的控套值:计算方法:①折算液面=实测液面-100×P套;②折算沉没度=泵深-折算液面;③控套值≤(折算沉没度-200)/100。例如:板21-2井,该井9月作业,作业后φ57 mm泵,泵深1 600.24 m。日产液25.59方,套压6.0Mpa,测液面1 862.81 m。由于液面较深开始控套,通过计算理论控套值,确定在1 Mpa左右。实施控套后日产液38.07方,效果明显,目前该井生产稳定。
(2)对已经控套生产的油井在确定新的控套值时,就不能只靠理论计算来确定了。必须根据现场生产实际并结合示功图情况分析来确定油井的合理控套值。例如:板G13井,今年2月份作业,作业后φ57 mm泵,泵深1 604.75 m。控套前套压值为6.5 Mpa,日产液19.43方。液面为1 566 m。3月5日开始控套,经计算后将控套范围控制在3.0~4.0 Mpa之间,测液面为1 525.15 m。效果不佳。3月24日重新摸索,将控套范围控制在1.0 Mpa以下,测液面为1 278 m。图2为该井控套曲线。目前该井生产正常,日产液32 t。
(3)对于气液比较高,套压恢复较快的油井,录取的液面不准,应不断在现场摸索合理控套值;对于停喷下泵、补层作业、检泵作业等措施后油井应及时控套,防止气体进泵后影响泵效。通过上述实例可以看出,井况不同产生的影响也不同应区别对待,控制套管气来使油井保持合理的沉没度不能完全套用固定的模式和数值。所以,①对于高泵效、供液充足、控套值较高的油井,在保证供液的同时,可以摸索控制在较高的套压,以获得较高的产量。②对于供液不足的油井,应通过计算理论控套值,结合生产实际,在确保油井泵效的前提下制定合理的控套值。③对于泵效较低,受气体影响的油井,应根据实际示功图进行分析,对比在不同套压值下的产量、泵效及示功图,进而确定合理的控套值。
图2 板G13井控套曲线
3 结论
随着油田的开发,开采难度也在不断加大。只有根据实际的生产情况选择既有针对性又能节约成本的管理和维护措施,才能真正做到少投入多采出。
摘要：确定合理的沉没度可以有效发挥油井潜力,本文对油井沉没度影响因素进行了分析并确定合理油井控套值的方法与步骤,通过现场实践取得良好效果,生产单位可以参考借鉴。