油井工作制度及配套工艺技术优化探讨

付尧　（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

油井工作制度及配套工艺技术优化探讨

付尧（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

油井科学合理的工作制度是确保其正常高效运行的必要条件。以喇7-3236井为例，结合对其投产以来生产开发形势的变化，通过开展一系列泵况诊断分析，适时采取了换大泵、转换举升方式等措施，并在开展上述措施的同时，对其配套工艺技术进行了优化设计，使得该井至今仍高效平稳运行。同时，结合对该井的优化分析，总结出机采井的合理工作方式，以科学指导喇嘛甸油田油井的实际生产。

油井；优化；工作制度；运行方式

在油田开发过程中，油层条件的变化、注入端方案的调整、压补堵措施的实施均可造成油井产液量及液面发生变化，势必打乱油井原有正常的运行状态，经常需要通过调整机采方式、抽汲参数来恢复油井的正常运行状态，并且对配套工艺技术进行优化设计，以提高油井的系统效率，确保其高效运行[1]。通过分析喇7-3236井，结合油田开发形势的变化，开展了其工作制度及配套工艺技术的优化设计，确保了该井长期高效的运行。

1　基本生产情况

喇7-3236井为喇嘛甸油田一次加密油井，1982年11月投产至2010年5月，生产水平一直相对比较稳定，产液在70～90 t/d波动，液面在600～900 m波动（图1）。

图1　1995年和2005年正常生产示功图

2010年6月，该井液面在井口，出现抽不下去现象，根据现场诊断结果于2010年7月随检泵实施了换大泵措施（φ57 mm换φ70 mm）；2011年12月，该井大修后由于含水上升而采取堵水措施，根据堵后产量适时转GLB500型螺杆泵生产。

2　提高举升能力

2.1措施前泵况诊断

2010年6月，该井液面一直在井口，泵效达83.8%，测试示功图显示为抽喷图（图2）。现场抽压1 min压力上升至3 MPa，且稳压15 min压力不降（图3），同时抽压功图显示正常（图4）；所以，诊断确定该井为产液量增加导致出现抽不下去的现象。

图2　措施前示功图

图3　抽压压力变化曲线

图4　抽压示功图

2.2注入量变化情况核实

为了找到喇7-3236井产液量增加的原因，对注入端注入量的变化进行核实。与该井相连通的注水井有2口（6-3226、7-3226），其中，注入井6-3226于2009年12月— 2010年6月间待大修，处于停注状态，2010年6月大修开井后，对该井的注入量为50 m3/d；注入井7-3226于2010年6月实施了压裂措施，对该井的注入量由压裂前的55 m3/d增加压裂后的90 m3/d。2口注入井对该井的注入量分别增加55 m3/d和35 m3/d，合计增加注入量85 m3/ d，增加154.5%。由此可见，地层注入能力增强是导致产液量增加的直接原因。

2.3实施换大泵措施

根据喇7-3236井地层注入能力的变化，及时调整该井工作制度，实施换大泵措施，以恢复该井的正常工作状态。在实施过程中，优化工艺配套。

在充分考虑供排关系的前提下，以“大泵径、长冲程、低冲速”为设计原则[2]。泵径由φ57 mm提高到φ70 mm，冲程调至最大3 m，冲速由9 min-1下调至8 min-1，理论排量由99 t/d增加到133 t/d，增加34 t/d；实际产液由83 t/d增加到102 t/d，增加19 t/d；泵效由83.8%下降到76.6%，下降7.2百分点。

进行安全系数校核，实施杆、管合理匹配。抽油杆杆径和管径相应提高一个级别。其中，杆径由φ22 mm增加到φ25 mm，增加3 mm，最大载荷由372 kN增加到481 kN，增加109 kN，相应安全系数增加0.5；管径由φ73 mm增加到φ89 mm，增加16 mm，最大载荷由329 kN增加到496 kN，增加167 kN，安全系数增加1.1；过流面积由1357 mm2增加到2160 mm2，增加803 mm2。

开展杆柱运行频次分析，实施参数优化。泵径由φ57 mm提高到φ70 mm，提高了22.8%；冲速由9 min-1下调至8 min-1，下降了11.1%；检泵周期由457 d延长至521 d，延长64 d，延长了14.0%。

2.4换大泵措施效果

最后，本研究存在一些不足和需要进一步探讨的内容。如以“意见表达”为情境编制的中庸思维问卷不能反应中庸思维和实践的全部内涵，以大学生为对象描述中庸者形象尚需要在成人群体中印证，社会认知基本维度只是一种描述框架，“大五”“大七”等框架可为中庸者提供更为丰富的描述。

根据开发形势，及时调整油井供排关系，优化油井工作制度，并实施“增泵径、降参数”的设计原则，有利于油井科学、合理和高效运行。该井实施换大泵措施后，产液由83 t/d增加到102 t/d，增加19 t/d；产油由1.4 t/d增加到3.8 t/d，增加2.4 t/d；液面由井口下降到605 m，下降609 m，增液有效期达392 d，由于含水的变化增油有效期达150 d；系统效率由0增加到37.9%，较全厂平均水平高6.1百分点（图5）。

图5　喇7-3236井换大泵效果曲线

实施该措施共计投入资金18.0万元，增油创经济效益93.1万元，投入产出比达1∶4.2。（表1）

表1　7-3236井换大泵经济效益评价

3　转换举升方式

7-3236井于2011年11月12日进行大修，套铣至731.65 m，下新套管69根，对扣深度724.40 m。该井大修后，针对含水上升实施了堵水措施，堵后预产为40 t/d；同时，结合地面设备老化、维修难度大、维修频次增加、成本增多、影响生产时率等问题，确定将其转换成螺杆泵生产。在实施转螺杆泵生产方案设计过程中，优化工艺配套。

3.1合理设计泵型

针对转速对偏磨的影响，采取“靠近上级”的选泵原则。根据地质提供的预产40 t/d，泵型设计有2种方案：设计泵型为GLB400，转速应达到116 r/min方能满足生产，且继续上调参数空间较小；设计泵型为GLB500，转速需93 r/min即能满足生产，且继续上调参数空间较大。因此，设计采用第2套方案，不仅减缓杆管偏磨，而且留有较大的调整空间，可有效治理高沉没度井。

3.2个性化布置扶正器

3.3设计应用等壁厚螺杆泵

等壁厚螺杆泵与常规螺杆泵对比，橡胶衬套厚度为8 mm均匀相等，提高了泵的工作稳定性；定子泵筒外观呈双螺旋曲线形状，散热性能较好，提高了螺杆泵的工作寿命；单级承压能力1.0 MPa以上，提高了系统效率[3]。

试验后该井泵效保持在60%以上，提高9.8百分点；电流5 A，降低4 A；系统效率提高7.0百分点；百米吨液耗电下降0.13 kWh（表2）。

表2　7-3236井转螺杆泵后生产数据统计

该井转螺杆泵生产212 d后，发现产液由41 t/d下降到32 t/d，下降22.0%；液面由454 m上升至291 m，上升35.9%；电流由5 A上升到9 A，上升80%。

针对产液下降、液面上升、电流上升的情况，立即开展了泵况诊断。现场抽压1 min压力上升至3 MPa，稳压15 min压力不降，停机能稳住，且驱动杆有反向转矩，结合生产参数确定为结蜡。及时采取洗井措施，洗井后恢复正常生产水平，目前已平稳运行1401 d。

优化油井工作制度，实施“大泵径、低转速”设计原则，有利于高效平稳运行。

4　几点认识

1）根据机采井生产动态变化过程，结合检泵作业及时调整供排关系，优化机采井工作制度，确保其科学、合理和高效运行。

2）科学合理判断机采井运行工况，并采取有效措施。

3）遵循“大泵、低参”的设计原则，确保机采井平稳运行。

4）结合实际生产情况，适时转换举升方式，充分发挥各自优势。

[1]迟学庆,范国良,李云飞,等.抽油机井的量化调参[J].国外油田工程,2007,23（5）:48-50.

[2]贺清松.抽油机井调参措施优化方法探讨[J].内蒙古石油化工，2013,6（4）:22-24.

[3]陈涛平,胡靖邦.石油工程[M].北京：石油工业出版社, 2000:328-335.

（编辑王艳）

10.3969/j.issn.2095-1493.2016.06.015

付尧，工程师，2008年毕业于大庆石油学院（石油工程专业），从事采油工程举升设备管理及举升技术配套攻关，E-mail：dqfuyao@petrochina.com.cn，地址：黑龙江省大庆油田有限责任公司第六采油厂工程技术大队，163114。

2016-02-26