提高油藏开发单元系统效率方法探索(ppt 53页).ppt

提高油藏开发单元系统效率方法探索,孤岛工艺所2011.01,汇报提纲,一、前言二、分开发单元系统效率分析三、2010年提高系统效率基本做法四、2011年提高系统效率方法探索,一、前言,目前采油厂抽油机井开井2241口，占油井开井数的93。年耗电量18583104KW.h，占全厂耗电量的37.02，年平均吨液耗电量3.9kw.h/t，百米吨液耗电0.63KW.h/100m.t，平均系统效率33.68。,一、前言,系统效率是衡量生产系统能耗的重要指标，也是体现采油厂管理水平的主要标志。目前存在系统效率高低不平衡、低效井多的问题。据测试资料统计，系统效率小于20的井484口，占测试井的26.1，能耗是高效井的2.3倍。通过分析，找出系统效率低的问题井和潜力井，实施有效措施，提高系统效率，节能降耗。,汇报提纲,一、前言二、分开发单元系统效率分析三、2010年提高系统效率基本做法四、2011年提高系统效率方法探索,二、分开发单元系统效率分析,统计2008年以来的系统效率测试资料，三年维持平稳，2010年稍有提高，尤其是稠油单元提高明显。,1、分开发单元系统效率现状分析,按开发方式统计，2010年稠油单元的系统效率最高，其次是聚驱单元，水驱单元最低。分析原因为：稠油单元能量利用充分、效率损失是主要问题；水驱单元能量利用不充分、偏磨漏失严重；聚驱单元油水转相、油井腐蚀偏磨漏失是主要问题。,1、分开发单元系统效率调研及存在问题分析,(1)稠油单元,1、分开发单元系统效率调研及存在问题分析,稠油单元系统效率最低的是渤21-89块，其次是南区稠油和中二北稠油，同时百米吨液耗电是高效井的2.3倍。主要原因是这些单元原油物性差、开发难度大，供排协调关系差。,(1)稠油单元,1、分开发单元系统效率调研及存在问题分析,通过工况分析，参数偏大区是稠油单元存在的主要问题。因此，系统效率、能耗和宏观控制图两个角度均说明对这两个区的治理是今后的主要工作。,在聚驱单元中，南区Ng3-6注聚单元的系统效率最低，百米吨液耗电最高。该单元腐蚀严重，杆管配置、生产参数配置也有一定问题。,(2)聚驱单元,1、分开发单元系统效率调研及存在问题分析,通过工况分析，生产参数偏大区和断脱漏失区是聚驱的主要问题，是今后主要的治理区域。,(2)聚驱单元,1、分开发单元系统效率调研及存在问题分析,(3)水驱单元,1、分开发单元系统效率调研及存在问题分析,水驱单元的系统效率普遍偏低，平均系统效率32.9，问题井较多，这与单元产出液的性质、油井偏磨程度有很大的关系。,通过工况分析，生产参数偏大区和断脱漏失区是水驱单元的主要问题，是今后主要的治理区域。目前采油厂偏磨井570口，有62.1的偏磨井在水驱单元，占后续水单元生产井的47.2。油井偏磨是造成系统效率低的主要原因，也是今后防偏磨治理，减少断脱漏失的主力方向。,(3)水驱单元,1、分开发单元系统效率调研及存在问题分析,利用抽油机井宏观控制技术找出问题井和潜力井。统计的1857口井中，合理区井占50.38，合格井（合理区待落实区况外泵效大于100的井）占67.1，和管理局要求的指标还有一定距离。,2、提高系统效率潜力分析,工况分布区域,从系统效率、百米吨液耗电以及工况区域的分布可以看出，百米吨液耗电高的井主要存在于参数偏大、断脱漏失区和沉没压力过小的况外区，断脱漏失区的百米吨液耗电是合格区井的2.5倍，参数偏大区域的百米吨液耗电是合格区井的3.6倍，图框外区的百米吨液耗电是合格区井的3.5倍。,2、提高系统效率潜力分析,百米吨液耗电与工况分布,从经济效益考虑，断脱漏失区、参数偏大区、参数偏小和沉没压力过小的图框外区等4个区域是低效益区域，这是今后提高系统效率潜力区，目前这几个区域共有611口井，其中包括断脱漏失221口，参数偏大区284口，参数偏小区30口，图框外76口。,2、提高系统效率潜力分析,表16系统效率分级和工况区域井数,系统效率公式有效功率/输入功率100%,3、影响能耗效率的因素分析,当地面设备运行正常，抽油机达到平衡，地层物性和原油物性确定的情况下，对系统效率的影响主要是泵效、沉没压力、生产参数等。,3、影响能耗效率的因素分析,泵效与系统效率的关系,（1）泵效对系统效率的影响,3、影响能耗效率的因素分析,（2）沉没压力对系统效率的影响,沉没压力过高或者过低都会降低系统效率，因此选择合理的沉没压力是保持较高系统效率的关键。,3、影响能耗效率的因素分析,（3）生产参数对系统效率的影响,主要是泵径、冲程、冲次对系统效率的影响，而生产参数的影响主要表现在冲次对系统效率的影响。对于稠油单元：转周初期，原油粘度低，冲次高，泵效高，举升过程中摩擦损失和滑脱损失较低，系统效率高；在生产后期，粘度降低，为了达到泵高的充满系数，冲次降低，但举升过程中摩擦损失和滑脱漏失增加，系统效率低降低。,孤岛东区稠油单元冲次与井下效率关系,3、影响能耗效率的因素分析,（4）生产参数对系统效率的影响,对于水驱和聚驱单元，温度相对稳定，冲次对系统效率的影响主要表现在冲次对液量的影响，冲次越高，产量越高，系统效率越高，但又增加了杆管的不稳定性，引起偏磨严重，免修期短。所以生产参数和系统效率应该有一个协和点，尽量在提高系统效率的同时延长油井免修期。,汇报提纲,一、前言二、分开发单元系统效率分析三、2010年提高系统效率基本做法四、2011年提高系统效率方法探索,三、2010年采油厂提高系统效率基本做法,2010年围绕提高系统效率基本做法1、在技术管理方面完善抽油机井宏观控制技术;推进六西格玛目标管理方法；2、在技术决策方面加强稠油井的阶段性措施优化；建立孤岛西区优化设计示范区；3、在工艺配套方面针对性改进抽油泵。,三、2010年采油厂提高系统效率基本做法,1、技术管理方面,(1)完善抽油机井宏观控制技术,进行宏观控制模板单元划分,模板的准确性是油井动态分析的基础，针对以往模板的存在问题，2010年采油厂按开发方式、油藏类型、原油物性等特征，将77个单元归类整合，形成了29个宏观控制模板，更好地指导油藏精细管理。,建立宏观控制模板,通过对泵效、沉没压力、特殊井边界对29个模版逐一确定六个边界线。,1、技术管理方面,(1)完善抽油机井宏观控制技术,精细宏观控制图的工况分析,针对影响油井工况的因素进行全面分析，着手进行单井工况评价、培养长寿井稳升井组等管理措施，使油井的生产状况逐步转好，促使其向合理区进行转换，以进一步提升油井的生产管理水平。,(1)完善抽油机井宏观控制技术,1、技术管理方面,宏观控制图整体查询浏览及精确定位,油田整体运行情况报表,完善安全管理机制,增强的单井（多井）工况历史跟踪图,问题井的措施意见分析审核和实施情况跟踪,2010年抽油机井宏观控制图网上应用系统中新增6项功能,实现宏观控制图网上运行管理,宏观控制图的对比及分析,(1)完善抽油机井宏观控制技术,1、技术管理方面,(2)推进六西格玛目标管理方法,六西格玛管理方法是将工作对象作为一种流程，按照DMAIC（界定、测量、分析、改进和控制）的步骤，采用量化的方法分析流程中影响质量的最关键的因素加以改进，从而达到更高质量水平的先进管理方法。,2010年初采油厂成立了“提高机采效率，降低用电消耗”项目组。根据油藏类型和生产方式，把项目组分成了提高常规水驱、稠油、馆1+2、螺杆泵系统效率，降低用电消耗4个项目组。实施目标：系统效率提高1.2,1、技术管理方面,(2)推进六西格玛目标管理方法,1、技术管理方面,D（Define）定义阶段,定义了两个变量：系统效率，和吨液耗电。,M（Measure）评估阶段,对影响吨液耗电和系统效率的七个变量进行测量,A（Analyze）分析阶段,分析影响系统效率、吨液耗电的显著因素。,I（Improve）改进阶段,验证变量影响程度，建立关联方程。,C（Control）控制阶段,建立控制流程图，根据流程图，制定相应标准。,(2)推进六西格玛目标管理方法,1、技术管理方面,截至到2010.12，项目组工作全部结束1、制作了油井取样及含水率测定方法标准，提高了全厂原油化验含水准确性。2、通过应用假设检验、回归分析、多元相关性方法找到了影响螺杆泵与抽油机系统效率的显著影响因子，并做出了系统效率与其显著影响因子的相关性矩阵图，为系统效率的优化提供了参考依据。3、通过实验设计找到了试验井的系统效率与冲程、冲次、平衡度、负载之间的关系，并量化了各影响因素的相关性，为系统效率的优化提供了实验依据。4、根据DMAIC的流程，对应设计出了机采系统效率优化流程，并根据优化流程，分别制订了分项目组的系统效率优化标准,项目完成情况,(2)推进六西格玛目标管理方法,1、技术管理方面,项目取得的成果,（1）转周初期：产液温度较高，产液粘度较小，油层供液能力较好，液面较浅，这种情况与试验井注汽后情况相似，这类井的改进方案是高冲程、高冲次生产，冲程、冲次确定后地面调整高平衡度。（2）转周中后期：产液温度有所下降，产液粘度上升，油层供液能力下降，这时采用高参数会出现油井供液能力不足，泵效降低，产液量下降，这时要及时用PeOffice软件进行优化，把油井调至最合适的参数生产，最后调至高平衡。,2、技术决策方面,(1)加强稠油井的阶段性措施优化,稠油单元措施实施前后系统效率对比表,针对孤岛西区躺井率高、系统效率低的现状，建立了优化设计示范区。分析主要原因为参数不合理和偏磨严重。2010年来共实施优化设计43口，平均上提泵深60.4米，沉没度由474.5米降低到347.1米，43口井平均单井月耗电降低654KW.h，吨液耗电量降低0.17KW.h/t。,(2)建立孤岛西区优化设计示范区,2010年孤岛西区优化设计前后效果对比,2、技术决策方面,泵效是提高系统效率节点中最重要的环节。但随着高含水增加，产出液腐蚀性增强，以及出砂的影响，泵的不适应性越来越差，主要表现在，泵效下降快，躺井率升高等。,3、工艺配套-针对性改进抽油泵,抽油机井泵效变化趋势,抽油机井躺井变化趋势,和2008年相比泵效降低了2.2，躺井率增加了1.57。,据2010年初对806口井的统计，共检泵1216井次，平均年检泵频次1.51次，其中2次以上的井占59.5，3次以上占6.8，4次占到1.4。,2009年抽油机井检泵井次统计表,3、工艺配套-针对性改进抽油泵,从躺井原因分类可知，泵的因素引起躺井占47，是主要原因，平均泵的高效期为284天，检泵周期为380天。,2009年度抽油机井检泵作业原因分类统计,3、工艺配套-针对性改进抽油泵,从抽油泵失效形式上看，固定阀腐蚀刺漏占到61.4；柱塞磨损、腐蚀、游动阀罩断、上下压帽断脱等原因占到31.4。泵筒腐蚀有筒和裂缝共有19井次，占到4.3；游动阀漏失13井次，占2.9；,2009年度抽油机井抽油泵失效形式分类统计,3、工艺配套-针对性改进抽油泵,（1）针对螺纹脱落现象所采取的措施螺纹尺寸加长改用高强度不可拆卸胶更换带锥角的全丝螺钉（2）针对上部开式阀罩断裂现象所采取的措施45#钢改用35CrMo钢缩短阀球冲程与阀罩间的间隙（3）针对气蚀现象所采取的措施减小下游动接头、固定阀座接头内孔尺寸,改进内容,改进前后抽油泵压冒,3、工艺配套-针对性改进抽油泵,截止到2010年11月共应用改进泵851台，实施后躺井64井次。,躺井原因对比表,应用效果,改进后，抽油泵造成的躺井占躺井数的31.3%，比改进前下降了6.3。,3、工艺配套-针对性改进抽油泵,从抽油泵失效形式看：抽油泵改进后固定凡尔漏降低了5.8%，上压帽断脱降低了11.7%，下压帽断脱下降了2.5%。,抽油泵失效形式,3、工艺配套-针对性改进抽油泵,通过对90口改进泵实施前后同期泵效对比：,初期泵效明显优于改进前，但到第5个月后泵效下降速度比实施前较快,3、工艺配套-针对性改进抽油泵,汇报提纲,一、前言二、分开发单元系统效率分析三、2010年提高系统效率基本做法四、2011年提高系统效率方法探索,四、2011年提高系统效率方法探索,四个建立,两个加强,一个完善,加强抽油机井宏观控制技术运行管理加强水驱单元长效投入和优化设计工程推进,完善优化设计基础数据,（1）建立抽油机井系统效率优化运行系统,抽油机井系统效率控制图,1、四个建立,（1）建立抽油机井系统效率优化运行系统,1、四个建立,（2）建立螺杆泵井系统效率优化系统,将系统效率数据按照系统效率高低，分类整理，将低于螺杆泵平均系统效率的井，做为下步优化治理工作的首选。,螺杆泵系统效率控制图,1、四个建立,（2）建立螺杆泵井系统效率优化系统,1、四个建立,（3）建立稠油单元优化设计示范工程,2011年继续把稠油单元优化工程当成采油厂优化设计示范工程。利用六西格玛管理法巩固提高系统效率的改进措施、固化管理制度流程；以稠油井阶段性优化设计为技术支持，制定整体整改措施。加强方案运行与现场实施的结合，确保实施到位。达到在提高稠油单元系统效率的同时延长生产周期。,四个建立,（4）建立泵效免修期预警系统,以单元（单位）平均泵效、平均免修期作为预警指标。平均泵效或免修期改变，四边形的位置就会发生改变，把平均泵效降低1-2或免修期降低5-20天对单元（单位）进行预警提示，适时进行生产监督，同时和生产预警相结合，警示指导决策者和技术工作者及时拿出改进措施。,1、四个建立,（1）加强抽油机井宏观控制技术运行管理,（2）加强水驱单元长效投入和优化设计工程推进,水驱单元目前系统效率最低，油井偏磨严重，问题井最多，是采油厂宏