敖包塔油田地面机采举升技术应用现状评价

2013-05-05宋丽新吴岩庆大庆油田有限责任公司第七采油厂

石油石化节能 2013年7期

宋丽新吴岩庆（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

敖包塔油田地面机采举升技术应用现状评价

宋丽新吴岩庆（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

油田地面机采举升技术的优劣和管理水平的高低，对企业能耗、经营操作成本等影响很大。近年来，敖包塔油田及科研单位针对地面机采举升技术，开展了一些新技术和新工艺的试验和应用，主要包括节能型抽油机采油、潜油电泵、提捞采油、新型机械举升采油等。重点介绍敖包塔油田应用这些新技术、新工艺和新方法的适应性和优缺点，为企业控制成本提供参考。

机采举升技术现状效益评价

敖包塔作业区所辖油田位于黑龙江省肇源县境内，东与永乐油田相连，西至新肇油田，北接葡萄花油田，南至嫩江一带，油田管理面积 300多平方公里，地质储量 2669.73×104t，于 1995 年 8 月采用同步注水方式投入开发，采用 300×300 （m）的反九点法和五点法面积注水井网。目前，敖包塔作业区累积产油 194.2657×104t，累积注水 1339.362 5× 104m3，年注采比 3.18，累积注采比 2.23。在地面举升工艺上，主要采用节能型抽油机、新型机械举升采油、提捞采油相结合的方式。目前，敖包塔油田采油井 842口，其中抽油机采油井 760口、新型机械举升采油 11口、提捞采油井 62 口、长关井9口。

1 常规举升技术应用

1.1节能型抽油机应用

敖包塔油田应用的抽油机采油为常规游梁式抽油机采油和节能抽油机采油两种，其中常规抽油机284 台，节能型抽油机 476 台。节能型抽油机主要为三种抽油机机型，分别为双驴头抽油机、无游梁抽油机和低速抽油机，共计476套，见表1。

1.2节能抽油机存在问题及适应性

无游梁抽油机主要问题是安全系数低，适合应用在低产液及间抽井上；双驴头抽油机主要问题是后毛辫子易断，适合应用在中、高产量及含蜡高井上，它是作业区应用最多的机型；低速抽油机主要问题是生产参数偏低、不易调整冲速，该机型主要应用在作业区 738采油队，适合应用在参数较为固定，低产液量、低液面的井。

表1 节能抽油机调查统计

2 新型机械举升采油技术应用

2.1一机双采举升工艺

在外围油田不断开发过程中，受土地征用、产能投资等因素影响，投入开发的平台井越来越多，在一个平台上，几口油井同时生产，油井和油井间距一般在8m左右。为减少油田开发投资、降低油井举升能耗，开展了一机双采举升工艺研究。

一机双采举升工艺现场试验在作业区的南230-346井和南 228-斜 346井上进行，见图1。试验前 2口井日产液为 2.5t、 1.6t，单井日耗电量分别为125.25kWh 和 102.8kWh。进入现场试验后，在未上任何生产措施、产液量无变化情况下，日耗电91.2kWh。一机双采举升工艺和 2 口油井原抽油机的举升能耗相比，两口井日耗电由 227.8kWh 下降到 91.2kWh，节电率达到 59.9%。

适应性：一是对于油井和油井间距8m左右已经建设完成的平台井，根据地质及地面设备情况，可改造应用一机双采工艺；二是在今后新区产能建设时，对计划建设平台生产的油井，考虑应用一机双采工艺，进一步减少土地征用、产能投资及日后维护费用。

图1 一机双采示意图

2.2智能提捞举升工艺

针对部分油井供液能力不足，采用抽油机生产势必造成能耗增加的弊端，2011年作业区配合科研单位先后在 731、732等采油队，进行了 7口井的智能提捞工艺试验。其工艺见图2。

图2 智能提捞举升工艺示意图

应用智能提捞工艺后，与原抽油机举升方式相比，平均单井日耗电由 90.2kWh 下降到 20.1kWh，下降了 70.1kWh，综合节电率达到 77.71%，年节电2.431×104kWh，年节电费 1.4454 万元。常规抽油机井检泵周期按 2 年计算，单井作业费 3.0166 万元，则年可节省作业费 1.5083 万元，合计单井年可创效益 2.9537 万元。

适应性：目前，外围油田原油物性较差，含蜡高、油稠，影响智能提捞工艺的应用和运行时率。建议在今后的应用中可采用电加热油管等配套辅助设施，减少含蜡高、油稠的影响，提高智能提捞工艺的适用性，发挥低产井应用节电效果好的特点。

2.3往复式潜油电泵举升工艺

往复式潜油电泵配套采油技术特点：一是开创利用电缆传递电能的一种新式抽油泵；二是把大功率、小直径、耐高温、耐腐蚀的直线电动机用于千米井深以下；三是取消了体积大、无效功消耗量大的抽油机和全井抽油杆，节省占地面积，降低采油成本；四是既可节省设备投入费用及日常维护费用，又可节约因杆断、偏磨造成的作业费用；五是通过地面配套控制系统可迅速改变工作参数，减少调参工作量、节约换泵费用。其井口工艺见图3。

图3 往复式潜油电泵举升工艺示意图

2006年，作业区先后现场试验 2口井，均达到了原六型抽油机的产能，满足了生产需要。与原抽油机相比，在下泵泵径相同或相近情况下，2口井平均冲程下降 1.2m，平均冲速下降 4.0min－1，实际理排减小 18.34m3/d，平均泵效提高 44.4 个百分点。2口井平均系统效率提高 7.63 个百分点，

平均日能耗下降 55.75kWh，平均综合节电率36.86%，取得了明显的节能效果。

适应性：针对能耗高、系统效率低、杆管断脱、偏磨严重的油井，可优先考虑使用往复泵采油工艺，从而获得最佳的经济效益。往复式潜油电泵工艺的不足是往复泵损坏后，修复难度大，需要作业处理，成本也相对增加，同时整体更换泵体费用也较高。

3 其他采油举升方式应用

随着生产时间的延续，单井产能下降成为必然，部分井已在常规抽油机采油的经济界限以下运行。为此，在敖包塔油田出现了提捞采油和电热储罐储存生产采油两种方式。

提捞采油就是在套管内，提捞泵与套管之间密封，将提捞泵上部的原油通过钢丝提捞到井口的采油方式。

电热储罐储存生产采油，主要是已碳纤维包裹的管线连接井口和电加热罐构成，地下原油被采出后，储存在电热储罐内，储罐内由浮子记录原油产量，当油罐内原油储量达到设计要求时，将原油卸至罐车内拉至五联处理外输。其井口工艺见图4。

图4 电热储罐储存生产井口示意图

自 2011年 1月，敖包塔油田对茂 72 区块 55口电热集油井，实施转套管提捞采油方式。截止目前，已经实施提捞采油转换44口，同时采用电热储罐储存生产9口井。

适应性及存在问题：一是由于提捞采油技术自身的特殊性和规律性决定，确定最佳的提捞周期对提高油田的经济效益有非常重要的作用；二是提捞采油工程车、拉油罐车易受天气、路况、油质、含蜡量等影响工作效率；三是拉油罐车虽然安装了蒸汽穿堂管，但在冬季卸油速度依然较慢；四是通井技术、封井技术、杂物打捞技术、提捞泵胶筒等技术仍需改进和提升。

4 效益对比评价

4.1新型机械采油与抽油机采油效益对比

新型机械采油设备具有节约场地投资、节约操作人员数量、降低运行动力设备功率，减少电量消耗的优势。从目前数据来看，一机双采井和智能提捞井试验应用时间短，效益率低，故障率高，各项数据在不断改进和完善中；往复泵采油工艺，从2006年试验应用至今已经 6年时间，具有运行时间长，试验数据完善，现场效果较好的优势。

通过与普通6型抽油机投入成本对比，3种新型机械采油方式，具有不同的投入和维护费用，但后期维护及动力费用较低，见表2。

其中往复泵采油工艺投入和维护成本低于抽油机成本 4.71 万元，具有较好的应用效果；一机双采采油工艺在先期投入中费用高于抽油机费用，但其维护费用和动力费用低于抽油机费用，在长期应用中，有较好的回报率；智能提捞采油工艺在节约电力消耗上，效果最为明显，发生费用也是最低，但由于外围油田油层物性差，含蜡高，导致提捞时运行阻力增大，电器设备高负荷运行，易发生故障。对电器设备应进行改进，同时建议增加电热油管等辅助设备，减少含蜡及油稠的影响。