油井生产参数优化研究

油井生产参数优化研究

低渗透油藏的生产参数对油藏的生产有很大影响。在现场应用过程中，参数调整只是根据现场经验进行调整，而且非常有限。因此,确定抽油机井参数优化的科学方法,对油井生产至关重要。油井合理生产流压和油井产量有—定对应关系,可以通过矿场统计、理论计算等方式确定,根据超低渗流压研究成果,超低渗IPR曲线存在拐点,放大生产压差生产,并不一定能够提高油井产量,有时相反还会导致油井产量下降,只有在合理流压范围内生产,油井产能才能得到最大限度发挥,同时泵效也是影响油井产量的重要因素。通过分析研究认为:合理流压能够保证油井发挥最大生产潜力,合理沉没度能够保证深井泵高效工作。1低渗油组压力调整通常对合理流压的确定根据生产压差、流入动态曲线方程、合理泵效、开发经验等多种方法,最终进行综合优化。1.1合理生产压差计算低渗透油田油井采油指数小,油井见水后采液指数又大幅度下降,要保持一定的产能,必须要采取较大的生产压差,要保持较大的生产压差,需要保持较高的地层压力。根据长庆油田特低渗油田开发经验,油层压力保持在原始地层压力附近,可以保证油井有足够的生产能力及合理的开采速度。在油田开发过程中,生产压差存在一个合理界限,油井井底流压低于饱和压力时,油井附近局部脱气并形成两个区域,且流动形态各不相同,即:在地层压力高于饱和压力的区域为原油单相流动,在地层压力低于饱和压力的区域形成油气两相流动。通过考虑启动压力梯度和根据最小可流动喉道半径两种计算方法,确定刘峁塬长4+5油藏的合理生产压差为9.6～10.6MPa,长6油藏为9.4-11.9MPa,长8油藏为9.7～10.7MPa。前面确定了合理的地层压力保持水平和合理生产压差,即可确定合理流压。式中:Puf—生产流压,MPa;Pi—地层压力,MPa;ΔP-生产压差,MPa;长4+5油藏地层压力为16.6MPa,合理生产压差为9.6～10.6MPa,应用公式(1)可确定流压为6.0～7.0MPa。长6油藏地层压力为17.9MPa,合理流压为6.0～8.5MPa。长8油藏地层压力为18.7MPa,合理流压为8.0～9.0MPa。1.2低渗透油藏渗流压确定流入动态曲线方程较好的描述了储层流体向油井的流入动态特征。对于水驱油藏,当油井流动压力低于饱和压力以后,由于原油脱气,油相的流动能力将会发生变化。结合0.3mD基础理论研究成果,对该方法进行了修正,得到同时考虑启动压力梯度和压力敏感的压裂直井流入动态曲线方程:低渗透油藏渗流基础理论表明:启动压力梯度和压力敏感系数与渗透率之间存在定量关系。当流压降低时,在地层压力一定情况下,生产压差增大,单井产量提高;但随着流压的降低,井底周围渗透率下降,启动压力梯度和压力敏感系数增大;当流压低于饱和压力时,原油粘度也会增大,从而降低原油渗流能力,最终导致产量下降,因此超低渗油井产量存在极值点,油井流压必须保持在极值产量对应流压附近,油井才能发挥最大生产潜力。根据流入动态曲线可以确定刘峁塬长4+5油藏的合理流压为5.8MPa(见图1),长8油藏的合理流压为6.9MPa(见图2)。1.3最小流压与泵口压力根据油层深度、泵型、泵深,不同含水率条件下保证泵效所要求的泵口压力,由泵口压力可以计算最小合理流压。合理泵效与泵口压力的关系如下:式中:N—泵效;Pp—泵口压力,MPa;Fgo—气油比,m3/t;a—广天然气溶解系数,m3/MPa;fw—综合含水,小数;Bt—泵口压力下的原油体积系数。根据上式计算出不同含水时期泵效与泵口压力的关系。低渗透油藏渗流条件差,要求泵效达到40%。最小流压与泵口压力的关系式为:式中:Puf—厂最小合理流动压力,MPa;Pp—泵口压力,MPa;ρo—动液面以下泵口压力以上原油平均密度,g/cm3;Hm—油层中部深度,m;Hp—泵下入深度,m;Fx—液体密度平均校正系数。根据泵口压力与最小流压的关系求出最小流压,最后得到最小流压与含水率关系。刘峁塬长4+5油藏初期含水20%,应用上式即可求得最小合理流压为6.0MPa,长6油藏为5.2MPa,长8油藏为6.0MPa(见图3、图4)。1.4井底流压计算低渗透油藏油井采油指数小,为了保持一定的油井产量,需降低流动压力,加大生产压差;但对于饱和压力较高的油藏,如果流动压力低于饱和压力太多,会引起油井脱气半径扩大,使液体在油层和井筒中的流动性变差,对油井的正常生产造成不利影响。根据同类油藏开发经验,当流动压力为原始饱和压力的60%～70%时,采油指数最高,最低流动压力为饱和压力的50%左右。刘峁塬区长4+5油藏饱和压力为10.3MPa,由此计算该区长4+5油藏生产井合理流压为6.2～7.2MPa,最低流压为5.15MPa。长6油藏饱和压力为9.1MPa,合理流压为5.5～6.4MPa,最低流压为4.6MPa。长8油藏饱和压力为14.36MPa,合理流压为8.6～10.1MPa,最低流压为7.2MPa。综合上述四种方法,刘峁塬区长4+5、长6油藏生产井合理流压为6.0MPa,长8油藏生产井合理流压为8.0MPa。2降低抽油杆事故在实际生产中,沉没度、漏失量和冲程损失是影响泵效的主要因素,油井沉没度越大,泵吸入口压力越大,泵的充满系数越大,因此有利于泵效的提高。但是在保持合理流压的条件下,增加沉没度意味着要加大泵挂深度,抽油杆载荷增大,弹性伸缩量增大,这将导致冲程损失增加,载荷的增大还会增加抽油杆的断脱事故,缩短设备使用寿命。同时,沉没度增大,柱塞上下的压差增大,泵的漏失量也增大。因此必须确定合理沉没度,保证深井泵高效生产。实际生产中,油井生产情况比较复杂,理论计算只能给出变化趋势,与油田生产实际差别较大,合理沉没度的研究主要结合现场数据统计分析,通过曲线拟合的方法,确定合理沉没度范围。通过拟合发现沉没度和泵效基本符合多项式关系:式中Y为抽油泵效,X为泵沉没度。统计耿83区长4+5、长6油藏328口油井生产数据,绘制油井泵效与沉没度关系曲线(见图5)。根据大量数据拟合结果看出,泵效随着沉没度增加呈增大趋势,当达到一定程度,泵效提高幅度则越来越小。沉没度越低,泵效越低,当沉没度降低到一定程度时,泵效降低速度加快。由统计规律可以得出,当含水<60%时,沉没度保持在150～250m比较合理,泵效较高;当含水>60%时,沉没度<150m比较合理。3单次泵挂深度计算从上面研究可以看出,油井保持高效生产,必须满足油井合理流压和合理沉没度两个条件。根据公式:式中,h动—油井的最小合理流压Pwf对应的动液面,hs—油井合理沉没度。式中,pt—油井套压,Q—液体密度,hcd—测试动液面,hz—油层中深。从式(6)可以看出,确定了油井的合理流压和合理沉没度,油井的泵挂深度也随之确定。实际生产中,先确定合理流压,根据油井含水确定合理沉没度范围,通过式(6)确定油井合理泵挂深度。油井泵挂深度确定以后,可以优化油井地面参数,调整的原则是确保油井沉没度处在合理范围之内,这时油井处于最为合理的生产状态。4流压及抽淤参数偏结合前期理论研究,对研究区568口井进行了泵效、流压、沉没度及单井产液量相关性分析,统计结果(见表1、表2)。通过表1可以看出泵效大于40%的井平均流压为6.12MPa,平均沉没度为252m,平均产液量为3.52m3,现场统计与理论计算完全吻合。同时反应出研究区流压偏小,抽汲参数偏大。通过表2可以看出流压控制在5～7MPa范围内,泵效相对较高,且抽汲参数偏大。流压大于7MPa的井主要为高含水及水淹井影响。2010年在耿83长4+5、长6油藏针对抽汲参数偏大的问题,按照“先降冲次、后降冲程、最后间开、结合检泵降泵径”的原则,共优化参数164井次,其中调小泵径2井次,调小冲次81井次,间开81井次。参数优化后,理论排量由2295.68m3下调到1262.84m3,平均泵效由13.1%提升至29.8%,统计结果(见表3)。从表3可以看出,油井间开效果最好,81口井日增油47.48t,平均泵效由8.5%提升至31.9%,提高23.4%。其主要原因是前期抽汲参数偏大且泵挂较深,造成供排关系矛盾突出,动液面下降,流压不合理。经过参数优化,流压趋于合理,提高抽油泵效的同时,单井产量也得到有效提升,效果显著。5单因素优化分析提高泵效是个系统工程,就目前油田生产现状来说,主要是在保证正常产液量的情况下,努力的提高泵效。(1)超低渗井筒状况十分复杂,低产低效油井非常多,高含水高液面井多,治理难度比较大,油井合理流压研究为井筒治理提供了明确的方向。通过现场试验发现,合理流压对于油井高效生产非常重要,是油井参数优化的首要依据。(2)油井合理流压可以根据生产压差、流入动态曲线方程、合理泵效、开发经验等多种方法确定,依据合理沉没度确定油井合理泵挂,结合开展地面参数优化,能够最大限度发挥油井生产潜力,促使油井高效生产。由于超低渗油藏供液能力差、产能低,应尽量减少高冲次运行,减少抽吸过快而引起的泵筒充不满现象和抽油杆疲劳。(3)合理泵挂对于油井生产具有非常重要的意义。根据超低渗实际情况,相当一部分油井泵挂深度需要调整,泵挂太深导致抽油机、油杆负荷增加,断裂现象加剧;油井流压偏小,地层能量消耗加快,冲程损失增加,泵效、