陳旭輝

（中國石油長慶油田分公司坪北經(jīng)理部，陜西 安塞717408）

機采效率是指電能通過抽油機、抽油桿和抽油泵將液體舉升至地面過程中有效做功能量與系統(tǒng)輸入能量之比，機采效率的高低直接反映了有桿泵采油能耗水平。坪北油田是典型低滲透油田，2014年1月開井661口，全部采用有桿泵采油，平均單井產(chǎn)液量1.7t／d，近3年機采效率在20% 左右，有進一步提高的空間。為了節(jié)能降耗，提高原油生產(chǎn)效益，坪北油田開展了機采效率影響因素及治理措施研究，通過綜合治理，機采效率提高了1.3%。

1 影響坪北油田機采效率因素分析

1.1 地層能量低，供采關(guān)系不平衡

通過測試數(shù)據(jù)分析，因油井產(chǎn)液量低導(dǎo)致供采關(guān)系不平衡是影響系統(tǒng)效率的主要因素，因為產(chǎn)液量低導(dǎo)致供液能力不足和抽油泵泵效低。2014年1月，坪北油田日產(chǎn)液量小于1m3／d的油井有154口，占生產(chǎn)井?dāng)?shù)的1／4，這部分油井供采關(guān)系極不平衡，功圖普遍顯示嚴(yán)重供液不足，平均泵效僅為18.5%，平均井下效率為19.5%，平均系統(tǒng)效率僅為10.6%，遠低于油田平均水平。統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)，油井產(chǎn)液量每增加1m3／d，泵效提高5%～15%，系統(tǒng)效率可提高3%～6% 左右（圖1）。

圖1 油井產(chǎn)液量與機采效率分布關(guān)系圖

1.2 沉沒度較低

根據(jù)沉沒度與井下效率分布關(guān)系圖（圖2），沉沒度在200～300m時，系統(tǒng)效率最高。當(dāng)沉沒度小于200m時，隨下泵深度的增加，沉沒度變小，負載增加，原油脫氣加劇，系統(tǒng)效率降低。隨著開發(fā)形勢的變化，坪北油田沉沒度在2011年以來呈逐年下降趨勢，制約了井下效率的提高。

圖2 沉沒度與井下效率分布關(guān)系圖

1.3 井筒環(huán)境日趨復(fù)雜，無功損耗大

一方面，坪北油田注入水以清水為主，注入的洛河層清水水型為NaHCO3型，而地層水水型為CaCl2型，由于水型的不配伍，導(dǎo)致地層結(jié)垢，作業(yè)現(xiàn)場多次發(fā)現(xiàn)管桿泵結(jié)垢嚴(yán)重，在油井生產(chǎn)過程中垢物進入井筒；另一方面，油井普遍采用壓裂投產(chǎn)的方式，炮眼附近的巖石較疏松，造成地層出砂。隨著投產(chǎn)時間的增加，長時間未采取洗井措施，井筒臟物較多，加之油井普遍液量低，攜帶能力差，砂、垢等臟物進入泵筒后不易排出，造成抽油泵漏失，油井產(chǎn)量降低，無功損耗增加，導(dǎo)致井下效率下降。

1.4 部分抽油機平衡度不達標(biāo)

抽油機驢頭懸點運動加速度較大，如果平衡效果差，會造成抽油機載荷波動較大，在運轉(zhuǎn)工程中用于克服慣性載荷的負功明顯增大，系統(tǒng)效率降低?，F(xiàn)場測試表明，抽油機欠平衡或過平衡，都會增加系統(tǒng)的輸入功率，平衡度為80%～110%時電動機消耗功率最低。坪北油田由于早期使用的四型常規(guī)游梁式抽油機（CYJ4－1.8－13HB和CYJY4－1.8－13HB）存在設(shè)計缺陷，平衡率不達標(biāo)，且無調(diào)整余地，導(dǎo)致井區(qū)抽油機平衡井率偏低，2014年1月僅為69.6%，是影響機采效率的重要因素。

1.5 電機存在退磁現(xiàn)象

自2008年以來，坪北油田普遍采用永磁高效同步電機，該電機無功功率遠低于普通電機，起到了較好的節(jié)能效果。但是隨著使用時間的延長，永磁電機存在退磁現(xiàn)象，導(dǎo)致功率因素下降，統(tǒng)計分析發(fā)現(xiàn)投用時間越長的電機功率因素越低（圖3），從而造成地面效率下降。測試資料顯示電機功率因數(shù)不達標(biāo)的有16臺，0.4＜功率因數(shù)＜0.6的有103臺，占測試井?dāng)?shù)的26%，這部分抽油機平均地面效率為42.4%，低于油田平均值6%。

圖3 不同投用時間電機平均功率因數(shù)統(tǒng)計圖

1.6 日常管理不到位

一是抽油機電機皮帶過松，在使用過程中電機皮帶存在拉伸現(xiàn)象，皮帶拉長后未及時緊固，傳動時因受力不均相互錯動、打滑和振動，降低了傳動效率。二是盤根盒填料過緊，導(dǎo)致機采效率降低?，F(xiàn)場功圖測試結(jié)果證明，部分盤根盒密封填料過緊或盤根盒與光桿的對中性差，造成光桿在上、下行中摩擦阻力增加，引起抽油機懸點負荷變化0.5t左右，光桿功率損失增加0.5%～1%，造成井下效率降低。

2 提高機采效率措施

2.1 優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)

密切跟蹤油井生產(chǎn)動態(tài)變化，及時優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)，對能量充足，有提液潛力的油井上調(diào)參數(shù)排液，對地層供液能力差的油井下調(diào)參數(shù)降低排量。累計實施參數(shù)優(yōu)化138井次，其中上調(diào)參數(shù)18井次，平均單井日產(chǎn)液量上升1.4t／d，機采效率由18.6% 提高至23.4%；下調(diào)參數(shù)120井次，平均沖程由1.33m下降到1.28m，平均沖次由4次／分下降至3次／分，平均泵效從31.1% 上升到40.6%，平均單井日耗電下降2.4kW·h，系統(tǒng)效率由14.4%上升至18.4%。

2.2 推廣小直徑抽油泵

坪北油田屬于低滲透油藏，油井產(chǎn)液量低，部分油井采用“短沖程，低沖次”，Ф32mm普通抽油泵生產(chǎn)泵效仍然偏低，為此，坪北油田積極引進開發(fā)更小直徑的抽油泵，針對產(chǎn)液量小于1m3／d的油井推廣 Ф25mm抽油泵，產(chǎn)液量在1～1.5m3／d的油井推廣 Ф28mm抽油泵，共使用Ф25mm抽油泵7臺，Ф28mm抽油泵88臺，井下效率由39.6% 提高至49.0%，機采系統(tǒng)效率提高3.2%。

2.3 調(diào)整生產(chǎn)制度

針對因地層能量缺乏，間歇出液的低產(chǎn)液油井，通過不穩(wěn)定試井，摸索合理的生產(chǎn)制度，縮短開井時間，減少無功功率，大幅度地降低了油井能耗，累計調(diào)整78井次。平均單井生產(chǎn)時間由24小時縮短為12小時，產(chǎn)液量基本保持穩(wěn)定，日均耗電由38度下降至21度，單井日均節(jié)電17度。

2.4 提高抽油機平衡率

對有平衡調(diào)整余地的抽油機，優(yōu)先采取平衡調(diào)整措施，實施后地面效率上升2.5%，機采系統(tǒng)效率上升0.7%。對存在設(shè)計缺陷平衡無調(diào)整余地的老四型抽油機進行平衡改造（圖4），通過延長游梁長度的方式（圖5），增加尾部平衡重量，平衡率由56% 提高至92%，地面效率提高2.6%，機采系統(tǒng)效率上升0.8%。累計平衡調(diào)整42臺，調(diào)整后平衡井率由69.6%提高至75.6%。

圖4 平衡改造前

圖5 平衡改造后

2.5 提高電機功率因數(shù)

對存在退磁現(xiàn)象的永磁同步電機采取調(diào)整充磁措施，根據(jù)測試資料優(yōu)選了22臺功率因數(shù)小于0.6的電機開展先期試驗，調(diào)整后功率因數(shù)由0.52提高至0.91，地面效率提高到5.8%，機采系統(tǒng)效率提高1.6%（表1），取得較好效果。

表1 退磁電機調(diào)整充磁效果對比表

2.6 加強日常管理

現(xiàn)場測試檢查發(fā)現(xiàn)P80－117等42口油井皮帶過松打滑，P85－84等18口油井盤根盒填料過緊，P73－98等5口油井光桿不對中，于是進行了調(diào)整抽油機皮帶、盤根盒密封填料松緊度以及調(diào)整光桿對中，同時加強了抽油機的定期檢查保養(yǎng)工作，提高了減速箱皮帶輪的傳動效率，減小了抽油桿與盤根密封填料的摩擦損失，機采效率不斷提高。

3 結(jié)論及下步建議

1）受低滲透地層特征影響，地層能量低是坪北油田機采效率偏低的主要原因。因此，需要工藝與地質(zhì)相結(jié)合，不斷完善井網(wǎng)程度，加強有效注水，提高油井產(chǎn)液量，及時采取優(yōu)化調(diào)整措施，合理協(xié)調(diào)好供采關(guān)系。

2）地層結(jié)垢、出砂的油井，需要加強井筒環(huán)境治理，提高管桿泵運行質(zhì)量。如采取沖砂洗井等措施，及時清除井筒臟物，確保設(shè)備高效運行，是提高機采效率的有效手段。

3）繼續(xù)優(yōu)化下泵深度，減少原油脫氣，提高油井沉沒度。根據(jù)油層供液情況合理確定下泵深度，對于供液能力改善的油井上提泵掛深度，到達提高井下效率的作用。

［1］李修文，古小紅，崔效令.抽油機井系統(tǒng)效率低效井的分析方法［J］.油氣井測試，2002，11（04）：30－31.

［2］郭小哲，劉躍忠，孫寶龍，王霞.抽油機井系統(tǒng)效率方案優(yōu)選及因素分析［J］.鉆采工藝，2008，31（03）：92－96.