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）