柳 東
(中國石油遼河油田分公司沈陽采油廠,遼寧新民 110316)
通過對油井的示功圖分析和泵的有效排量計算,來確認油井生產狀態(tài)。
油井在正常生產狀態(tài)下示功圖動態(tài)表現(xiàn)為兩種:一種是油井供液充足,功圖充滿度高;一種是油井供液不足,功圖充滿度不高??衫檬竟D的有效排量計算確定油井的生產狀態(tài)[2],確定有效排量前提是確定有效沖程。根據(jù)泵示功圖、閥開閉點的位置與柱塞有效沖程三者之間關系,確定有效沖程。有效沖程:L=(L1/L2)×S;有效排量= (L1/L2)×KSN(其中:L1為有效沖程橫坐標;L2為最大沖程橫坐標;K為泵徑系數(shù);S為最大沖程;N為沖次)?,F(xiàn)場用15%波動代替混合液體積系數(shù)變化和密度變化及其它各種因素產生的誤差,以減少計算步驟和提高分析效率[3]。
實例1:靜69-261(圖1)。測試日期:2011-01-05;泵型:44,沖次:2.94 r/min,最大沖程:5.59 m,實際計量液量為28.9 t。根據(jù)功圖計算:有效沖程4.8 m,有效液量30.9 t,有效泵效93.5%。
圖1 靜69-269示功圖
實例2:靜73-161(圖2)。測試日期:2011-01-28;泵型70;沖次4.08 r/min;最大沖程4.76 m,實際計量液量為48.1 t;根據(jù)功圖計算有效沖程為2.13 m;有效液量48.1 t;有效泵效為100%。
由于油管內混合物具有可壓縮性,根據(jù)柱塞有效沖程計算出的井下排液量并不等于地面產液量。利用示功圖計算液量可以確定油井單井生產狀態(tài)是不是正常的。有效泵效分三類:第一類是0.85≤Q實/Q有效≤1.15,當示功圖充滿度高時為供液充足;當示功圖充滿度不高時為供液不足。第二類是Q實/Q有效>1.15,當示功圖充滿度高時為連抽帶噴,當示功圖充滿度不高時為計量不準確。第三類是Q實/Q有效<0.85,油井處于不正常生產狀態(tài),示功圖充滿度高,功圖面積變小,認為是管漏;當增載線或卸載線變長,認為是泵漏[1-4];當0.5≤Q實/Q有效≤0.85,建議進行地面維護(洗井,碰泵,控套壓等),維持生產;當Q實/Q有效<0.5時建議修井作業(yè)。
圖2 靜73-161示功圖
通過對油井液面的研究確立合理沉沒度,合理沉沒度確立后可以有效決定油井提液分界線。
當油井處于正常生產狀態(tài)時,通過泵效與含水關系確定在泵效最大情況下的沉沒度。將油井的含水按照10%的級別進行遞增,劃分為60%~70%,70%~80%,80%~90%,90%以上4個含水區(qū)間,在抽油泵正常生產前提下,對相同含水級別的抽油機井以沉沒度為橫坐標,泵效為縱坐標,繪制了泵效隨沉沒度變化的關系曲線[5]。從圖3中看出,隨著沉沒度的增加,泵效增加,當沉沒度達到一定值時,泵效曲線逐漸變緩最終不再上升;沉沒度相同時,含水越高,泵效越高。最終確定:當含水大于90%時,沉沒度為200~250 m即可滿足要求,再增加沉沒度,泵效不增加;當含水為80%~90%時,泵效達到最大時,所需沉沒度為250~300 m;當含水70%~80%時,泵效最大時所需沉沒度為300~350 m;當含水為60%~70%時,泵效最大時所需沉沒度為350~400 m。
沈84-安12塊綜合含水為93.83%,其中95%以上油井含水在80%以上,在油井保持正常生產狀態(tài)下,以200~300m為界分段對油井供舉關系進行分析。當沉沒度低于200 m時,認為供液不足[7],供舉不匹配,供弱于舉,產液速度小[8];當沉沒度處于200~300 m時,認為供液產出合理,供舉匹配[9];當沉沒度大于300 m以上,認為供液過足,供強于舉,產液速度大[6]。
圖3 沉沒度與泵效關系曲線
注采比是注入水的地下體積與采出液的地下體積之比。注采比是表征油田注水開發(fā)過程中注采平衡狀況,反映產液量、注水量與地層壓力之間聯(lián)系的綜合指標。在注水開發(fā)過程中,油水井要進行配產配注。沈84-安12塊進入高含水開發(fā)期,合理的注采比可以有效地緩解平面、層間和層內矛盾,并使地層保持一定的壓力, 保證油井正常生產。
當油藏產液量基本穩(wěn)定時,確定地層壓降與注采比關系。沈84-安12塊注采比與壓降曲線見圖4,計算出目前合理注采比應為1.07左右。參照油藏描述及關于合理注采比理論研究,確定1.1作為合理注采比。
圖4 沈84-安12塊注采比與地層壓降關系
在油田開發(fā)初期,認為注水井注入水是均勻向四周擴散的,油井產液是周邊液體均勻流入井筒內,并以此制定合理的配產和配注;在實際開發(fā)中,注水井首先與周邊一線油井存在注采對應關系,在水井水驅方向和油井產液量來源于注水井的方向比例系數(shù)不確定下,將注水井水量平均劈分給周邊一線有注采對應的油井,同時將油井液量平均劈分給周邊一線有注采對應關系水井。這樣由于每口水井注入量不同,每口油井產液量不同,產生的注采比并不相同。由于沈84-安12塊油水井多,在單井注采比研究中存在一定誤差,把合理注采比放大范圍,認為當注采比范圍在0.9~1.3是注采合理[10];當注采比大于1.3時認為是注強于采;當注采比小于0.9時認為是注弱于采。
結合沈84-安12塊基本情況和生產經(jīng)驗,根據(jù)示功圖、沉沒度和注采比三者之間的關系,確定了12種提液時機分類,見表1。
(1)利用示功圖、沉沒度、注采比三者之間關系分析單井動態(tài)及提液時機,在現(xiàn)場中很實用,有效提升了油井生產時率和泵效。
表1 十二種動態(tài)關系分類
(2)在單井狀態(tài)確認時要充分考慮各因素帶來的不確性,合理確認誤差范圍。
(3)由于儲層的非均質性,注水量和產液量的劈分較難確定,明確注水井各層注水量方向比例,確定生產井產液量來源于個注水井的方向比例系數(shù),從而最大限度解決高含水后期的層間矛盾和平面矛盾,滿足油田穩(wěn)油控水的需要。
[1] 孫衛(wèi)娟,馬來增,湯恒斌.有桿泵抽油系統(tǒng)常見井下故障分析[J].石油礦場機械,2002,(4):85-87.
[2] 吳偉,王瑋.機械式有桿泵抽油井示功圖的識別[J].石油礦場機械,2007,(4):44-46.
[3] 歐陽傳湘,劉一江,李媚,等.一種識別抽油機井示功圖的新方法[J].江漢石油學院學報,2000,(3):76-78.
[4] 張楠.基于示功圖分析的抽油機故障診斷系統(tǒng)[D].遼寧大連,大連理工大學,2009.
[5] 陳德春,薛建泉,廖建貴,等.抽油泵合理沉沒壓力的確定方法[J].石油鉆采工藝,2003,25(5):75-78.
[6] 盧建平,劉文業(yè).抽油機井合理沉沒度與泵效關系探討[J].河南石油,2002,16(2):43-44.
[7] 付長江,楊樹泉,楊鳳波.抽油機井上調參技術界限的確定[J].油氣田地面工程,2005,24(4):29-30.
[8] 張興海.調小參數(shù)對低沉沒度抽油機井的影響[J].油氣田地面工程,2006,25(9):17-18.
[9] 盛國富.合理沉沒度及泵況控制圖的確定[J].國外油田工程,2006,22(9):34-36.
[10] 林日億,孫茂盛,張邵東.有桿抽油泵沉沒度的優(yōu)化設計方法[J].石油大學學報(自然科學版),2005,29(4):87-90.