举升方式优化调整在降本增效中的应用

李阳（大庆油田有限责任公司第六采油厂）

目前，喇嘛甸油田经过了40多年的开发，已进入开发后期。油田油井具有高含水、聚合物黏度大、开采层系不断调整等特点，产能结构发生根本性的变化。由此导致部分举升设备与产能不匹配，机采系统抽吸参数匹配难度大，检泵率升高，能耗高等问题。面对油价低迷、成本紧张的现实，寻求“低成本、高效益”的解决方案成为油田未来发展的重点。

为此结合检泵时机，通过开展举升方式优化调整现场试验，从而解决现场产能足、液面浅、参数调整受限、检泵问题频发的生产井问题，达到能耗最低、系统效率最高的目的[1]。

1 油田举升设备存在问题

1.1 产能足与设备举升能力不匹配

通过现场生产数据统计，部分井其设备无法满足生产[2]。

1）螺杆泵井方面。调查2016年底数据，有145口大泵型（1200以上泵型）且高产的螺杆泵井存有上产空间，平均日产液130 t，动液面356 m，平均转速95.9 r/min。其中有6口井，平均日产液大于190 t，螺杆泵举升设备已无法满足生产需求（表1），可更换电泵设备。

2）抽油机井方面。有64口井机型、泵型、参数已经匹配到极限，但该井具有产能足、液面浅等特点，有一定的上产空间。

表1 6口高产螺杆泵井生产参数

1.2 举升设备使用效率低

1）电泵井效率低，目前采用掺液的方式维持生产。经统计，有8口低产能电泵井，平均单井日产液81 t，日耗电858 kWh，是同产量抽油机井、螺杆泵井耗电量的4倍多（表2）。

2）抽油机井使用效率低，一般情况下14型抽油机应匹配ϕ83 mm或ϕ95 mm的抽油泵，但统计了全厂200口14型抽油机井，其中有127口井由于产液低，匹配了ϕ57 mm和ϕ70 mm的抽油泵，由此造成设备使用的资源浪费[3]。

2 举升方式设计原则及技术解决方案

经过对大庆油田举升方式的多年探索与现场试验，目前在采油工程设计中，采取以产液为主的设计及匹配原则[4]。

2.1 抽油机机型设计

目前抽油机井泵效一般最大按60%设计。结合产液情况，选择ϕ57、ϕ70、ϕ83、ϕ95mm抽油泵（表3）。

表2 低效电泵井生产参数

表3 不同泵径、冲程、冲速组合的理论排量及不同泵效排量

根据表3和采油六厂实际情况，产液Q≤60 t/d的井采用ϕ57 mm泵，60 t/d＜Q≤90 t/d的井采用ϕ 70 mm泵，90 t/d＜Q≤115 t/d的井采用ϕ83 mm泵，产液Q＞115 t/d的井采用ϕ95 mm泵。

根据产液量、泵型，参照抽油机的承载标准（载荷利用率小于或等于95%或扭矩利用率小于或等于90%）设计机型（表4）。

表4 不同泵径的载荷、扭矩及折算应力

2.2 螺杆泵设计

根据螺杆泵排量进行设计（表5）。由于目前大泵型螺杆泵存在反转的安全隐患，故现场一般使用800以下的泵型。

表5 不同泵型、转速组合的螺杆泵排量

2.3 电泵设计

根据电泵排量进行设计（表6）。

2.4 方案设计

在以往的举升方式“双转”的过程中，更换下来的地面设备、井下杆管会被暂时存放，以备他用，一定程度上造成不必要的浪费；为此，方案设计要结合检泵时机与地质预产。以“泵效最高，设备吨液单耗最低”为匹配原则，利用原井管柱及机组，同步开展举升方式互换调整以及检泵作业，最大限度地降低成本投入，盘活资产。举升方式互换方案示意如图1所示。

表6 不同泵型、泵效组合的电泵排量

图1 举升方式互换方案示意图

3 举升方式优化互换调整现场试验

3.1 措施前油井生产基础资料

电泵5-341井、螺杆泵12-281井的生产参数如表7、表8所示。

电泵5-341井存在问题如下：

◇该井实际产能与150型电泵理论产能相差较大，目前只能靠掺水打回流维持生产。

◇该井能耗较高，日耗电672 kWh，吨液单耗达19.67 kWh/t。

螺杆泵12-281井存在问题如下：

表7 电泵5-341井生产参数

表8 螺杆泵12-281井生产参数

表9 举升方式互换前后参数对比

◇该井产能足、液面浅，且频繁杆断小修。2年中，共杆断小修8井次，停井作业，严重影响产量，增加维修作业费用。

◇该井能耗较高、效率低，日耗电232 kWh，吨液单耗达1.51 kWh/t。

3.2 举升方式优化互换调整设计

电泵5-341井，其设备为150型电泵，其理论排量为120～180 t/d，而该井实际产液仅为34 t/d，可设计使用小型螺杆泵。

螺杆泵12-281井，其实际排量为76.0～152.1t/d，而该井实际产液仅为154 t/d，可设计使用150型电泵。

结合2口井同步检泵时机，电泵5-341井的原有电泵、电缆、井口、油管等设备，经严格检测并更换保护器后移交至螺杆泵井位使用。螺杆泵12-281井用的经检测后原井杆，及更换适合产能条件500型的螺杆泵，移交至电泵井位使用；由此减少作业过程中的设备、杆管入库，提高了作业效率[5]。

3.3 现场实施

现场对2口井实施地面设备、井下管柱泵互换。测试前后参数对比情况如表9所示。

喇5-341井与喇12-281井举升方式互换调整取得一定的效果。优化调整后平均单井产液增加16.5 t/d，增油0.8 t/d，单井系统效率提高19.04个百分点，平均单井吨液单耗下降6.9 kWh/t，下降幅度65.16%，日节电11 kWh。

3.4 经济效益

通过举升方式互换现场试验，达到了预期效果，既解决了产能与举升设备矛盾的问题，又大幅度地降低了频繁杆断作业的实际问题。

投入正常检泵作业费用，调整井使用原举升设备以及经检验的原井杆、管、泵，最大限度地降低成本投入。

年节约用电4015 kWh，年节约电费2561元；节约单次杆断小修费用（作业费用+光杆费用）1万元，按照以前平均每年4次小修计算，年节约小修费用4万元；年增油584 t，增加原油效益144万元，单组年经济效益为149万元。

经统计，现场可进行举升方式转换潜力井有118口，预计单井增油0.4 t/d，吨液单耗下降幅度可达10%。

4 结论

1）可使部分调整井增液上产，挖掘产油潜力。

2）盘活可用资产，合理匹配产能、举升方式、生产参数之间的关系。发挥在用设备最大价值，挖掘闲置设备最大潜能，是降本增效的一项有效途径[6]。

3）保证产量不变的情况下，降低油井产液单耗、提高系统效率。

4）合理调整举升方式，可有效地降低设备冲速及转速，一定程度上可以减少杆不下入、杆管偏磨等检泵问题，延长检泵周期；通过优化举升方式，减少频繁检泵、小修次数，减少停井时间及作业费用。