李陽（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

目前，喇嘛甸油田經(jīng)過了40多年的開發(fā)，已進(jìn)入開發(fā)后期。油田油井具有高含水、聚合物黏度大、開采層系不斷調(diào)整等特點，產(chǎn)能結(jié)構(gòu)發(fā)生根本性的變化。由此導(dǎo)致部分舉升設(shè)備與產(chǎn)能不匹配，機(jī)采系統(tǒng)抽吸參數(shù)匹配難度大，檢泵率升高，能耗高等問題。面對油價低迷、成本緊張的現(xiàn)實，尋求“低成本、高效益”的解決方案成為油田未來發(fā)展的重點。

為此結(jié)合檢泵時機(jī)，通過開展舉升方式優(yōu)化調(diào)整現(xiàn)場試驗，從而解決現(xiàn)場產(chǎn)能足、液面淺、參數(shù)調(diào)整受限、檢泵問題頻發(fā)的生產(chǎn)井問題，達(dá)到能耗最低、系統(tǒng)效率最高的目的[1]。

1 油田舉升設(shè)備存在問題

1.1 產(chǎn)能足與設(shè)備舉升能力不匹配

通過現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，部分井其設(shè)備無法滿足生產(chǎn)[2]。

1）螺桿泵井方面。調(diào)查2016年底數(shù)據(jù)，有145口大泵型（1200以上泵型）且高產(chǎn)的螺桿泵井存有上產(chǎn)空間，平均日產(chǎn)液130 t，動液面356 m，平均轉(zhuǎn)速95.9 r/min。其中有6口井，平均日產(chǎn)液大于190 t，螺桿泵舉升設(shè)備已無法滿足生產(chǎn)需求（表1），可更換電泵設(shè)備。

2）抽油機(jī)井方面。有64口井機(jī)型、泵型、參數(shù)已經(jīng)匹配到極限，但該井具有產(chǎn)能足、液面淺等特點，有一定的上產(chǎn)空間。

表1 6口高產(chǎn)螺桿泵井生產(chǎn)參數(shù)

1.2 舉升設(shè)備使用效率低

1）電泵井效率低，目前采用摻液的方式維持生產(chǎn)。經(jīng)統(tǒng)計，有8口低產(chǎn)能電泵井，平均單井日產(chǎn)液81 t，日耗電858 kWh，是同產(chǎn)量抽油機(jī)井、螺桿泵井耗電量的4倍多（表2）。

2）抽油機(jī)井使用效率低，一般情況下14型抽油機(jī)應(yīng)匹配?83 mm或?95 mm的抽油泵，但統(tǒng)計了全廠200口14型抽油機(jī)井，其中有127口井由于產(chǎn)液低，匹配了?57 mm和?70 mm的抽油泵，由此造成設(shè)備使用的資源浪費(fèi)[3]。

2 舉升方式設(shè)計原則及技術(shù)解決方案

經(jīng)過對大慶油田舉升方式的多年探索與現(xiàn)場試驗，目前在采油工程設(shè)計中，采取以產(chǎn)液為主的設(shè)計及匹配原則[4]。

2.1 抽油機(jī)機(jī)型設(shè)計

目前抽油機(jī)井泵效一般最大按60%設(shè)計。結(jié)合產(chǎn)液情況，選擇?57、?70、?83、?95mm抽油泵（表3）。

表2 低效電泵井生產(chǎn)參數(shù)

表3 不同泵徑、沖程、沖速組合的理論排量及不同泵效排量

根據(jù)表3和采油六廠實際情況，產(chǎn)液Q≤60 t/d的井采用?57 mm泵，60 t/d＜Q≤90 t/d的井采用? 70 mm泵，90 t/d＜Q≤115 t/d的井采用?83 mm泵，產(chǎn)液Q＞115 t/d的井采用?95 mm泵。

根據(jù)產(chǎn)液量、泵型，參照抽油機(jī)的承載標(biāo)準(zhǔn)（載荷利用率小于或等于95%或扭矩利用率小于或等于90%）設(shè)計機(jī)型（表4）。

表4 不同泵徑的載荷、扭矩及折算應(yīng)力

2.2 螺桿泵設(shè)計

根據(jù)螺桿泵排量進(jìn)行設(shè)計（表5）。由于目前大泵型螺桿泵存在反轉(zhuǎn)的安全隱患，故現(xiàn)場一般使用800以下的泵型。

表5 不同泵型、轉(zhuǎn)速組合的螺桿泵排量

2.3 電泵設(shè)計

根據(jù)電泵排量進(jìn)行設(shè)計（表6）。

2.4 方案設(shè)計

在以往的舉升方式“雙轉(zhuǎn)”的過程中，更換下來的地面設(shè)備、井下桿管會被暫時存放，以備他用，一定程度上造成不必要的浪費(fèi)；為此，方案設(shè)計要結(jié)合檢泵時機(jī)與地質(zhì)預(yù)產(chǎn)。以“泵效最高，設(shè)備噸液單耗最低”為匹配原則，利用原井管柱及機(jī)組，同步開展舉升方式互換調(diào)整以及檢泵作業(yè)，最大限度地降低成本投入，盤活資產(chǎn)。舉升方式互換方案示意如圖1所示。

表6 不同泵型、泵效組合的電泵排量

圖1 舉升方式互換方案示意圖

3 舉升方式優(yōu)化互換調(diào)整現(xiàn)場試驗

3.1 措施前油井生產(chǎn)基礎(chǔ)資料

電泵5-341井、螺桿泵12-281井的生產(chǎn)參數(shù)如表7、表8所示。

電泵5-341井存在問題如下：

◇該井實際產(chǎn)能與150型電泵理論產(chǎn)能相差較大，目前只能靠摻水打回流維持生產(chǎn)。

◇該井能耗較高，日耗電672 kWh，噸液單耗達(dá)19.67 kWh/t。

螺桿泵12-281井存在問題如下：

表7 電泵5-341井生產(chǎn)參數(shù)

表8 螺桿泵12-281井生產(chǎn)參數(shù)

表9 舉升方式互換前后參數(shù)對比

◇該井產(chǎn)能足、液面淺，且頻繁桿斷小修。2年中，共桿斷小修8井次，停井作業(yè)，嚴(yán)重影響產(chǎn)量，增加維修作業(yè)費(fèi)用。

◇該井能耗較高、效率低，日耗電232 kWh，噸液單耗達(dá)1.51 kWh/t。

3.2 舉升方式優(yōu)化互換調(diào)整設(shè)計

電泵5-341井，其設(shè)備為150型電泵，其理論排量為120～180 t/d，而該井實際產(chǎn)液僅為34 t/d，可設(shè)計使用小型螺桿泵。

螺桿泵12-281井，其實際排量為76.0～152.1t/d，而該井實際產(chǎn)液僅為154 t/d，可設(shè)計使用150型電泵。

結(jié)合2口井同步檢泵時機(jī)，電泵5-341井的原有電泵、電纜、井口、油管等設(shè)備，經(jīng)嚴(yán)格檢測并更換保護(hù)器后移交至螺桿泵井位使用。螺桿泵12-281井用的經(jīng)檢測后原井桿，及更換適合產(chǎn)能條件500型的螺桿泵，移交至電泵井位使用；由此減少作業(yè)過程中的設(shè)備、桿管入庫，提高了作業(yè)效率[5]。

3.3 現(xiàn)場實施

現(xiàn)場對2口井實施地面設(shè)備、井下管柱泵互換。測試前后參數(shù)對比情況如表9所示。

喇5-341井與喇12-281井舉升方式互換調(diào)整取得一定的效果。優(yōu)化調(diào)整后平均單井產(chǎn)液增加16.5 t/d，增油0.8 t/d，單井系統(tǒng)效率提高19.04個百分點，平均單井噸液單耗下降6.9 kWh/t，下降幅度65.16%，日節(jié)電11 kWh。

3.4 經(jīng)濟(jì)效益

通過舉升方式互換現(xiàn)場試驗，達(dá)到了預(yù)期效果，既解決了產(chǎn)能與舉升設(shè)備矛盾的問題，又大幅度地降低了頻繁桿斷作業(yè)的實際問題。

投入正常檢泵作業(yè)費(fèi)用，調(diào)整井使用原舉升設(shè)備以及經(jīng)檢驗的原井桿、管、泵，最大限度地降低成本投入。

年節(jié)約用電4015 kWh，年節(jié)約電費(fèi)2561元；節(jié)約單次桿斷小修費(fèi)用（作業(yè)費(fèi)用+光桿費(fèi)用）1萬元，按照以前平均每年4次小修計算，年節(jié)約小修費(fèi)用4萬元；年增油584 t，增加原油效益144萬元，單組年經(jīng)濟(jì)效益為149萬元。

經(jīng)統(tǒng)計，現(xiàn)場可進(jìn)行舉升方式轉(zhuǎn)換潛力井有118口，預(yù)計單井增油0.4 t/d，噸液單耗下降幅度可達(dá)10%。

4 結(jié)論

1）可使部分調(diào)整井增液上產(chǎn)，挖掘產(chǎn)油潛力。

2）盤活可用資產(chǎn)，合理匹配產(chǎn)能、舉升方式、生產(chǎn)參數(shù)之間的關(guān)系。發(fā)揮在用設(shè)備最大價值，挖掘閑置設(shè)備最大潛能，是降本增效的一項有效途徑[6]。

3）保證產(chǎn)量不變的情況下，降低油井產(chǎn)液單耗、提高系統(tǒng)效率。

4）合理調(diào)整舉升方式，可有效地降低設(shè)備沖速及轉(zhuǎn)速，一定程度上可以減少桿不下入、桿管偏磨等檢泵問題，延長檢泵周期；通過優(yōu)化舉升方式，減少頻繁檢泵、小修次數(shù)，減少停井時間及作業(yè)費(fèi)用。