新疆油田某采油厂机采提效做法及效果评价

（新疆油田公司采油二厂，新疆  克拉玛依  834000）

摘  要：针对新疆油田某生产开发老厂系统效率低、泵效低，能耗高的突出问题，通过提升精细化管理水平、依托物联网平台深化数据应用、开展疑难井治理攻关、新工艺新技术推广应用等手段进行治理，多点发力提高机采系统指标、降低能耗和运行成本，实现以点带面对标管理，形成一套成熟、可推广的管理体系，深化落实提质增效。

关键词：机采提效；精细化管理；物联网；新工艺新技术推广

针对新疆油田某厂稀油老区开发时间长、设备老化、井况复杂以及运行成本高等问题，在开展油井举升设备、井身轨迹、工况环境、运行参数等调查的基础上，针对油井产液水平、典型问题、提效潜力开展分类治理和管理优化，对节能潜力＞20%的井开展老旧抽油机更新与改造、智能化控制与数字化改造，对短检泵周期井开展井筒治理。同时，对于不需要改造治理的油井强化管理，及时开展优化举升参数和调平衡等管理工作；开展电参模式的低成本数字化改造，实现机采系统在线优化及调控。通过提效改造和强化管理，最终实现大幅度提高机采系统指标，形成示范效应，推动油田稀油机采井整体提效^[1]。

1 现状分析

1.1新疆油田某厂机采现状

2020年全厂总耗电3.18亿千瓦时，机采系统耗电1.47亿千瓦时，机采系统占总耗电的46.2%。且多数区块储层孔隙结构复杂，非均质性强，连续供液能力差。抽油井生产过程中受储集层液流通道、井筒脱气、注水受效等因素影响，存在间歇出油现象，产液量波动较大。受地层供液不足和部分井间歇出油等因素影响，对游梁式抽油机平衡度影响较大，抽油机平衡率达标率仅为84.1%，举升能耗偏高。随着开发年限增长，老区供液能力下降，部分低能低产井生产参数调整范围小，常规调参、调工作制度等措施已无法满足现场提效需要。泵效统计井数2263口，年平均泵效40.38%，12月泵效41.82%，其中泵效小于20%的抽油井532口，占比23.5%。

1.2 存在的问题

新疆油田某厂2020年产液量统计井数2730口，日产液平均11.7t，其中平均日产液量小于5t油井占比32.5%。沉没度统计井数1436口，沉没度平均421m，其中沉没度小于100m抽油井占比42.1%。老区地层能力持续下降，尤其是衰竭式开发及A区、B区等欠注区块地层能量低，供液能力差，全厂沉没度低于100米的抽油井占比42.1%。

受油藏长期注水开发、地层出砂、结蜡、结垢、井筒井眼轨迹变化大等多种因素影响导致泵漏失、卡泵及断脱问题突出，部分井作业频繁，常规游梁式有杆泵举升工艺无法满足全部生产需求。2020年全厂抽油井检泵周期统计井数2481口，检泵周期676天，其中检泵周期小于1年的短检泵周期井662口，占比26.7%，短检泵周期井检泵周期238天。

2 机采提效做法

2.1 落实精细化管理，提高低效井机采指标

2.1.1 指标层层分解，实现对标管理

根据各项机采指标计划制定系统效率、泵效、平衡度达标率、检泵周期及躺井率厂内管控指标及各作业区管控指标，结合2021年机采指标目标制定采油技术指标对标方案，结合年度各指标趋势变化，分解到采油作业区，制定各项指标目标值，以季度年度时间节点进行对标管理。每月初通过机采管理系统提取各作业区泵效、检泵周期、平衡度达标率及躺井率数据及上月度工作量完成情况，与季度指标进行对比，跟踪工作量及指标完成情况。

（1）合理优化生产制度提高泵效

遵循单井液量不降、泵挂不减，在抽油机最大冲程前提下优化泵径、冲次的原则，持续强化低产、低效井管理，依据油井供液情况及生产动态合理调整工作制度、生产参数，累计优化工作制度500井次，累计完成地面调参695井次，井下调参241井次，措施井泵效由29.9%提高至34.5%。

（2）紧密跟踪、及时调整，提高平衡度达标率

通过抽油机平衡度测试及自动化系统实时监控，合理制定抽油机生产参数，对于测试不合格的井及时调整，及时跟踪转抽井、措施井及重点井的平衡度。

（3）固化采油工艺技术，提高机采管理水平

为加强油井转抽、生产、作业过程中各环节设计针对性、合理性，开展修井现场取样化验分析工作，综合分析蜡样融蜡点、结蜡井段及产出水分析，同时开展偏磨、腐蚀井段大调查工作，为井筒治理提供依据。以此为依据制订《采油工艺技术固化管理方案》，包括油藏基本情况、地面参数、井下管柱设计、清防蜡管理等固化内容，完善单井生产参数及管杆优化指导书，指导油井全生命周期规范化管理，建立单井台帐，跟踪分析实施效果^[2]。

2.1.2推广应用新技术，提高低产低效井指标

部分抽油井由于供液差、设备老化等问题，通过常规管理手段无法实现提效降耗目的，针对这类抽油井通过单井分析确定影响系统效率主要因素，制定治理对策，技术攻关引进，实现“疑难潜力井”治理。根据技术调研和前期试验认识，结合单井产液水平、问题分类、节能效益预测，扩大不停机间抽、超长冲程抽油机、减速装置等提效技术试验应用。

（1）应用不停机间抽，控制稳定沉没度

供液不足井需调整为人工间开制度，同时部分井存在间歇出油现象，井口干磨导致井口漏油，增加现场工作量及安全环保隐患。针对此类井应用不停机间抽技术，自动识别低产低效井泵充满程度，智能调整工作制度，节电、提泵效、减缓磨损。

依据产液量小于3.5~6t/d，供液能力相对充足的选井原则，结合数字化建设开展智能间抽控制技术改造，在确定合理工作制度，即合理的摇摆时间之后，在保证对产量影响较小范围内，降低能耗，解决因长时间停机造成的卡井、液面波动大、系统过载、启动困难、冬季冻井口等问题，实现节电节能。通过采用不停机间抽技术，实现了抽油机曲柄超低能耗柔性摆动的运行模式，摆动能耗仅占系统能耗的5%以下，做到了停泵不停机，合理稳定的沉没度控制保障了泵的充满度，提高了泵效，降低了无效运行时间，有效改善了油井的供排关系，截止2021年10月3口措施井平均系统效率提高13.3个百分点，泵效提高16.6%，吨液单耗下降12.9%。

（2）开展慢速电机改造，解决低供液、高耗能

依据产液量6~10t/d、连抽节能潜力大于20%的选井原则进行游梁式抽油机慢速改造，针对“低供液、高耗能”油井，现有抽油机调参无法进一步提效时，在单井液量不降、泵挂不减的情况下，采用“抽油机不变+降低冲次+合理泵径”的设计理念，降低冲次，延缓杆管磨损速度，提高系统效率，降低能耗。应用油藏—井筒—地面一体化提效技术优化设计66口井，应用慢速电机20台，平均冲次由4.66次/min降低至2.38次/min，系统效率提高6.1个百分点，节电27.4%。

（3）应用超长冲程抽油机，实现提效降能

超长冲程采油系统是由长冲程智能抽油机、变频智能控制柜、柔性光杆、专用盘根盒、抽油杆杆柱、长冲程管式抽油泵等组成的成套采油设备。

超长冲程抽油机的传动系统将电机正反运动传递至滚筒，滚筒带动柔性光杆连接的抽油杆、抽油泵柱塞做上下往复运动采油。可以连续采油，也可以间歇采油。依据油井产液量2~10t/d，井深≤1500m的选井原则，在同等产液量下，超长冲程抽油机的运行冲次可下降到2-6次/小时，电机大部分时间处于等待（不运转）状态，大幅度节约电能，同时电机连接减速器，减速器通过电机连接滚筒的简单传动系统，减少了传动环节的能耗损失。2021年累计应用5口井，措施井系统效率由12.6%提高至24.9%，提升12.3个百分点，日耗电由108.6度降低至65度，节电率40.1%。
    （4）减速装置打破设备局限，提高泵效

应用桥式机械调速装置，实现低冲次调整。桥式机械调速装置在原抽油机上直接安装，稳定可靠，有效缓解抽油设备降参局限性，打破只能更换原有电机为低速电机、变频器或低速节能拖动装置的方法，针对生产参数已经最小的低能连开井，受现有抽油设备限制，利用该装置实现降参提效生产。2020年累计应用减速装置40口井，冲次降低1倍以上，与措施前对比，泵效提高23.8%，吨液单耗下降20%。2021年完成安装应用40口井，泵效由16.5%提高至28.6%，提高12.1个百分点，同时通过减少冲次减少管杆偏磨，有利于延长检泵周期^[3]。

2.1.3 加强化清管理，提高作业质量

油井清防蜡不及时会导致泵况、井况异常情况的发生，降低油井生产时率，增加油井维修费用。运用清防蜡预警系统，智能预警清防蜡周期，挖潜井清防蜡全覆盖，扫清管理盲区，在综合查询系统中及时发布当日、三日内、一周内清防蜡到期的油井，提示属地有序安排清防蜡工作。同时，主管部门通过该系统监督油井清防蜡工作的开展情况，结合新疆油田某厂清防蜡工作实际，修订《清防蜡管理规定》，细化考核细则。

开展单井数据采集分析，制定出单井清防蜡的针对性方案，并建立一井一策档案，根据数据分析结果优化单井防治方案，同时跟踪实施效果，根据效果评价实时更新防治方案。引进并推广应用新型清防蜡工艺，重点解决油井及地面管线结垢问题，做好防蜡、防垢、防腐蚀“三防”管理的推进工作，试验应用井筒分段磁防蜡工艺，打破以往固体磁防蜡工具只能配套于抽油泵下的局限，2021年试验应用40井次，有效提高了油井清防蜡效果，减少因结蜡导致的躺井问题，根据井况选择适用井开展热化清转化防516井次，应用效果显著。

多举措并行夯实基础分析，使新疆油田某厂清防蜡管理质量、作业效率大幅提升。

2.2 短检泵周期井治理

2.2.1  “一井一策”延长检泵周期

针对短检泵周期井，综合分析检泵原因并对举升方式进行评价，对不能维持正常生产的油井开展转换举升方式的试验；对评价后继续采用抽油机有杆泵的油井，分析短检泵周期井的主控因素，进而分类归集，突出一井一策，深入剖析躺井原因，在此基础上利用检泵优化设计软件优选泵型、优化杆管组合及泵深，视井况针对性应用气锚、防蜡器、内衬油管、防蜡短节等井下工具做好六防措施。形成防泵漏、防治偏磨、出砂、腐蚀、结蜡、结垢和高含气等综合治理技术，截止三季度免修期705天，检泵周期为835天，均完成2021年管控目标。降低检泵作业井次，提高作业效率，实现机采系统降本增效。

2.2.2 配套应用井下机具，固化治理流程

通过对影响单井检泵周期的因素进行分析，针对性采用内衬油管、等径防偏磨杆、轨道阀式防砂泵等工具，集成配套治理措施，加强检泵作业设计针对性、合理性，固化井筒治理流程，制订《抽油井井下管柱及配套工艺设计指导意见》，包括油藏基本情况、管杆泵设计、特殊防偏磨、防腐防垢等设计及新型作业工具适用范围形成短检泵周期井综合治理技术，降低检泵作业井次，提高作业效率，实现机采系统降本增效^[4]。

3 取得的成效

3.1  提高机采指标，实现对标管理

截至目前全厂月泵效42.3%，年平均泵效42.86%，平衡度达标率88.03%，检泵周期835天，免修期705天，与去年对比均稳中有升，均达到预期水平。

3.2  保障生产安全，减少人工作业

通过开展不停机间抽、物联网建设等工作，利用计算机分析处理，实时分析供排协调，动态确定间开制度，利用自动控制技术实现无人操作抽油机自动启停，自动优化间开制度，形成智能间开模式，大大降低了因生产制度不合理造成的跑、冒、滴、漏现象。

项目实施后，能够优化组织结构、业务流程、生产方式，减少工人巡井强度，实现人工采油到智能采油的革命性转变，基本能够达到中小型站场无人值守，精简合并部分基层班组和作业区，减少用工6人，节约费用180万元。

3.3  降低运维成本，实现降本增效

目前检泵周期为835天，与2020年12月对比，平均检泵周期延长28天，检泵频次下降0.015，预计全年可减少检泵作业48井次，节约检泵作业费用240万元，增油效益约为138.2万元，共计378.2万元。通过调整生产制度、优化生产参数增油2985吨，产生效益716.4百万元。

4 结语

综上所述，针对老区油藏开发年限长，供液差的现状，要通过精细化管理，改善生产制度，应用新工艺、技术，才能实现供排协调，强化油井管理，及时开展优化举升参数和调平衡等管理工作，提高化清作业质量是延长检泵周期的有效手段，应科学技术的发展需求，需要对采油工程技术进行不断创新，从而提升技术的利用率，进一步提高机采效率，削减各项影响因素，从而实现降本增效。

参考文献

[1] 龚雪峰,徐华静,赵华，抽油井偏磨影响因素分析与防偏磨技术应用[J] ，石油和化工节能，2015(06)

[2] 郑小峰，采油厂油井分层注水管理探析[J]化工管理2016(22):152-152

[3] 马炳光，新时期下如何加强采油井的安全管理[JL商情2020(26):144

[4] 刘超，浅析新时期采油工程技术的发展与创新[J]化学工程与装备，2019(3):156-157,161

       来源：化学工程与装备-官方网站-创刊于1972    2022年第7期  在线投稿  >>