抽油机井气体影响状况分析.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除抽油机井气体影响状况分析本文结合2003年至今的施工总结，归纳出气影响对抽油机井机、杆、泵的具体危害，并针对此现象采取一系列的措施，取得了一定的效果。事实还说明，及时优化参数，不仅可避免气体影响油井泵况，还可避免近井地带脱气圈对油流的阻力，反而使油井增产。主题词：注采不平衡 气影响 液击1.基本概况305队位于萨尔图油田萨北开发区北三区东部,北接壤于北部过渡带， 1966年投入开发, 按井网划分, 经历了基础井网阶段,(采油井10口)和一次加密调阶段,(共有采油井46口)管理面积3.9平方公里, 开采层位是萨、葡、高油层，地质储量2184.3万吨, 可采储量882万吨,原始地层压力11.91MPa,饱和压力11.21 MPa,平均单井射开砂岩厚度17.23米,有效厚度10.2米,地层系数2.782平方微米米,共有油水井75口, 其中采油井56口,注水井19口,(其中包括北3-2-060、2-061、2-063三口采油井转为注水井)截止04年4月底累积采油666.7503万吨,采出程度30.52%,采油速度0.55%,累积注水1147.1320万立方米，年注采比0.39。2. 气影响的产生由于305队地区一直处于注采不平衡的状态下，致使地层压力逐年下降。（见表1）表1 地层压力对比年份原始地层压力（MPa）饱和压力（MPa）地层压力（MPa）200011.9111.2112.16200111.9111.2112.08200211.9111.2111.71200311.9111.2111.57当地层压力低于饱和压力以下时，溶解在油中的天然气会分离出来，于是出现了油气混流，即油流中夹有气泡流动。当气泡或液滴在变径毛细管中流动时，遇到窄口半径小于气泡或液滴半径时，便受到阻力，要通过比本身小的窄口时，就必须变形，由原来的球形变成非球形，这样就必须增加表面积，因为同体积的气泡或液滴以球形的表面积最小。增加表面积需要额外消耗能量，即使气泡或液滴后面的压力P3大于前面的压力P1某一值，需要这么一个附加压差，如果没有这个附加压差，气泡或液滴就不能通过窄口。当R1=r时，P有最大值，表示气泡或液滴通过此窄口最小应有2（1/R1-1/R2）大的压差，否则气泡或液滴便通不过半径为r的窄口，将会造成气泡或液滴对孔道的堵塞。图1R1P3R2rP1P2上述情况，对于一个气泡或液滴来说其阻力是不大的，但是，在原油流向井底的过程中，要经过无数个窄口，如果是气泡，在流动过程中，随压力的不断下降，气泡又不断地增多和增大，这些阻力叠加起来是十分可观的。随着分离出的气泡不断的增多、增大，阻力也不断增大，再加之地层原油中溶解气的大量分离出来，使得原油粘度逐步增大，而一般情况下，原油中分离出的溶解气要超越原油在前流向井底，这样就使抽油机泵筒内充满大量气体。3.气影响对抽油机井的危害气影响不仅降低了泵效，还致使沉没度不够、泵内井液充满不好，抽油工况不理想，这就出现“抽空”现象，导致“液击”的发生。井下抽油泵在上冲程中，当泵腔未被液体完全充满时，泵腔顶部将会出现低压气顶，随后在下冲程中，游动阀一直处于关闭状态，直至与液体接触时的一瞬间液压突然升高，阀被打开为止。这一工况称为“液击”。而“液击”对抽油机的危害很大。我们对2002年至今已返回施工总结的检泵井进行分析统计，发现其中杆断10井次，凡尔漏失13井次，油管螺纹漏失8井次，而它们出现问题前处于气影响状况工作的有24井次，占检泵井数的72.73%。表2 检泵比例检泵总井次 项目检泵原因检泵井次比例(%)33断脱1030.3泵漏失1339.39油管漏失824.25其它26.063.1容易产生泵漏“液击”会使抽油泵游动阀组件损坏加剧，同时加快泵筒破裂和固定阀失效。这是因为“液击”产生一瞬间突然升高的液压对泵筒、阀体冲击力很大，当长时间处于此种状态下工作，会使泵筒、阀体破裂，从而导致泵的漏失。对已经返回施工总结的漏失检泵6口井中，其中4口井在泵漏失前处于气影响下进行生产，如北3-丁3-47井。北3-丁3-47井2003.5.13示功图北3-丁3-47井2003.6.17示功图3.2会使杆管产生偏磨抽油杆柱联结在一起属细长杆，是一根长弹簧。在弹簧下端突然增加一个交变载荷，就会产生振动。抽油杆在一个冲程中单程振动34次，抽油杆弯曲一次将对油管产生一次冲击，增加了偏磨的程度和范围。振幅越大，冲击力也就越大。由于“液击”现象的产生，增加了振动幅度，在中和点部位增加了轴向压力，将增加抽油杆弯曲冲击的动量和冲量，这将增加杆柱的轴向作用力。这使杆柱失稳弯曲，抽油杆受到轴向力加大，随之产生的侧向力加大，从而加快了杆管的偏磨。在返回施工总结的5口断脱检泵中，3口井有偏磨现象。北3-丁3-45井2003.12.17示功图北3-丁3-45井2004.5.17示功图在抽油杆断脱以后，由于抽油杆重量的减少，示功图的下载荷线由于承担抽油杆的重量，所以应该下移，上载荷线是承担抽油泵和抽油杆的重量，即P大=P杆+P液 ，在断脱后，抽油杆不再承担抽油泵的液柱重量，是下降的。从前后示功图对比我们可以看出该井最大载荷由71.98KN下降到19.39KN。4.相应措施针对气影响的危害，我们采取了相应的措施：4.1优化参数。消除气影响，下调参是一个行之有效的办法。2003年至今我队对气影响严重、沉没度低的8口抽油机井进行了下调参，效果比较明显，沉没度上升、气影响消失。例如北3-丁2-46井，2003年4月3日冲次由9次下调为6次。表2 调参效果对比日期动液面深度（米）流压（MPa）泵效（%）功图分析2003.3909.363.0445.8气影响2003.5681.253.9461.1正常北3-丁2-46 2003-3-17功图北3-丁2-46 2003-5-16功图4.2间抽制度我队对进行下调参，但仍无法正常生产的井执行间抽。这样即不影响产量，又能保证抽油机井在合理的工况下进行生产，延长检泵周期。例如我队北3-丁3-60井，在参数已经调至最小时，仍然消除不了气影响，一直处于低流压、低沉没度的状况下生产，对抽油机的危害很大。所以，该井于2004年9月开始执行间抽。北3-丁3-60 2004.8.13功图北3-丁3-60 2004.9.19功图表3 间抽前后对比数据日期冲程（米）冲次沉没度（米）流压（MPa）泵效（%）功图分析2004.82.1682.353.5313.8气影响2004.92.16398.065.0920.1正常从表中我们可以看出，效果比较明显，功图正常、沉没度上升、泵效上升，抽油机处于合理的工况下进行生产。4.3注水井调整对于气影响较大的油井，单纯的通过下调参数，增大沉没度的方法并不十分有效，而主要还是要通过调整周围注水井来解决。2003年我队新投注水井5口，其中3口油转水，取得了一定的效果。例如北3-2-063井在2003年9月25日转注、12月15日分注，与该井连通的北3-丁2-60井在2004年受效。表4 受效前后对比日期动液面深度（米）流压（MPa）泵效（%）功图分析2004.1703.833.2524.9气影响2004.2696.393.2627.6正常北3-丁2-60 2004-1-15功图北3-丁2-60 2004-3-13功图SI4+5a层沉积相带图从沉积相带图中可以看出北3-2-063井与北3-丁2-60井连通状况较好，以SI4+5a小层为例，两口井同处于主体席状砂之中，属于一类连通。北3-2-063井注水后，北3-丁2-60井见效明显。5.几点认识尽管我们通过一系列的方法解决了一部分的问题，但还有一部分井处于气影响条件下进行生产，气影响井数还是居高不下，气影响井数占生产井数的29.27%。表5 2004年5月功图分析示功图分析井数平均沉没度气影响1284.54漏失7460.26正常21490.49（1）加大我队的注采结构调整，提高油层供液能力，从根本上解决气影响现象。（2）气影响、