优化方案设计降低作业指标及成本的几点做法

樊玉英　（大庆油田有限责任公司第一采油厂）



优化方案设计降低作业指标及成本的几点做法

樊玉英（大庆油田有限责任公司第一采油厂）

近年来，检泵率指标呈上升趋势，作业成本也随之增加。2015年随着原油价格的下降，“降低原油生产成本、提高经济效益”显得越来越重要，降低检泵率指标，进而降低作业成本，更是重中之重。因此，在日常方案设计中做好方案优化，最大限度的避免重复施工、延长作业周期、节约作业成本显得非常有意义。2015年在生产管理过程中通过对异常井采取泵径优化、换大泵下调参、检泵加深泵挂、检泵与地质措施结合、举升方式优化等5种措施，降低检泵率指标工作取得了较好的效果，与2014年同期对比，检泵率下降6.69%，维护性作业共减少605井次。

方案优化；功图；检泵率

近年来检泵率一直较高，机采井维护作业工作量逐年加大，作业成本随之增加，如何降低检泵率指标凸显其重要性。为此，针对降低检泵率工作，减少异常井作业对产量、生产成本、设备损耗和员工工作强度的影响，采取了检泵泵径优化、换大泵下调参、检泵加深泵挂、检泵与地质措施结合、举升方式优化等五大方案优化，措施取得了较好的效果［1-2］。

1　实施方案

以“精细泵况管理、个性方案设计”为原则，对每口井作业方案均进行认真分析，优化方案。结合本次及历次作业原因，参考正常生产时沉没度和泵效，对泵径、泵挂深度等参数采取优化，2015年共优化1591井次（表1）。

表1　方案优化工作量（井次）

1.1检泵泵径优化

异常井与检换大、检换小措施结合共计845口井，保证了开井时率。以1#井为例，详细介绍方案优化及取得的措施效果。

1#井于2012年压裂，后随着时间的延长压裂效果逐渐变差，机采井参数下调至最低后，仍然供液不足，周围水井水量调整效果不明显，功图表现为供液不足，导致该井频繁杆断（表2）。

表2　1#井功图测试结果统计

分析认为该井地层供液差，2015年8月杆断时进行方案优化，实施检换小措施，措施后，沉没度恢复到合理水平，功图正常，至今未出现杆断，生产比较平稳。

1.2换大泵下调参

针对冲程最大，冲速在中等以上，泵效在40%以上，连续3个月沉没度在300～500 m的井实施换大泵下调参措施，共计实施99口井，既避免了高载荷造成杆断，也避免了冲速过大造成杆的过度疲劳，延长了检泵周期。

1.3检泵加深泵挂

泵挂深度［3-4］一方面要满足距离射孔顶界足够的距离，另一方面要满足每种机型每种泵的最大下泵深度，避免造成翻机。在满足上述2个条件的前提下，尽量加深泵挂，保证泵的充满程度，提高供液能力。2015年实施检泵加深泵挂，共计实施235口井，既提高了单井产量又降低了异常井发生的概率。

1.4检泵与地质措施结合

异常井与压裂［5-6］、封堵等措施结合共计323口井，既避免重复作业降低了作业成本，又降低了检泵率指标。以2#井为例，详细介绍方案优化及取得的措施效果。

2#井于2010年3月投产，2013年2月投入化学驱，开采层位为葡I1-4单元，射开砂岩12.3 m，有效厚度7.9 m，渗透率0.74 μm2。截止2014年12月该井日产液26 t，日产油0.9 t，含水96.7%，泵效18%，沉没度285 m，为典型的低泵效井（图1）。主要是因为该井自2012年5月补孔下入83 mm大泵以来，随着措施有效期的延长，沉没度逐渐降低，泵效也在逐渐下降，说明地层供液能力逐渐变差。泵的充满程度低，柱塞凡尔球受到的冲击力大，导致该井生产243天活塞凡尔罩脱，于2013年1月检泵。

图1　2#井综合开采曲线

作业开井之后，及时进行了2次参数调整，下调参后沉没度维持在250～300 m，泵效始终低于35%，但功图反应正常，说明泵的工作情况良好、泵效低是由于地层供液差造成的。2014年12月该井沉没度开始上升，功图反应为漏失。此时该井异常。从该井与区块动、静态资料对比可以看出，该井静态发育好于全区，无论砂岩、有效、渗透率均高于全区平均水平，但动态生产情况却严重低于全区水平，日产液较平均生产水平低54.3 t（表3）。从井组自身生产情况来看，日产液由注剂初期69 t下降到26 t，油井产液降幅较大，井组注采比也由1.07上升到4.28（图2）。整个井组注得进但未采出，油井受效不均衡，该井的储量未得到充分动用。所以需从油井自身采取增产措施，释放井组能量。

表3　2#井与区块静态生产情况对比

图2　2#井生产情况变化

为此对该异常井采取了压裂措施，为避免因出砂影响检泵周期，选择长柱塞防砂泵，充分发挥其“柱塞一直伸展于短泵筒外，油液在长柱塞扰动下，砂子不易在泵筒内沉积造成砂卡”的工作原理及优点。

该井取得了较好的措施效果。措施后日产液、日产油增加、含水保持稳定；扣除人工费及作业费，创效益44万元；避免重复作业，节约作业成本3.2万元。

1.5举升方式优化

对于频繁杆断［7］、高载荷的井，优化举升方式。2015年共优化举升方式［8］89口井。以3#井为例，详细介绍方案优化及取得的措施效果。

3#井注聚见效后，产液量上升、含水下降，利用95 mm泵生产。但因载荷大，扭矩利用率高，采聚浓度高等因素造成该井连续断脱，2013—2014年累计抽油杆断3次、光杆断1次（表4）。

表4　3#井连续杆断作业情况

分析原因主要是该井SN2值较大，3#井与全区、全厂SN2值对比，高于全区平均值85.9，高于全厂平均值90.5。上载荷、交变载荷较大。3#井与全区、全厂上载荷、交变载荷对比，上载荷高于全区平均值20.6 kN，高于全厂平均值29.8 kN；交变载荷高于全区平均值13.5 kN，高于全厂平均值23.9 kN。

由于该井频繁杆断，且地层压力较高，为了保证生产时率，优化举升方式将抽油机转为电泵［9-10］生产，下入200 m3/d电泵。措施后日产液上升10.65 t，生产时率得到保障，措施效果较好。

2　实施效果

通过采取检泵泵径优化、换大泵下调参、检泵加深泵挂、检泵与地质措施结合、举升方式优化，五大方案优化，检泵率、综合返工率上升势头已得到遏制，与2014年对比，抽油机井检泵率下降6.69%，综合返工率下降1.51%，维护性作业共减少605井次。

3　结论及认识

1）做好异常井的泵径优化、换大泵下调参、检泵加深泵挂等措施，可以很好的提高供液能力、治理高载荷，降低异常概率。

2）做好维护性方案与措施方案的结合，可以避免重复作业，降低两率指标、节约作业成本。

3）对于频繁杆断、高载荷的井，做好举升方式的优化，既能保证经济效益又能降低作业指标。

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（编辑王古月）

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.05.012

樊玉英，工程师，2006年毕业于大庆石油学院（石油工程专业），从事采油工程工作，E-mail：fyy514@126.com，地址：黑龙江省大庆市萨尔图区采油一厂工程技术大队，163000。

2016-02-19