应用PDCA法优化油井生产参数 提高油田开发效益

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摘 要：2013年初化子坪采油作业区抽油泵效仅有39.2%，油井低泵效对三抽设备均会造成一定程度的损害，本文针对化子坪采油作业区抽油泵效偏低、能耗较高的现状，分析了影响作业区抽油泵效低、能耗高的主要因素和提泵效、降低能耗的方法及途径，通过实施抽汲参数优化调整，加强抽油机井现场管理的技术措施，提高了抽油泵效和机采井系统效率，达到了节能降耗、延长系统使用寿命、降低操作成本的目的。

关键词：泵效 节能 机采井系统效率

一、化子坪采油作业区概况

化子坪作业区管理着化子坪区长2、长6、侯市北区、镰18区、镰127区和侯市东区6个区块，开发层系有三叠系延长组长6、长4+5和长2层。管辖油田探明含油面积105.97km2，地质储量5088.84×104t，可采储量704.55×104t。

截止2013年6月底，共有采油井901口，开井867口，产液水平4458m3/d，平均动液面825m、沉没度83m，平均泵径37.7mm，平均冲程1.7m，平均冲次4.8次/min，平均泵效43.4%。

二、影响作业区抽油泵效因素分析

通过对化子坪作业区2008年至2013年3月平均抽油泵效对比发现，抽油泵泵效从2010年开始逐渐降低，由47.2%降至2013年3月的39.5%。

通过分区块统计表可以看出，自2010年后抽油泵泵效降低的区块有镰18井区和化子坪区长2，化子坪长6区块与侯市北区（含侯市东区）泵效相对平稳。分析导致化子坪作业区泵效降低的主要原因有以下几个方面：

1.化子坪区长2：抽油泵效较2011年同期降低了6.8%（50.5%43.7%），主要原因是2011年后投产井49口平均生产参数过大，平均泵效只有40.4%。2011年及2011年前投产442口可对比井由于自然递减等因素引起平均产液量降低了0.60m3（7.80m37.20m3），2012年至今对措施井上调参数40井次，今年1-3月作业区积极开展参数优化工作，实施地面参数下调32井次，换小抽油泵径36井次，平均泵径较2011年略有下降，但整体平均生产参数基本没变，提泵效工作效果不明显。

2.镰18井区：平均抽油泵效与2011年对比降低了7.2%（45.6%38.4），通过分析认为2011年后新投井52口，平均产液量较低，初期设计参数合理，但随着液量下降，抽油参数不匹配，其次，老井的自然递减引起产量下降，泵效降低。

3.化子坪长6及侯市北区（含侯市东区）较2011年相比泵效基本不变。

三、提高抽油泵泵效方面所做的工作

1.选井

根据油井宏观控制图软件计算结果及油井实际生产情况，对位于合理区域范围以外的油井积极进行优化调整。2013年5月份优选冲次在5次以上、日产液量小于4m3的60口油井分两批优先实施，5月底补充参数下调计划45井次，6月计划对日产液在4-8m3、冲次在5-7次的160口进行调整，7月重点对冲次在5次以下的油井计划实施参数优化调整73井次。

2.实施参数调整

按照“长冲程、低冲次、先地面、后地下”的原则，1-7月份共实施油井参数下调279口，其中换小泵径62井次，下调冲次257井次。

3.资料录取、效果跟踪

调参后279口油井日产液量下降92.14m3（ 1321.741229.60 ），日产油量下降16.37t/d（224.83208.46），调参井平均泵效提高了8%（3038）。通过分月对比产量变化，开展井组动态分析，根据开采层位的不同，化子坪区长6层油井调参之后产量平稳、泵效提高，化子坪区长2油井调参后产量有所波动，与此同时我们加强资料录取，对产量变化较大的油井制定六小措施恢复产量。

4.核实资料，再优化、再调整

通过功图、液量、单量等资料的核实，主要对化子坪区长2层油井进行参数重新优化调整，保证单井产量稳定。

四、取得的效果

1.平均泵效不断提高

在参数集中优化调整的5-6月份，全区平均泵效由2013年4月的39.52%提高到了6月的43.37%，7月对产量变化较大的油井进行了参数回调导致全区平均泵效略有降低。 2013年7月与2012年12月对比，全区平均泵径降低0.19mm（37.9337.74），平均冲次降低0.52min-1（5.404.88），平均泵效提高3.58%（39.5243.1）。

2.日耗电量降低

优选冲次在7次以上且都是冲次在原基础上下调2次的7口油井，在抽油机配电柜安装电表测试耗电量，调参前录取耗电量7-10天，至日耗电量录取准确，调参后连续录取日耗电量变化幅度在±2度之内，通过对比下调参数后平均每口井日节约电量10度。

3.系统效率提高

积极开展机采测试工作，对测试后调参的油井进行再次测试，通过对80口可对比调参井对比发现，调参后平均系统效率提高2.6%（22.625.2），平均日耗电量降低3.9Kw.h （56.552.6）。

4.油井维护性作业井次减少

2013年1-7月共实施油井维护性作业585井次，与2012年同期（604井次）相比略有减少。修井频次1.081.01井次/口.年，表明通过大力实施以降冲次为主的参数优化调整有效降低了油井维护性作业频次，节约了修井费用。

五、取得的认识

1.针对化子坪区长6层单井产量较低的油井，通过调小生产参数可取得较好的效果；

2.针对化子坪区长2层高液量、高含水油井，要及时录取资料，监控好产液量、动液面、含水的变化；

3.针对长2层低液量油井，调整之后重点关注油井沉没度的变化；

4.调整参数之后，必须加强资料录取工作；

5.换小泵须结合修井检泵作业时实施，及时优化杆柱组合，加强井筒综合治理，以达到延长油井免修期、节约修井费用的目的；

6.在对参数调整之后采油井能耗资料的录取时，要适当延长资料录取时间，以确保数据的准确性；

7.参数的调整要及时根据实际的生产情况及时进行优化。

六、下步工作方向

1.加强分析优化软件的应用。通过应用能耗最低机采系统设计软件对抽油机参数进行优化设计，使机采井抽汲参数更加合理。

2.持续抓好降泵径提泵效治理。按照 “三降一提”工作要求，坚持“上修一口更换一口、产量不变”原则，确定低泵效井合理的供排关系，在日产液量小于5m3的油井全面推广应用φ28mm、φ32mm抽油泵。

3.提高宏观控制图软件应用程度。充分利用该软件每月对油井生产动态进行统计分析，对于工况不合理区域油井，进行全方位诊断和分析，针对问题，制定优化治理措施，确保油井正常生产。

4.开展高冲次、低泵效井治理。从优化结果可以看出，在确保产液量不变的情况下，对冲次的合理下，使油井生产关系更趋于协调，系统运行效率得以提高。下步根据油井供排关系，对冲次进行优化，提高机采效率。

5.加强参数调整井的机采系统效率复测工作，对比分析，以达到提高系统效率、降低能耗的目的。