油水井分析论文

利用工况图优化油井参数

提高欢127块油井深井泵效率欢喜岭采油厂采油作业五区张爽目录影响油井深井泵效率的因素基本概况利用工况图合理优化参数提高泵效效果评价12345总结一、基本概况欢127块兴隆台油层位于欢喜岭油田西南部原油地质储量1870×104t含油面积3.45km2油层平均有效厚度29.5m油藏埋深-600～-850m油藏类型为中厚互层状边底水稠油油藏欢127块兴隆台油层位于欢喜岭油田西南部原油密度0.9895g/cm3渗透率1.632μm2粘度3795.8mpa.s-10000mpa.s（50℃）储层为扇三角洲沉积，物源来自西北方向岩性为粉砂岩、细砂岩和不等粒砂岩孔隙度32.3%储层为扇三角洲沉积，物源来自西北方向岩性为粉砂岩、细砂岩和不等粒砂岩渗透率1.632μm2孔隙度32.3%储层为扇三角洲沉积，物源来自西北方向岩性为粉砂岩、细砂岩和不等粒砂岩原油密度0.9895g/cm3粘度3795.8mpa.s-10000mpa.s（50℃）渗透率1.632μm2孔隙度32.3%储层为扇三角洲沉积，物源来自西北方向岩性为粉砂岩、细砂岩和不等粒砂岩开井数115口日产液量2333t日产油量153t综合含水93.4%平均吞吐周期12.7一、基本概况高含水油井82口

对于欢127块油井，提高油井液量就是提高油井产量，而油井深井泵泵效是油井产液量的一个重要指标，同时也反应着区块的设备利用率及管理水平。一、基本概况参数偏小区11口平均泵效15.3%1断脱漏失区16口平均泵效35.2%2待落实区6口平均泵效71.3%4合理区82口平均泵效68.5%3参数偏小区0口5参数偏大区与断脱漏失区是制约欢127块整体泵效的主要因素二、影响油井深井泵效率的因素泵的排量及泵效的计算方法泵的排量即在一个冲程内完成进油和排油的过程。每日排量qt=1440nFS式中qt----泵的理论排量，m3/d;n-----冲次，次/min；

F------活塞断截面积，m2;(F=3.14*D*D/4)D------泵径，m；

S------冲程长度，m；在抽油井生产中，实际排量q实际都比理论排量qt低，两者的比值称作泵效；设备因素地质因素管理因素泵效2、地质因素（1）沉没度对泵效的影响沉没度小泵的充满系数低泵效降低沉没度小在示功图上表现为泵的做功面积减小（1）沉没度对泵效的影响沉没度越小，泵效越低随着沉没度的增加，泵效上升当沉没度超过了一定值后，产液层层间矛盾突出，油井的产量不再增加，泵效变化不大。油井泵效随沉没度变化曲线随着欢127块开发进行，油藏压力逐渐降低，施加在岩石骨架上的压力越来越大，当该力超过岩石的抗剪切应力，岩石就会被剪切破坏。（2）出砂影响欢127块出砂原因出砂地层出砂

欢127块主要为粉沙岩、细砂岩和不等粒砂岩,泥质含量为7.05%，属孔隙性泥质胶结，为典型的出砂区块。汽窜出砂

欢127块采用100m正方形井网布井，由于储层砂岩成分主要为粉沙岩、细砂岩和不等粒砂岩,分选系数低，地层胶结疏松，油井注汽过程中，蒸汽极易发生层间突进，造成出砂流体性质导致出砂

欢127块兴隆台油层属稠油油藏，流体携砂能力增强，从而造成油井出砂。另外随着开发时间的延长，综合含水越来越高，导致油井出砂加剧。1231出砂对泵效的影响1.2.3.砂卡砂埋油层球座偏磨油井不出油井液降、不出油井液降、不出泵效降低λ（1）冲程损失的影响由于抽油杆、油管在工作过程中承受交变载荷，从而引起抽油杆和油管的弹性伸缩，使活塞冲程小于光杆冲程，并减少了活塞让出的体积，造成泵效降低。如图所示，λ表示的就是冲程损失。22、设备因素（2）井下工具漏失的影响井下工具漏失油管漏失油管丝扣漏、腐蚀穿孔漏、裂缝漏等

泵型不合理泵径、泵型选择不合理泵阀漏失深井泵的凡尔球座磨损

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脏物、稠油等附着在凡尔球上，导致球座关不严（2）井下工具漏失的影响（2）井下工具漏失的影响3、管理因素工作制度维护挖潜作业管理冲次冲程套管气制度试抽憋压油管试压井下管杆匹配热洗制度憋压制度间开制度参数调整三、利用工况图合理优化参数，提高泵效油井工况图的原理断脱漏失区待落实区合理区参数偏小区参数偏大区在泵挂深度一定的情况下沉没压力越高，流压越高；反之则越低。这样泵效与流压之间就形成了一种依赖关系；流压越高，泵效越高；流压越低，泵效越低。所以在生产管理过程中单纯的用泵效或流压去衡量抽油机井的管理水平是不全面的，必须把流压和泵效结合起来，利用两个参数把抽油机井的生产控制到合理的工作状态。流压泵效

如图所示，抽油井动态控制图共分为五个区域：1、参数偏大区2、断脱漏失区3、参数偏小区4、待落实区5、合理区

利用抽油机动态控制图提高泵效就是通过合理的调整将其它四个区域内的油井转移到合理区内。三、利用工况图合理优化参数，提高泵效根据油井计量液量变化，及时采取憋压、碰泵，调掺等基础措施1每天阶段性对比，针对产量下降井采取热洗、调参、控套等措施每旬

开展“一井一法，一井一策”活动，针对本月所做措施工作进行总结，根据月底工况图进行调整，针对措施后未进入合理区的油井采取热采、检泵等，并对下一轮次生产提出合理化建议。每月具体做法针对工况图上不同区域采取不同措施表现为流压低，供液能力差，泵效低。

针对欢127块的油井生产情况，处于该区域的油井一般有以下几种情况：（1）油井周期末生产主要办法：蒸汽吞吐高温高压蒸汽补充地层能量提高流压提高泵效（一）参数偏大区针对工况图上不同区域采取不同措施针对欢127块汽窜现象严重的问题，在注汽时采取井组组合注汽的方法：生产周期缩短供液能力变差周期泵效低单井常规吞吐井距小汽窜严重

周期效果差补充地层能量延长生产周期提高周期泵效井组组合吞吐多井同注降低注汽强度降低汽窜程度为此，在欢127块针对汽窜现象严重的油井共划分了13个注汽井组：序号井组1欢127-H19、欢127-H20CH2欢127-29-16、欢127-30更19C、欢127-31-17C23欢127-34-23、欢127-33-22、欢127-33-23、欢127-33-244欢127-29-22C2、欢127-30-21、欢127-30-22C5欢127-17-29、欢127-17-30、欢127-17-31C6欢127-18-33、欢127-18-347欢127-25-19C、欢127-26-18C、欢127-26-17C28欢127-17-32、欢127-17-339欢127-H9、欢127-H10、欢127-18-3210欢127-21-36C2、欢127-21-35C11欢127-34-21、欢127-34-2312欢127-19-29C、欢127-19-30、欢127-20-30、欢127-20-2913欢127-H22、欢127-18-28、欢127-18-30C2欢127-19-29C井组注汽前后周期生产对比例：欢127-19-29C井组包括欢127-19-29C、欢127-19-30、欢127-20-29、欢127-20-30这4口油井，该井组于2014.11月实施了井组注汽后，如图所示：生产天数周期产油平均泵效654d327d934t382t45.2%36.4%（2）出砂影响导致的供液差由于地层胶结疏松导致油井出砂，进油部分被堵，降低了油层的供液能力，导致油井泵效降低。对于出砂导致的泵效降低采取以下三种办法：检泵1对于地层漏失井采取暂堵粉或捞砂对于地层不漏失的油井采取高压泵车洗井冲砂的办法将砂带出地面工艺防砂2机械防砂压裂防砂树脂防砂（二）断脱漏失区该区域内的油井主要表现为沉没度高，有一定的供液能力，可是泵效低。1、油管漏失油管漏失是由于油管的连接时丝扣未上紧、油管长时间磨损产生裂缝，进入油管中的液体就会从裂缝处漏入油套环形空间。针对油管漏失采取以下办法：该区域内油井存在以下几种情况1、作业更换管柱2、加强作业井油管试压监督环节，小队干部与作业监督共同监督，2015年采油作业五区未出现油井下泵开井后因油管漏导致油井不出的现象。2、泵阀漏失这种情况是造成大多数油井泵效降低的主要原因。在示功图上主要表现为四个角有缺失，现场憋泵则表现为上下冲程压力下降，在油井上反应为液量下降，漏失严重是油井不出液，泵效降低。固定凡尔漏失游动凡尔漏失双凡尔漏失球座偏磨泵阀漏失的分类泵阀漏失原因的分类脏物、异物影响泵型选择不合理解决泵阀漏失的主要方法：（1）常规碰泵利用抽油杆的重量带动活塞撞击凡尔球座，排除附着在球座上的脏物、异物。平均泵效56.2%45.3%2015年实施碰泵井次242井次措施见效井次152井次进入合理区42井次活塞球座（2）针对稠油影响导致的泵阀漏失主要采取两种办法：对于含水小于80%油井采取高温掺稀油对于含水80%以上的油井采取高温热洗稠油影响利用高温稀油与稠油混合降低原油的粘度，增加原油流动性，提高油井泵效。

121利用热洗泵车实施反洗，用大排量的热水冲击泵内球座，将附着在球座上的稠油、砂粒排出井筒。高温水、稀油深井泵出液球座

如：欢127-23-18井于2015.5月大修下泵开井，高含水生产，9月测试功图显示深井泵漏失，该井于2015.8月实施维护热洗，见到了良好的效果。

如：欢127-18-28井，该井含水70%，2015.6月液量下降至7t，泵效25.4%，测试功图显示固定凡尔漏失严重，结合该井之前的作业无出砂史，所以判断该井为稠油影响造成了泵阀漏失，采取了高温掺稀油的方法，措施后液量12.5t，泵效45.4%，实施措施后该井在工况图上由断脱漏失区进入了合理区。25.53177.293.9（2）泵阀漏失欢127-18-28措施后工况图对比措施前措施后（3）检泵当采取了其他措施未见效的情况下，最后采取检泵的方法。欢127-20-33C2井，该井正常液量18.5t，泵效67.2%，7月份液量呈现下降趋势，液量降至4.1t，泵效14.9%，测试功图显示固定凡尔漏失，期间采取了碰泵、热洗措施均无效，该井于2015.8月实施作业检泵，起出泵球座严重偏磨。该井检泵开井后采取2.0次/分生产，液量19t，泵效86.3%，见到了良好效果。起出的泵球座偏磨严重

检泵后由断脱漏失区进入合理区措施后措施前3、抽油杆断脱在油井长期的生产过程中，抽油杆疲劳工作，接箍与油管之间摩擦，易造成抽油杆断脱，造成油井不出。金属扶正器（1）加大油井基础数据的应用，对于井斜大的油井制定合理的工作制度。（2）对于作业井起出管柱偏磨现象严重的油井，下入金属扶正器，减缓抽油杆与油管的摩擦，减小抽油杆断脱的几率，延长油井的生产周期，提高油井周期泵效。针对抽油杆断脱主要做到以下两点：冲程损失为了减少冲程损失对油井泵效的影响，油井在作业下泵后我们采取及时调整防冲距，在活塞不碰泵的前提下最大限度的增加活塞的作功距离。按照0.6-0.7m/km的原则实施调整防冲距1、对于气体影响的油井采取放套管气生产，加速地层气及溶解气的排出；2、利用大排量的热洗将泵内的气体排出。气体影响4、其他因素该区域主要体现为流压高、泵效也高，又称为潜力区，这个区域的井大部分泵况良好，只是参数偏小，使供液大于排液，如果调大参数是有潜力可挖的。欢127块油层埋深在600-850米之间，所以该区域内的油井出现的几率较小，主要集中在蒸汽吞吐初期的高含水油井，供液能力充足。对于这个区域的