中石化胜利油田有限公司现河采油厂1

1、史南油田机采系统节能技术改造可行性研究报告东营华威石油工程技术有限责任公司2007 年 02 月目录一、方案概况1、编制依据2、编制的目的3、编制原则4、设计指标及范围5 遵循的规范、标准二、区块油藏特征与开发现状三、区块油井系统配置与工况描述四、区块机采系统效率状况分析暨技改的可行性评价五、提高机采系统效率的技术路线和方法六、提高系统效率措施及投资安排七、技术指标及经济效益预测史南油田机采系统提高系统效率技改方案一、方案概况1 、方案编制依据现河采油厂史南油田2004 年 9 月 xxxxx块机采系统设备现状调查和单井机采效率测试与节点效率分析以及油井工况分析（详见附表）。2 、方案编制的目

2、的史南油田是典型的薄层低渗透油田，注采管理难度大、产能低、吨油成本高、开采效益相对较低是目前低渗透油田开采的普遍特征。提高油井系统效率、延长油井免修期，最大程度地降低单位原油生产成本是史南油田良性开发、提高效率的必由之路。结合区块开发特征及中长期开发规划，充分考虑影响机采系统效率的各个因素及节点效率，利用技术适应性强且成熟、先进、实用的节能技术和抽油设备，在满足产量要求（产量基本不变）的条件下，力求大幅度地提高系统效率，降低单位能耗，达到降本增效、提高区块开发效益的目的。3 、方案编制的原则3.1科学化、系统化原则方案从基础指标分析入手，影响因素分析、技术路线、技术应用、效益评价环环相扣；加之

3、采用节点分析的方法，不同的井况采取不同的技改措施，使提高系统效率技改方案具有显著的科学性与系统性。3.2投资效益最大化原则技改方案不但注重系统效率提高、吨液节电率等经济技术指标，更追求最终投资效益。配套硬件的技术适应性与环境适应性充分依据采油工艺原理，并充分考虑采油现场环境，技术设备不但节能效果好，而且耐用性强，确保投资效益的最大化。3.3 务实性原则与操作便捷性原则本着具体问题具体分析或节点分析的原则，对技改对象分类管理、区别对待，依据技改对象的系统配置的合理程度采取不同的技术路线与技改措施。提高系统效率集成技术还具有操作便捷的显著特点，保证了方案的可执行性。4 、设计经济技术指标及范围4.

4、1 设计经济技术指标从史南油田机采系统效率现状分析，技改前平均机采系统效率20.64%，依据油田开采特征及系统技改后的系统配置水平，预测技改后在油井产能基本不变的条件下，系统效率可达到28%以上，达到该类开采特征油田系统效率的较高水平，平均有功功率由10.23kw降到 7.2kw，吨液节电率达到21.0%以上，年节约电费1280000 元。此外，技改后免修期可由520 天延长至 635 天，达到该类开采特征油田油井免修期的较高水平，杆管年报废率降低25%，每年可节约更换管杆费用350000 元，节约油井维护费用 250000 元。同时，由于作业周期的延长，相应的降低了油藏受污染的频次，可有效的

5、降低油层改造费用、提高采收率。上述几项属于间接效益，不列入本次技改效益预测与评价之内。4.2 设计内容与范围优化设计的主要目标函数是日产液量ql 、系统效率 、泵效 _pump、吨液耗电 qe；设计内容主要是建立抽油单元科学合理的供排体系、电动机配置等。5、遵循的规范、标准（1）油田机械采油系统效率测试和计算方法sy/t5266-1997。（2）油田企业节能检测综合评价方法sy/t6275-1997（3）油田企业节能产品节能效果测定sy/t6422-1999。二、区块油藏特征与开发现状1 史南油田油藏特征史南油田是典型的低渗透油田，油田主要包含史深100、史 3 块、史 8-170 块、河87

6、 块等四个区块 ，主要含油层系为砂三段， 油层埋深 27703260 米，区块含油面积 20.7k 2，地质储量 1938104t，标定采收率 21.2%，可采储量 368104t。史南油田层多、层薄、渗透率低、产液指数小、单井产能低，是典型的低渗透油藏。（1）储层特征该地区储层埋藏较深 (31003400m)，储层具有微孔隙、微裂缝双重孔隙介质特征，平均孔隙度为 18.5%，平均渗透率为 13.310-3m2，单砂体内部的物性变化受沉积微相控制，核部砂体孔渗性最好，中部次之，边部砂体较薄，孔渗性最差。（ 2）流体性质史深 100 地区沙三中油藏属于自生、自储式油藏，形成了低密度、低粘度的优质

7、原油。地面原油密度为0.8543 0.9059g/cm3，粘度为 7.9282m.pa.s，地下原油密度为0.7458 0.8059g/cm3，粘度为 0.53.26 ，原始气油比 36.63 84.7m3/t。地层水矿化度较高为111562186294mg/l，水型为 cacl2 型。2、史南油田油藏开采简历及开发现状（1）开发简历史南油田自 84 年试采到目前，大致经历了以下三个开采阶段：第一阶段，试采及产能建设阶段（84-93 年）该阶段主要进行油井试采，方案规划及产能建设，注采配套完善，并在各项试验的基础上，对区块生产方式进行试验优选。 到 91 年底，主体完成产能建设，采用 320m

8、*320m五点法面积注水井网，采取水力泵深抽，优选本区馆陶组浅层水作注入剂进行全面注水开发。此时该块建成年产15 104t 的生产能力。 1992-1993 年，进一步深化油藏基础研究工作，先后在油藏东部和西部进行扩边完善，钻新井24 口，完善注采配套工程，使该块产能增加到 23*104t 。第二阶段，含水上升，产量递减阶段（94-99 年）该阶段由于油田多层合采合注，层间物性差异大的矛盾日益突出，水井吸水不均衡，部分油井单层突进，使油井含水由 94 年的 7.4迅速上升到 99 年的 56.5，油田进入递减阶段。阶段末开油井 65 口，日产液 896t/d，日油 389t/d，含水 59.5

9、%，年产油 9.14 104t；开水井 34 口，日注 1340m3/d，年注采比 1.26，阶段采出程度 5.4%，平均年采油速度 0.9%。第三阶段，完善注采，稳定生产阶段（2000-目前）针对产量下降、含水迅速上升的不利形势，2000 年以来，通过强化油藏研究工作，针对油田开发动态中出现的矛盾，精细油藏描述，采取油水井对应补孔、完善注采，在边部储量动用程度较低的区域钻完善井22 口等措施，有效的控制了含水上升，含水维持在 50 56之间，年产油量稳中有增，由99 年的 9.1104t 持续上升至 2003 年的14.2 104t。（2）开发现状截止到 2004 年 8 月底，史南油田开油

10、井 131 口，日产水平 1356/509/62.4% ，平均单井产液水平 10.5 吨，平均动液面 1560.1 米，采油速度 1.01 ，采出程度 16.96 ，月注采比 1.35 ，累计注采比 1.28 ，自然递减 2.83 ，综合递减 -6.25 。三、区块油井系统配置与工况描述史南油田举升方式为抽油机有杆泵生产，抽油机以12型普通游梁式抽油机为主，其中 12型普通游梁式抽油机 51口，占装机总数的 50.49%，配套电动机容量 55kw，平均负载率 26.8%，平均载荷利用率 61.2 %，平均扭矩利用率 50.2%，平均冲程利用率 78.4%，平均冲次 4.5； 10型普通游梁式抽

11、油机 31口，占装机总数的 30.69%，配套电动机 37kw，平均负载率 43.6%，平均载荷利用率 72.6%，平均扭矩利用率 68.2%，平均冲程利用率 80%，平均冲次 5.0；高原皮带机 rotaflex 700型10口，占装机总数的 10%，配套电动机 37kw，平均负载率 385%，平均载荷利用率 61.8 %，平均扭矩利用率 55.2%，平均冲程利用率 100%，平均冲次 3.0；高原皮带机 rotaflex 600型 9口，占装机总数的 8.91%，配套电动机 30kw，平均负载率 41.8%，平均载荷利用率 75.6%，平均扭矩利用率 61.2%，平均冲程利用率 100%，

12、平均冲次 3.0。抽油机台数 占总装机电动机负载载荷利扭矩利冲程利系统效率机型(台)比例 (%)容量 (kw)率(%)用率 (%) 用率 (%) 用率 (%)(%)cyjy127150.55526.861.250.278.414.5cyjy103130.63743.672.668.28023.9rotaflex-70010103738.561.855.210020.1rotaflex-60098.93041.875.661.210021.2注：负载率、载荷利用率、扭矩利用率、冲程利用率均为平均值。在用深井泵泵径为 38-57mm。其中 38mm系列泵为 10口，占总井数的 9.9%，平均泵掛深

13、度 2028.50m，平均动液面 1815.2m，平均泵效 21.9%，平均系统效率 15.6%；44mm系列泵为 82口，占总井数的 81.2%，平均泵挂深度 1798.3m，平均动液面 1555.8m，平均泵效 35.8%，平均系统效率 20.4%； 57（ 56）mm系列泵为 9口，占总井数的 8.9%，平均泵掛深度 1753.8m，平均动液面 1476.6m，平均泵效 48.8%,平均系统效率 22.5%。泵型井数占总井数泵深动液面泵效系统效率吨液耗电mm(口)比例 (%)(m)(m)(%)(%)(kw*h)38109.92028181521.915.628.94410281.2179

14、8152535.820.421.15798.91753144648.822.519.8注：系统效率、吨液耗电、泵效、动液面均为平均值。该块平均系统效率 20.64%，平均泵效 35.6%，平均吨液耗电 21.5kwh，平均百米吨液耗电 1.36kw*h( 平均值均为加权平均 )。效率与能耗指标以及工况指标在同类开采特征的油田中属于中等偏低，同时单井系统效率很不均衡，该快具有一定的效率指标提升空间以及节能降耗潜力。四、区块机采系统效率状况分析暨技改的可行性评价下面就史南油田影响机采系统效率的主要因素及系统效率状况进行详细分析，以便对史南油田提效技改的可行性及技改工作方向做出科学准确的评价与判断。

15、一）、地面设备装机容量高，“大马拉小车”现象较严重，地面效率相对较低史南油田油井下泵深大（平均1805m）、载荷大，由于要满足大载荷、大启动扭矩、长冲程的需求，在原有设备技术条件下须配备大容量抽油设备；史南油田地面抽油设备以 12 型普通游梁式抽油机 +45kw 配套三相异步机为主，地面设备装机容量大。而另一面由于油井产液量低，泵的实际举升能力（ ql*hf*g/86400 ）小，因而致抽油机容量、电机容量与泵实际举升能力严重不协调即“大马拉小车”，最终导致载荷利用率低、扭矩利用率低、电机负载率小、功率因数低、运行效率低。大北油田大37 块油井平均负载率35.5%，平均功率因数0.35。电机功率台数负载率功率因数地面效率抽油设备类型(kw)(%)(%)(%)12 型普通游梁机557126.80.25543.010 型普通游梁机273125.10.45648.8rotaflex-700皮带机371041.90.42349.8rotaflex-600皮带机30943.90.42850.1注：负载率、功率因数、地面效率均为平均值。二）、供排关系不协调，是制约井下效率与系统效率提高的先决性因素有效功率 ne 正比例于产液量ql 、举升高度 hf （ql=f(hf)、ql hf), 功损正比例于抽汲能力。系统效率的