大港油田第一口油井

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油井软件计量技术在大港油田的研究特征研究

油井软件计量技术在大港油田的研究特征研究1概述大港油田经过四十多年的开发，老油田已经整体进入高含水、高采出程度开采阶段。随着油田进入高含水开发期，油井的产液流变性发生了较大变更，而单井集油工艺和计量方式照旧沿用开发初期（低含水期）的生产方式，已不能适应油田高含水开发期生产的需要。突出问题表达在以下三个方面：（1）受传统的计量方式制约，集油系统主要采用三级布站工艺，地面系统繁杂浩瀚，系统管理点增多，一线用工需求冲突日益突出。（2）采用玻璃管量油方法，受油井生产波动性影响，精度难以保证，不能适应地面系统简化优化的需要。（3）传统的计量技术不能适应现代生产管理的需求。单井生产数据依靠人工录入数据采集处理滞后，技术管理人员很难实时全过程掌管管理单井生产动态数据。

以上这些问题严重制约着油田的正常生产和油田的开发效益。更加是油井计量方式导致的三级布站工艺不仅投资高、维护费用高、能耗高，也不利于劳动组织方式优化，要实现系统的简化优化务必从源头上解决油井软件计量技术。

为此，大港油田在2022年开头与有关院校合作开展了油井软件计量技术的研究与试验，2022年针对油井软件计量技术存在的问题举行了提升和完善，拓展了系统软件功能、扩大了试验范围，先后在港西油田的常规油井、枣园油田举行了试验应用，取得了很好的效果。其中，电泵井、螺杆泵井软件计量技术，成为具有大港油田特有的工艺技术。油井软件计量技术的突破，为全面推动大港老油田简化和新油田优化工作创造了条件。该项技术的应用，不仅使单井集油工艺发生了革命性的变更，而且简化了地面系统改造工艺，提高了系统效率，降低了运行本金，单井生产和管理取得了质的飞跃，经济效益和社会效益显著。

2油井软件计量技术的研究与应用长期以来，油井计量技术抉择了地面采油系统的工艺流程和井站布局形式，要实现地面工艺的优化简化，解决油井的软件计量技术是关键。为此，大港油田通过多年的技术攻关与现场试验，在多种类型油井软件计量技术方面取得了突破，解决了地面采油工艺系统优化简化的瓶颈技术，为实现地面系统优化简化供给了技术保障。

2.1抽油机井软件计量技术抽油机井采用功图法远传在线计量技术，原理是通过传感器采集油井载荷与位移数据，将地面示功图应用杆柱、液柱和油管三维振动数学模型，同时考虑泵挂深度、杆柱组合、油气比、出砂处境、油品性质等边界条件求解，得到井下各级杆柱功图和泵功图，然后应用泵功图识别技术来计算油井产液量。

2.1.1开展先导试验，突破油井软件计算关键技术。2022～2022年，大港油田在常规区块、稠油区块共56口油井上开展了功图量油技术先导试验，所选井包括各种繁杂井况，目的就是将研究的计量数学模型与生产实际结合，进一步修改完善数学模型，提高计量精度。

现场试验结果说明，对有确定生产才能、生产相对稳定、气液比小于50的油井，功图法软件计算相对误差平均在10.2%；

并且出砂井与不出砂井对比，计算误差相差不显著，说明少量的出砂对产量的计算影响很小，可疏忽不计。但是稠油井、低产液井、间歇出油井的液量计算相对误差较大，平均在15%左右，有片面井在20%～50%，稠油井功图量油应用需要进一步提高计算切实度。该技术根本上可以得志抽油井计量需要，但其计算方法还需要进一步提升完善。

2.1.2提升完善，提高计算切实度。在先导试验的根基上，我们在已建的西一转先导示范区和新建的港浅8-6常规产能创办区块、官38-16稠油产能创办区块，进一步试验应用了功图法技术，对功图量油技术和功能举行了提升和完善。

试验初期利用示功图计算油井产液量，计量误差较大，我们充分考虑有效冲程、冲满程度、气体影响、原油物性、井身布局、泵挂深度等因素，对数学模型的边界条件举行完善，将示功图转换成泵功图后利用泵功图的面积计算油井产液量，提高计算精度，现场试验的计量相对误差达成了10%以内。

2022年，在港西油田全面推广简化优化工程中，对软件计算方法进一步提升完善，对泵功图采用面积和迭代法举行综合计算，有效地提高了计量精度，根本得志了油井液量计量需要。

2.1.3拓展功图量油技术功能，便当油井生产管理。为了便当油井分析和管理工作，在现场试验的根基上对其功能举行了拓展，主要有以下两个方面：一是历史数据按需查询功能，包括历史功图和油井产液、泵效、载荷曲线等；

二是油井生产实时监控功能，实时反映油井停抽、停电、功图不正常报警等生产处境。

2.1.4优选数据传输模式，提高数据传输稳定性。为了保证数据传输稳定性和稳当性，在CMCC、GPRS、CDMA三种通讯方式中，优选了GPRS数据传输模式，实现了油井生产信息的实时采集与传输，保证产液量自动计量系统的切实性和分析数据的稳当性。

截至2022年底，大港油田共实施了2600余口抽油机井的软件计量技术，占抽油机油井总数的81%，均实现了数据实时、在线采集与处理。

2.2电泵井软件计量技术由于国内外尚没有可借鉴的成熟技术，针对电泵井的数据采集操纵与处理问题，大港油田通过技术研究攻关，在利用功图法数据采集操纵与处理的平台上，采用压差法举行液量计算，解决了电泵井的数据采集操纵与处理的瓶颈技术问题。

电泵井采用压差法远传在线计量技术，原理是根据动态参数（嘴前压力P1、嘴后压力P1、三相电流、电压U、功率因数）和静态参数（油嘴直径d、生产气液比Rs），利用多相流油嘴节流模型，电泵、电缆能耗模型，合作举升数学模型加以修正和拟合，计算出电泵井的混合流体流量，再用流量标定系数K计算得到电泵井井口计算体积流量。

2022年在10口电泵井上举行了现场试验，取得了告成，其计量误差均在5%以内，达成了现场生产的计量精度要求。

2.3螺杆泵井软件计量技术螺杆泵井软件计量是油井计量问题结果一个障碍，经过研究攻关，我们采用容积法软件计量技术告成解决了这一技术难题。

螺杆泵井采用容积法远传在线计量技术，产液量计算主要依据螺杆泵抽油系统力学计算数学模型和功耗计算数学模型有机复合，经修正和拟合，得到适用于螺杆泵井井况的产液量计算规律，计算出螺杆泵井的地面标准状况下的产液量。

计量原理：根据动态参数（转速、三相电流、电压U、功率因素、扭矩、载荷）和静态参数（生产气液比Rs），利用力学计算数学模型和功耗计算数学模型拟合，计算出螺杆泵井的地面标准状况下的产液量。

2022年在西一转的两口螺杆泵井举行了试验，其计量误差均在5%以内，达成了现场计量的技术指标要求。

3应用效果分析油井软件计量技术在港西油田、枣园油田、羊二庄油田、王徐庄油田、唐家河油田和新老区产能创办区块400余口新井地面创办中整体推广应用，实施后，老区地面工艺系统规模降低60%以上，撤销计量站205座；

取消配水间168座，消除安好隐患1100多处，地面系统本质安好明显提高；

产能地面创办周期缩短了70%以上，地面配套投资降低10%以上。

3.1简化了工艺流程，缩减了地面创办规模油井软件计量技术的应用，使得老油田地面工艺流程得到简化，地面系统规模大幅降低，集油管网规模裁减了62%，注水管网规模裁减了41%，裁减占地430亩。

3.2缩短创办周期，加快了产能创办进度新老区产能创办自2022年起没有新建一座计量站和配水间，产能地面配套创办周期缩短了70%以上，地面配套投资降低10%以上，新井产能付出率提高5%以上。

3.3信息自动采集，提高了生产管理水平油水井生产信息采集与管理平台的建立，变更了多年来数据人工采集方式，实现了自动采集与处理，大大降低了数据录入的工作量，裁减了人为因素影响，实现了油水井生产实时监测、故障诊断及报警，提高了油水井的管理水平。

3.4消释安好隐患，提升了系统本质安好通过缩减地面创办规模，优化场站布局，裁减了地面系统的节点，消释了安好隐患，地面系统本质安好得到明显提升。

3.5优化劳动组织，实现扁平化管理通过优化简化的实施，共取消203个基层班组，优化了劳动组织方式，由四级管理变成三级管理，实现了扁平化管理。在老区调整改造和产能创办中全面应用优化简化与标准化设计，取消用工总量约500余人，极大缓解了一线用工紧张局面。

4结语通过近几年