G83区提高泵效方法探讨

王 旭，叶 亮，黄文峰，赵 云，陈 勇

（中国石油长庆油田分公司第九采油厂，宁夏银川 750006）

G83区共有油井544口，开井434口，平均日产液1.56 m3，日产油0.89 t，综合含水32.9%。平均冲程2.7 m，冲次3.0次/分钟，泵径28.6 mm，泵挂1 858 m，动液面1 744 m，沉没度114 m，泵效22.3%，处于较低水平（见图1）。

1 泵效低原因分析

1.1 油井间歇性出液

通过现场核实，G83区40口油井存在间歇性出液现象，工作制度不合理，造成部分油井间歇性出液，不出液时，深井泵做无用功，造成能源浪费及机械、管杆的磨损。

1.2 生产参数不合理

通过对G83区434口油井生产参数进行核实，发现地面生产参数偏大井72口，泵径偏大26口，平均冲程2.7 m，平均冲次3.5次/分钟，平均泵径32 mm，造成抽油泵理论排量偏大，是造成抽油泵效偏低的主要原因。

1.3 井筒脏、油管服役年限长

G83区C4+5、C6合层开发，层系不配伍导致井筒结垢，垢渣沉积、井筒脏，油井出砂、结蜡造成泵阀关闭不严，抽油泵质量差，泵体本身试压存在漏失现象，入井后因结垢、腐蚀造成泵阀漏失，影响抽油泵效。该区油管服役年限在5～10年的油管仍占比33.9%，多次修复入井使用，偏磨造成的管故障问题日益突出；修复油管丝扣未经处理强度弱，管漏是导致泵效低下的一个要因。

1.4 油井日产液水平低

G83区为典型的超低渗透油藏，油藏伴生气含量大，且岩石致密，油层渗透率较低，裂缝发育，注水不见效，导致单井自然产能低。

1.5 井组生产回压高

图1 2017年全区泵效统计

受原油物性差，集输管线管程长，井组液量低，地形地貌复杂，管线结垢等因素影响，G83区井组平均回压高，对比2017年入冬前后回压，54个井组回压较入冬前上升，平均上升0.3 MPa。

2 提高泵效措施及效果

2.1 低产低效井合理间开

根据功图、液面情况合理优化间开制度[1]，确保开井期间出液正常。2017年4～5月两次对低产井实施48 h连续监控计量，通过连续录取动液面，综合分析产量、功图变化情况等手段，摸索出油井出液规律，合理间开90井次，6～9月通过功图、液面对比优化间开制度40口，10月根据冬季生产需求优化调整间开制度64井次，G83区目前间开井总数195口，占总开井数的45.3%，对比间开前，抽油泵效提高了5.2%（见图2）。

图2 间开前后效果对比图

2.2 生产参数优化调整

根据功图、液面情况，制定参数优化措施，并对调整后动态数据进行跟踪，优化调整生产参数，合理优化泵径[2-4]。地面参数优化：根据产液量、功图、液面对比，2017年3～10月制定63口井生产参数调整计划，并持续跟踪调参井动态资料优化调整9井次，泵效由14.1%提升到20.6%，泵效提升6.5%。井下参数优化：2017年3～10月累计实施降泵径作业34井次，对比优化前，泵效由13.9%提升到21.1%，泵效提升7.2%（见图3、图 4）。

2.3 提高入井油管、球座质量

针对目前井下作业费用居高不下，材料费用占比较大的现状，顺应“精细管理，提质增效”要求，对于轻微偏磨井，偏磨段更换新油管，并下入扶正器，偏磨严重井，根据偏磨范围下入内衬油管，配套扶正器、双向保护接箍、优化杆柱组合，提高管杆服役时间，2017年偏磨段累计入井内衬油管14 700 m，新油管8 700 m；油管修复首先进行仪器探伤，试压，选取损伤程度较小的油管进行修复，提高入井油管质量，修复泵更换钛钨球座，新泵试压后方可入井，减少因结垢、腐蚀导致的球座漏失。

2.4 提高单井日产液水平

图3 地面参数优化效果图

图4 泵径优化效果图

图5 注水井消欠统计

精细油藏注水管理，精细分层注水，强化注水，通过油藏综合治理，欠注井、低产井连篇治理，努力降低递减。依据“精细管理”要求，细分注水单元至11个，不断提升油藏开发针对性，坚持“平面、剖面”注水调整并重，保障主力生产层系能量补充，实施强化注水85井次，单注试验8井次，不稳定注水16井次，轮换注水4井次，侏罗系周期注水8井次，注水井消欠16井次；G83区西部坚持低产井连片治理，东部坚持堵塞井解堵措施，共完成油井措施34口，增油11.4 t/d（见图5、图6）。

图6 G83措施效果统计

图7 管线清垢效果对比

2.5 井组降回压治理

针对结垢管线实施物理清垢及更换，管线走向优化，站点地面卧式总机关更换提高投收球率，加强日常六小措施培训，延缓管线结垢速率，降低井组生产回压。2017年累计实施管线清垢33条，管线走向优化、局部更换整改16条，地面卧式总机关更换2座，恢复投球管线19条，对比2016年，投球率由58.2%提升至82.2%，通过投球率提升，大大降低了管线结垢、结蜡速率，同时建立周度、月度检查制度，由作业区人员对井场加药制度执行情况进行检查考核，每天对井场加药、投球等日常生产进行截图监督，有效降低了井组生产回压（见图7）。

通过以上五项措施的具体实施，使得G83区抽油泵效达到25.2%，全区抽油泵效达到了28.4%。2017年全年累计节电49×104kW·h，达到了降低吨油能耗的目的。

3 结论与认识

（1）G83区影响泵效的主要因素为单井日产液水平低。

（2）对于低渗透油藏而言，对生产井进行间开时间的合理优化，在保证产量平稳的同时也可提高泵效，达到最大的经济效益。

（3）通过63口地面生产参数不合理井参数优化调整，34口井降泵径作业，有效提升抽油机系统效率，降低油井能耗，全年累计节电18×104kW·h，节约电费约9万元。

（4）通过一年来井筒综合治理，G83区油井维护频次由0.82次/口·年下降到0.74次/口·年，检泵周期由620 d上升到632 d，井下作业费用较2016年同比下降211万元，治理效果明显。