采油工程技术发展历程课件.ppt

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1、2006年8月,采油工程技术现状及发展简介,一、采油工程技术的发展历程,二、采油工程技术的发展现状,三、面临的采油工艺难题,四、机采井指标计算方法,二十世纪是名副其实的“石油世纪”，在整整一个世纪里，石油吸引着全球视野，激荡起世界风云，极大的推动了人类社会发展的进程。正是在人们的企盼和关注之中，石油工业沿着“技术与全球化”的主线，走过了发展壮大的百年历程。,前 言,自1859年第一口现代油井在美国小镇“梯特斯维尔”钻成后，即拉开了采油工程技术发展的序幕。,二十一世纪将是新的石油世纪，在新世纪里我们必须面对资源接替，环境保护、控制吨油成本等诸多方面的挑战。,一、采油工程技术的发展历程,采油工程技

2、术包括,钻 井,完 井,注 入,举 升,油层改造,（一）、世界范围内的采油工程技术的发展历程,发展历程,1、探索、实践阶段（从19世纪中叶到20世纪20年代）,2、发展、成熟阶段（从20世纪30年代到60年代）,3、发展、完善阶段（从20世纪70年代到目前）,1、探索、实践阶段,从19世纪中叶到20世纪20年代，这一时期世界范围的采油工艺技术发展缓慢，基本上处于探索、实践阶段。,在此阶段中美国的采油工艺技术一直处于领先水平，其标志性的技术有：钻、完井技术；笼统注水技术；小型水力压裂技术。初步建立了“油气藏渗流理论的雏型”,指导采油工程技术发展的理论基础 为“油气藏渗流力学”,在现代钻完井技术的

3、形成中，“古代中国人”功不可没，应用顿钻技术于1835年在四川地区钻成桑海井。,小知识：石油的“桶”及其来历,石油被大规模的开发利用是1859年从美国的宾夕法尼亚洲开始的，当时盛装原油的容器主要是木桶，于是人们在石油的生产和交易中也就以木桶为计量单位。,美制：1桶=41.5加仑=188.659升=0.188659米3英制：1桶=35.0加仑=159.11升=0.15911米3,国际上规定以沙特阿拉伯生产的34API（相对密度为0.855）的轻质原油为国际标准原油。,标准中1桶的重量为：0.136039吨。（采用的为英制）此时：1吨=7.350831桶；1桶=0.136039吨,2、发展、成熟阶

4、段,从20世纪30年代到60年代，这一时期在世界范围内的采油工艺技术迅猛发展并走向成熟，此阶段为发展、成熟阶段。,在此阶段中前苏联的采油工艺技术迅速崛起，与美国的差距大大缩小，甚至在某些方面已走到了美国的前列。,前苏联的代表技术有：举升工艺模式初步完善；发明了抽油机和潜油电泵 油田的注水开发形成工业化规模；“油气藏渗流力学”得以发展、完善。,常规举升工艺技术得以完善,在20世纪30年代前苏联人依据力学理论中的“四连杆”机构发明了游梁式抽油机。,（一）、抽油机,抽油机,1、基本术语：,异相型游梁式抽油机：驴头和曲柄连杆机构分别位于支架前后，平衡角不为零的游梁式抽油机。,悬点载荷：抽油机驴头悬点的

5、实际载荷，KN。,额定悬点载荷：抽油机正常工作允许的最大悬点载荷，KN。,光杆最大冲程：调整抽油机冲程调节机构，使光杆能获得的最大位移，m。,最高冲次：动力机输出轴上装最大直径胶带轮时，抽油机所获得的冲次，min-1。,减速器扭矩：减速器输出轴的实际扭矩，KN.m。,抽油机,a.常规型；b.前置型；c.异相型；,2、游梁式抽油机类别,CYJ：常规型游梁式抽油机；CYJQ：前置型游梁式抽油机；CYJY：异相型游梁式抽油机；Y：游梁平衡。在游梁上加平衡重的平衡方式；B：曲柄平衡。在曲柄上加平衡重的平衡方式；F：复合平衡。同时采用游梁平衡和曲柄平衡的平衡方式；Q：气动平衡。用气缸平衡的平衡方式；H：

6、点啮合双圆弧齿形。渐开线齿形不标注。,3、游梁式抽油机代号,抽油机,4、型号表示法,例：规格代号为8-3-37的常规型游梁式抽油机，减速器采用点啮合双圆弧齿轮，平衡方式为曲柄平衡，型号为CYJ8-3-37HB,抽油机,5、常规游梁式抽油机基本参数,常规举升工艺技术得以完善,（二）、电动潜油离心泵,电动潜油离心泵简称电泵，由前苏联人A.S.艾鲁托诺夫先生发明，1923年电泵被引入美国，美国第一台潜油电泵在洛杉矶问世。1926年美国开始在坎隆斯的鲁赛尔油田应用潜油电泵抽油。我国是从1964年首先在沈阳机电局开始研制40方/日潜油电泵的，通过现场试验，各项技术指标没有达到要求，另外由于当时的一些其它

7、原因，被迫停止研制。1981年天津电机厂首先研制成功200方/日800米扬程潜油电泵。,潜油电泵是井下工作的多级离心泵，同油管一起下入井内，地面电源通过变压器、控制屏、接线盒和动力电缆将电能输送给井下潜油电机，使潜油电机带动多级离心泵旋转，将电能转换为机械能，把油井中的井液举升到地面。,电动潜油离心泵,1、工作原理：,潜油电泵由三大部分七大件组成:,电动潜油离心泵,井下部分：包括潜油电机、保护器、分离器、多级离心泵（俗称井下四大件）。中间部分：潜油电缆（分大扁电缆和小扁电缆）。地面部分：包括控制屏和变压器。,“油气藏渗流力学”得以发展、完善,在此阶段中，前苏联在莫斯科大学集中了大量的人力、物力

8、，迅速发展并完善了“油气藏渗流理论”。对世界范围内采油工程技术的发展功不可没，具有重要的理论指导意义。,例如：借助于渗流基础理论，我们就可以确定油田（油井）的增产途径。,利用平面径向流的产量公式：来探讨出油田（油井）的增产措施（途径）有那些。,将公式变形：,“油气藏渗流力学”得以发展、完善,减小R,增大P,增大PG（注水、注气等）,减小PJ（进行强采）,减小（注热水等）,有限的增大K（酸化、压裂）,减小（打加密井）,在增大P（生产压差）理论的指导下发展了二次采油工艺技术，即：人工为地层补充能量技术。代表为：注水技术；注气技术。发展了强制降低流压（强采）工艺技术，即：人工举升技术。代表为：机械采

9、油技术（含有杆泵、无杆泵采油技术和气举技术等）。,“油气藏渗流力学”得以发展、完善,在减小R（地层的渗流阻力）理论的指导下发展了减小（采出液粘度）工艺技术，即：高温降粘和化学降粘技术。代表为：注高温水技术；蒸汽吞吐技术；火烧油层技术；注入化学助剂技术（在引入增大波及体积等理论后发展为三次采油技术）。发展了有限的增大K（地层的渗透率）或渗滤面积工艺技术，代表为：酸化工艺技术；水力压裂工艺技术；水平井工艺技术；多井底分支井工艺技术；超完善的完井工艺技术等。发展了减小 即：打加密井工艺技术。,3、发展、完善阶段,从20世纪70年代到现在，这一时期世界范围内的采油工艺技术更加成熟并逐步得以完善，此阶段

10、为发展、完善阶段。,在次阶段中中国的采油工艺技术迅猛崛起，以分采、分注；工业化三次采油为代表的工艺技术已步入了世界先进行列。,在此阶段中代表性的采油工艺技术有：钻、完井工艺技术日趋完善举升工艺的配套技术发展迅猛 高含水后期的“稳油控水”技术日渐成熟工业化三次采油工艺技术开始崛起。,钻、完井工艺技术日趋完善,现代钻井工艺技术的标志为：多井底的分支井；单井底的斜井、水平井等。,单井底的井分类：按在目的层段中的井身轴线与铅垂线间的夹角来分。,单井底的井分,铅直井（直井）5（大庆取3）,定向井570,斜直井545斜井（存在造斜段）,水平井（直井）7090,钻、完井工艺技术日趋完善,分支井的定义:,分支

11、井就是在一个主井筒中侧钻出两个或两个以上的分支井筒的井。分支井主井筒可以是直井、定向井，也可以是水平井。分支井可从新钻一口井开始，也可以从老井中侧钻（有效井眼必须是两个或两个以上）,钻、完井工艺技术日趋完善,分支井的应用范围,薄产层、油藏面积小或分隔性油藏低渗透非均质地层裂缝性油藏及有强烈水锥、气锥条件下的底水油藏高粘度油藏和水淹层、自然沥青油藏多层油藏，中间有夹层且垂直渗透率极低呈透镜体形状的产层海上钻井用于水驱的注入井，以达到完善压力控制,钻、完井工艺技术日趋完善,钻、完井工艺技术日趋完善,分支井的优点：,具有接触更大油藏面积的能力，因而能由单一井眼控制更大的采油面积具有一个以上水平段采油

12、的能力或有效开发多层油藏的能力可防止锥进效应使用较少的垂直井眼开发不规则形状油田，占地面积较小降低接触油藏井眼单位长度的钻井成本直井的开采系数不超过50%，而分支水平井可达60-80%,游梁式节能抽油机,对于有游梁的抽油机而言，指在平衡状态下，只要是满足其净扭矩曲线波动范围小（与常规机比较）、且趋于平稳，无负净扭矩值出现的抽油机，我们将其定义为节能抽油机。,1、节能抽油机的定义：,举升工艺的配套技术发展迅猛,游梁式节能抽油机,2、三种机型的净扭矩曲线对比图：,对于非节能抽油机而言，其本身的结构设计就允许其做负功，这是一种正常现象；对于节能抽油机而言则是因为其失去平衡而出现了做负功，这是一种不正

13、常现象。,3、对有游梁抽油机电机做负功的科学解释：,二、采油工艺技术的发展现状,1、钻井工艺技术,现代钻井工艺技术的标志为：多井底的分支井；单井底的斜井、水平井等。,我国与西方国家存在的差距主要体现在如下两个方面：我国生产的多数钻井设备与美国等还存在着一定的差距。我国在钻井过程中的油层保护与美国等还存在着一定的差距。,二、采油工艺技术的发展现状,2、完井工程技术,美国、前苏联和我国过去都将完井工程定义为钻井工程的最后一道工序，即钻完目的层后下套管、注水泥固井（或包括射孔）完井，也有人将其称为完井工艺。,现代完井工程的定义为：完井工程是衔接钻井和采油而又相对独立的工程，是从钻开油层开始，到下套管

14、、注水泥固井、射孔、下生产管柱、排液，直至投产的一项系统工程。,我厂属于多油层、非均质油田。油田持续高效开发，必须依靠一套针对不同开发时期的特色鲜明的采油工艺配套技术。,萨南采油工程技术的简要回顾,40年来，采油工程技术基本适应了自喷开采、全面转抽、加密调整和水驱聚驱并存四个发展阶段的开发要求，每一个开发阶段采油工艺的发展，都经历了从认识到实践，再认识再实践的过程，通过不断的优化、配套、换代和集成，有力地支撑了油田高水平、高效益开发。,实践证明：,在基础井网自喷开采阶段，形成了以“六分四清”为主的采油工艺技术。,注水井偏心配水工艺 油井偏心配产堵水工艺 油水井偏心测试工艺技术,在注采工艺技术方

15、面，采用了笼统及分层注水技术,研究完善,无法多级封隔、随时投捞以及封隔器寿命短的技术难题,初步解决,萨南采油工程技术的简要回顾,形成了以提高泵效为中心的强采技术 压、堵、修等工艺成为主导措施工艺技术 分层压裂技术实现了一次压开多层的目标 低渗透、薄油层多层压裂技术进入现场应用,从1982年开始，萨南油田陆续全面转抽跨入机械采油工艺技术阶段,在工艺配套上,萨南采油工程技术的简要回顾,进入加密调整采油工艺技术阶段后,萨东过渡带油层保护技术 南四区系统效率试验区 车载抽油机环空测试配套技术,一套分层注水技术 化学调剖技术 小直径分层配水工艺技术,开展研究,完善推广,萨南采油工程技术的简要回顾,完善了

16、以机械细分和化学浅调剖为主的细分挖潜工艺技术开展了机采井高效运行和提高泵效技术研究采用了聚驱螺杆泵举升工艺新技术,1999年4月，南二区东部聚驱投入工业化开采，标志着萨南采油工程技术进入了水驱、聚驱并存的阶段。,开展了分层注聚工艺技术研究 开展了聚驱解堵工艺技术研究,这一阶段,针对聚驱采油技术,萨南采油工程技术的简要回顾,完成了油管疲劳机理及抗力指标研究 采用了抽油杆扶正技术 采用了油管锚定技术,在管杆治理技术上,采油工艺技术由自喷开采、笼统注水发展到目前的机械采油、分层注入、分层改造，形成了适应开发要求的“十大工艺配套技术”。我厂从1985年起持续高产稳产，采油工程技术的发展起到了至关重要的

17、作用。,萨南采油工程技术的简要回顾,通过聚驱偏心分注工艺技术的研究与完善，满足了分注要求，改善了聚驱开发效果；通过开展螺杆泵排量调整、螺杆泵环空测试及不压井等配套技术研究，拓宽了螺杆泵的适应性；通过开展抽油机井示功图智能诊断技术研究，实现了分析诊断信息的知识共享；通过开展采油工程方案经济评价技术、多目标优化技术研究，提高了采油工程方案的编制水平；通过开展降低综合返工率配套技术研究，达到了有效降低成本的目的。,萨南采油工程技术的简要回顾,厚油层挖潜工艺技术 三次加密调整井配套工艺技术“两驱”细分开采技术 举升工艺技术 机采井节能降耗技术 增产增注工艺技术 大修工艺技术,三、采油工艺技术存在的问题

18、,油田开发对采油工程的整体需求表现为七个方面,一方面给采油工程提出了挑战，另一方面也给采油工程技术发展创造了新的发展机遇和空间。,采油工程面临的形势,由于厚油层非均质性严重，经注入水长期冲刷后，逐渐形成特高渗透条带。同时，开发过程中的压裂、酸化等增产、增注措施也促使高渗透带的形成。由于厚油层多段多韵律分布，油水层交替存在、相间分布，层内水淹级差越来越大，90%的注入水会沿着大孔道突进，无效循环严重。,目前，厚油层挖潜的主要工艺措施有深度封堵、长胶筒封堵、定位平衡压裂、深穿透、水力割缝、全井封堵后选择性射孔钻水平井等技术。,（一）厚油层挖潜工艺技术存在的问题,挖潜难度很大,出现注入压力始终偏低并

19、在采出井采出调剖剂，或者未达到注入量时注入压力很快上升，造成注不进去。无论是离子调剖还是体膨调剖，调剖剂成本都比较高，从经济效益上考虑不能满足深度调剖的需要。,水泥粉煤灰深度封堵技术也已进入现场应用,应用的效果较好,但依然存在施工工艺复杂、成本偏高的问题。,深度封堵以深调为主，深调在现场应用中的两个问题：,另外,（一）厚油层挖潜工艺技术存在的问题,可以对稳定发育但厚度小于0.5米的隔层进行封堵，达到常规分层注水及分层采油技术无法实现细分挖潜的目的。我厂已实施18井次，工艺成功率达到100%。存在的问题是，如果隔层发生窜流则仍会导致封堵失效。,长胶筒封堵工具,（一）厚油层挖潜工艺技术存在的问题,

20、是厚油层低渗透部位挖潜技术的有效手段，近年来通过技术攻关，平均隔层厚度达到0.8米，最小可达到0.4米，工艺配套技术比较完善。存在的主要问题是选井选层比较困难。,定位平衡压裂,（一）厚油层挖潜工艺技术存在的问题,是已应用过的成型技术，射孔或割缝后不存在压实带，可有效增大近井地带的导流能力，从而加大低渗透、低含水层的注采强度，挖潜低渗透和高渗透厚层内未动用或动用差的油层的剩余油，增加可采储量，提高油田总体效益。下一步还需要进一步降低施工成本。,水力深穿透射孔及水力割缝,（一）厚油层挖潜工艺技术存在的问题,措施的对象是剩余油主要分布在沉积单元上部，具有较好的稳定发育的物性夹层但层段内及水泥环胶结面

21、窜流的采出井，采取高强度封堵措施，封堵原来的射孔炮眼，然后进行二次选择性射孔进行挖潜。该技术投入高、风险大，且多数没有达到预期的试验效果，还需要更多的现场试验验证。,全井封堵后选择性射孔,（一）厚油层挖潜工艺技术存在的问题,物性差 平面上分布不均衡 纵向上高度分散的特点,（二）三次加密调整井配套工艺技术存在的问题,固井技术 压裂技术 油层保护技术,目的层特点,主要工艺技术,提高固井质量一直是三次加密调整井配套工艺的重要任务，目前针对高压、高渗低压等不同压力地层初步形成了不同的配套技术，但部分井固井质量差、窜槽严重等问题,薄隔层封固质量较差，在进行压裂改造时，容易造成层间混窜，需提高水泥环与地层

22、的水力封隔效果。大部分井固井质量声变检测为优质，但是由于水泥和地层封固质量检测手段缺乏，无法判断层间混窜现象。,针对三次加密调整井油层的特点，发展并完善了多种平衡保护压裂工艺，使压裂隔层厚度降低到0.8米。尽管如此，进一步降低隔层厚度仍然是三次加密压裂工艺面临的问题。由于三次加密井的目的主要低渗薄差油层，对油层保护技术的要求更高。,主要表现,（二）三次加密调整井配套工艺技术存在的问题,一是,二是,完井液使用不规范。由于区块地质条件差异明显，且在选用上没有统一的评价方法，部分完井液使用后，出现固相堵塞、水敏、微粒运移、结垢、水锁等问题，对储集层造成严重的伤害，影响了油田的开发效果。,目前存在的主

23、要问题,（二）三次加密调整井配套工艺技术存在的问题,一是,二是,完井工艺缺乏针对性。目前在选择完井方式时，设计的参数缺乏针对性，没有针对不同井层的个性化设计系统，射孔工艺的优选和设计难度越来越大，严重影响了新井产能的发挥。,目前存在的主要问题,（二）三次加密调整井配套工艺技术存在的问题,在注水工艺技术上，随着油田开发规模的不断扩大，注水井数逐年增加，而目前油田大量应用的仍然是665偏心配水。,（三）“两驱”细分开采技术存在的问题,我厂注水井常规注水工艺占总注水井数70%,分层测试调整工作量大，测调效率低。与常规偏心注水工艺配套的测试调整工艺，在测试队伍不扩大的情况下，只能通过增加工作负荷完成测

24、试工作量。而且普通偏心采用递减法测试误差较大，因此，首先必须加快提高测调效率和测试精度新工艺的研究与应用。,常规注水工艺存在的主要问题,一是,二是,三是,四是,（三）“两驱”细分开采技术存在的问题,注入管柱的验封工作针对性不强。目前，无法实现对全厂下入的分注管柱实行口口井验封。统计表明，2002年的全井验封合格率在90%左右，也就是说，有10%的井存在密封问题，而口口井单独验封不仅造成成本上升，而且费时费力。为此，要以改变验封方式为目标。研究测调验封一体化技术，提高水井生产时率，节约成本。,常规注水工艺存在的主要问题,一是,二是,三是,四是,（三）“两驱”细分开采技术存在的问题,现有分层注水工

25、艺不适合长井段加密调整井的分段分压注水的要求。随着加密调整井的逐年增多，低渗透、薄差层所占比例也在增多，这些井的射孔井段长，一般都在200300m左右，各层系间吸水启动压力差异大，破裂压力相差23Mpa，现有一个压力系统下分层注水工艺已经不适应此类井的分层注水的要求，因此急需开展“分段分压注水工艺技术”，以满足油田注水需求。,常规注水工艺存在的主要问题,一是,二是,三是,四是,（三）“两驱”细分开采技术存在的问题,注水井洗井及不放喷作业问题。目前注水井洗井水主要采用罐车回收或用洗井车洗井，但由于工作量较大，难以作到全部回收处理，注水井作业目前还主要是敞口作业。应加强洗井液回收装置的研究开发，研

26、究注水井不压井作业技术，解决环境保护问题。,常规注水工艺存在的主要问题,一是,二是,三是,四是,（三）“两驱”细分开采技术存在的问题,主要包括两种类型，地面分注工艺和井下分注工艺，井下分注工艺主要有同心环形降压槽、偏心和螺杆泵三种。地面分注技术主要问题是地面建设两条管线、分泵注入，地面投资大，利用环空作为配注通道，只能实现两层注入，聚合物对套管的腐蚀伤害问题无法确定。井下分注工艺中以偏心分注为代表，我厂应用自行研制的偏心分注技术已达到91口井。采油五、四厂也在应用。,在聚驱细分工艺上,（三）“两驱”细分开采技术存在的问题,一是,二是,注入管柱结垢问题比较普遍。调查一、三、六厂，以及我厂注聚井作

27、业情况，管柱存在比较严重的垢质沉积物的井，约占40%左右，沉积物主要是聚合物絮凝物，结垢造成井口注入压力上升，注入量下降，在造成测试掉卡等问题。因此应研究聚驱注入井清防垢技术以保证正常聚驱注入要求。,聚驱注入技术存在的主要问题,三是,（三）“两驱”细分开采技术存在的问题,偏心分注技术经过两年的试验应用，分注工艺及测试工艺基本成熟配套，从我厂应用情况看，有效缓解了层间矛盾，减缓了采出井含水上升速度，但分注井数只占注入井总数的20.6%。因此，应进一步加大聚合物分注技术应用规模。,聚驱注入技术存在的主要问题,二是,三是,一是,（三）“两驱”细分开采技术存在的问题,以分质分压为代表的二类油层聚驱分注

28、和上下返封堵技术亟待解决。主力油层聚驱后将进入上、下返，二类油层层间矛盾更加突出，分注层数增加，层间渗透率级差增大，有必要对高渗透层实施低压高分子量注入，对低渗透层实施高压低分子量注入，现有工艺还无法完全满足分质分压注入的要求。因此急需研究聚驱分质分压注入工艺技术。,聚驱注入技术存在的主要问题,一是,二是,三是,（三）“两驱”细分开采技术存在的问题,目前，大庆油田已形成抽油机、电泵、螺杆泵三大举升工艺配套技术体系。另外，外围油田提捞采油技术应用规模不断扩大。举升工艺存在的问题主要集中在抽油机和螺杆泵两种举升方式上。,（四）举升工艺技术存在的问题,一是,二是,抽油机井杆管偏磨问题依然严重。随着聚

29、驱规模扩大，以及水驱开发含水不断上升、沉没度不断下降，杆管偏磨问题仍然严重。我厂1997年出现杆管偏磨现象，1997年底与2002年底对比，偏磨井数由13口井增加到501口井，偏磨率由1.1%增加到33.3%。2004年我厂偏磨比例虽有所下降，但偏磨仍是影响综合返工率的首要因素。,抽油机井主要面临的问题,三是,（四）举升工艺技术存在的问题,旧抽油杆库存量大，修复技术水平和修复利用率有待提高。我厂积压旧抽油杆150104m，全油田库存旧抽油杆超过1000104m，库存量还在逐年增加。在积极投产新的修复生产线同时，应重点研究完善检测手段，制定判废标准、提高抽油杆修复率，提高修复技术水平。,二是,三

30、是,一是,抽油机井主要面临的问题,（四）举升工艺技术存在的问题,抽油机节能降耗技术推广应用规模较小。我厂抽油机井系统效率还比较低。主要原因是低产低效井和三次加密井数量不断增多；抽油机井电机功率匹配不合理，“大马拉小车”问题突出。有30%的抽油机井电机功率利用率不足20%。为了有效提高机采井系统效率，必须从加强生产技术管理入手，开展区块整体节能技术优化研究，加大节能产品应用规模，进一步降低抽油机井能耗。,二是,三是,一是,抽油机井主要面临的问题,（四）举升工艺技术存在的问题,专用抽油杆与螺杆泵配套应用规模小，杆柱断脱比例高的问题还比较突出。螺杆泵专用杆的价格偏高。应加大螺杆泵专用抽油杆应用规模的

31、同时，降低专用杆价格。,一是,二是,三是,四是,螺杆泵井主要面临的问题,（四）举升工艺技术存在的问题,螺杆泵适应不同举升介质和耐温性能方面的研究力度不够。螺杆泵的使用寿命在很大程度上取决于橡胶是否适应不同的举升介质特性和耐温性能。目前国产螺杆泵橡胶配方单一，还没有针对原油物性和井温条件的不同开展个性化设计。,一是,二是,三是,四是,螺杆泵井主要面临的问题,（四）举升工艺技术存在的问题,螺杆泵井泵况分析、检测和系统优化问题。在泵况诊断与测试上，近几年做了一些基础研究和现场试验，为生产管理提供了基本手段。但应用井数少，诊断符合率还较低。对于新泵和起出的旧泵缺乏水动力学检测设备，影响了螺杆泵工作性能

32、的优化，要加强检测装置的论证建设。部分螺杆泵井供排关系极不协调，没有实现有效举升，要加强螺杆泵采油井系统优化设计，提高系统效率，实现螺杆泵采油井真正意义上的节能降耗。,一是,二是,三是,四是,螺杆泵井主要面临的问题,（四）举升工艺技术存在的问题,螺杆泵产品规范问题。由于螺杆泵生产厂家较多，各生产厂家的设计参数尤其是井口驱动装置不一致，互换性差，给管理造成极大的负担。因此，产品规范工作十分必要。,一是,二是,三是,四是,螺杆泵井主要面临的问题,（四）举升工艺技术存在的问题,根据油田生产实际，近年我厂重点应用了套损井解卡打捞、小通径套损井打通道、取换套、密封加固、侧斜修井和工程报废等大修技术，修复

33、率达到80%以上，修井质量逐年提高，为油田套损井的修复利用和控制套损速度起到了积极作用。目前修井工艺主要面临4个问题：,（五）修井工艺技术,通径50mm以下套损井打通道问题。这类井打通道始终是修井领域的“瓶颈”问题，由于通径小，横向位移大，断口卡有落物，打开通道难度大。另外，套损状况检测主要应用铅模打印，不能对井下复杂的套损状况做出直观、定量的描述，导致措施针对性差、成功率低。,一是,二是,三是,四是,修井工艺主要面临的问题,（五）修井工艺技术,吐砂、吐岩块井无有效的工艺措施。吐砂、吐岩块井大部分是套管严重错断或破裂，由于近井地带坍塌、地层压力高以及其他原因，致使破碎的岩块及水泥环随地层流体涌

34、入井内，部分井吐岩块的速度高于泥浆循环的冲洗速度，鱼头不能裸露出来，使得修井措施无法实施。,一是,二是,三是,四是,修井工艺主要面临的问题,（五）修井工艺技术,长井段弯曲或多点变形井无法修复。由于弯曲段长或多点变形，虽然短的工具能通过，但钻具整体难以下入，很难扩径、整形、实施密封加固和其他修复工艺。,一是,二是,三是,四是,修井工艺主要面临的问题,（五）修井工艺技术,无通道、有落物井报废成功率得不到保证。这类井因套损严重，井下落物捞不出来，或者坍塌砂埋井筒，报废堵剂没有注入通道，射孔井段不能完全填充报废堵剂，难以达到层间不窜的地质报废要求，针对上述问题，在修井技术方面须攻关套损井井下诊断技术及

35、高效实用套损井修复、报废技术。,一是,二是,三是,四是,修井工艺主要面临的问题,（五）修井工艺技术,三次加密井油层多、隔层薄、层间跨度大，由于隔层厚度的限制，细分压裂改造程度低、储量动用程度差，目前单井有效改造小层数只能达到设计改造小层数的70%左右。,一是,二是,三是,四是,增产增注技术在老区稳产中发挥了重要作用，随着油田开发的主要对象的转变，给增产增注提出了新的要求：,五是,（六）增产增注技术,注入井尤其是聚驱注入井增注效果差、有效期短，聚驱注入井压裂增注和化学解堵技术需要进一步研究完善。,一是,二是,三是,四是,五是,增产增注技术在老区稳产中发挥了重要作用，随着油田开发的主要对象的转变，

36、给增产增注提出了新的要求：,（六）增产增注技术,由于开发对象差异较大，要结合精细地质研究成果，提高措施针对性，实现方案设计的“个性化”，开展压裂液、酸化液、完井液的个性化研究，建立系统性的评价标准，提高措施针对性和有效性。,一是,二是,三是,四是,五是,增产增注技术在老区稳产中发挥了重要作用，随着油田开发的主要对象的转变，给增产增注提出了新的要求：,（六）增产增注技术,重复压裂井逐年增加，措施效果变差，要求加强机理研究和有效工艺措施研究。,一是,二是,三是,四是,五是,增产增注技术在老区稳产中发挥了重要作用，随着油田开发的主要对象的转变，给增产增注提出了新的要求：,（六）增产增注技术,近年聚驱

37、采出井压裂出现低效、无效和压裂出砂问题，要采取系统分析、防治结合、预防为主的措施，找到解决办法。,一是,二是,三是,四是,五是,增产增注技术在老区稳产中发挥了重要作用，随着油田开发的主要对象的转变，给增产增注提出了新的要求：,（六）增产增注技术,抽油机的发展方向,1、存在问题,目前在用抽油机体积大、能耗高、系统效率相对较低。多数“节能抽油机”的应用形不成规模，导致其售后服务跟不上，最终夭折。,2、发展方向,“简化结构、减小体积、降低能耗、延长使用寿命”是未来抽油机追求的目标。,电机直驱抽油泵的运动，已开始了这方面的尝试。,地面驱动螺杆泵,螺杆泵是有别于“活塞式抽油泵和电动潜油泵”的一种容积式泵

38、，如图所示（1：2结构）：,e转子偏心距 mm d转子截圆直径 mm T（T=2t）定子导程 mm,螺杆泵的三个基本结构参数：,地面驱动螺杆泵,存在问题,地面驱动螺杆泵,发展方向,进一步完善其配套技术，开展沉没度变化对泵效及定子橡胶老化的定量化研究；开展旋转过程中的挠曲变形与不同心摆动对抽油杆运动影响程度的研究，建立、完善螺杆泵井抽油杆的扶正理论；开展螺杆泵工况诊断技术研究。,总之，地面螺杆泵在未来的发展中，首先应解决定子橡胶的使用寿命问题，我认为伴随着材料科学的发展我们会寻求到能够替代橡胶的新材料，开发出非金属、非橡胶定子的长寿命新型螺杆泵。,机采井的节能降耗,1、机采井的耗能现状,截止到2

39、005年10月底萨南油田的机采总井数已达5463口，总装机功率为21.2128104KW，平均单井装机功率为38.83KW；机采井平均系统效率为24.89%。依据我厂05年机采井的电能测试结果推算，全厂机采井的日耗电量为150.6292104 KW.h，约占全厂总用电量的35%左右。其中：抽油机井的日耗电量为116.6454104 KW.h（平均单井310.72 KW.h），电泵井的日耗电量为30.4416104 KW.h（平均单井798.99 KW.h），螺杆泵井的日耗电量为3.5422104 KW.h（平均单井124.29 KW.h）。,机采井的节能降耗,由于机采井的装机功率越大其耗能也就

40、相对越高，而装机功率的大小又取决于机采井的产量，故此我们引入了系统效率这一指标来间接的衡量机采井的能耗。,2、机采井的系统效率,定义：,式中：效率%P有用有用功率 KW P总总功率 KW,抽油井的系统效率,定义为：,式中：P光杆抽油机井光杆功率 KW P电机抽油机电机的输入功率 KW P水有杆泵输出的有用功率（也叫水功率）KW,抽油井系统效率的测试,抽油井的系统效率,统计我厂系统效率在20%60%的245口井的能耗分布情况如下：,抽油机井的能耗分布统计表,由此可见，我厂在抽油机井系统效率的挖潜上具有较大潜力，具体体现在地下供排关系的调整与地面能耗的合理匹配两个方面。,提高抽油井系统效率的方法,

41、1、整体优化,原则：以供排关系平衡为依据，在兼顾投资汇报率的前提下，追求高系统效率目标。,应用“江苏瑞达软件”优化设计，可以达到单井提高系统效率10-12个百分点，平均单井投入1.2万元（含地面设备费用0.8万元），年节电量2.57104KW.h。,应用“华北软件”（主要为井下部分优化）可以达到单井提高系统效率5-8个百分点，若不考虑地面部分的优化，则平均提高系统效率约5个百分点，平均单井措施投入0.4万元（仅考虑增大泵径的差值），实现单井年节电0.97104KW.h。,提高抽油井系统效率的方法,2、节点、局部优化,节点优化主要指地面局部举升装置设备的优化（常规讲是地面各类节能装置的应用）；局

42、部优化是指地面或地下两大系统的单独优化。,节点优化是目前国内油田普遍推广应用的一种常规做法，正是因为该方法具备立竿见影的投资回报效应，故此自80年代中期以来，该方面的技术得到了长足的发展。各类地面节能装置于雨后春笋般的应运而生。客观的讲部分“节点优化”优化技术已突破了原始定义，越来越趋向于局部优化。,抽油机井的功况诊断,泵功图建立的基本理论,在示功图的智能诊断中，实现建立泵功图的基本理论是“S.Glbbs波动方程”。l、S.Glbbs波动方程 1966年S.Glbbs将井下抽油泵处的负荷变化假象成以应力波的形式沿抽油杆柱传递到地面，由此推导并建立了抽油杆系一维阻尼波动方程。,c粘滞阻尼系数,抽

43、油机井的功况诊断,在此利用在光杆处所得到的光杆载荷与时间的关系曲线以及光杆位移与时间的关系曲线作为边界条件来求解S.Glbbs方程，就可得到抽油杆任意截面处的示功图，直至泵功图。理论标准泵功图为一矩形,泵功图,2、S.Glbbs波动方程的经典求解方法,*分离变量法求解。*变步长有限差分法求解,在两个以截断傅立叶级数表示的边界条件下，即：悬点动载荷函数,光杆位移函数,其特解为：位移与深度、时间的函数,应用计算机确定抽油杆及抽油泵示功图的一般计算步骤 计算傅立叶系数 计算阻尼系数 C 计算特殊函数,3、泵功图建立理论的发展现状,伴随着人们对有杆泵系统工作原理认识的逐步深入，示功图智能诊断理论被不断

44、的完善，目前已诞生的诊断理论已达到了三种，即：微分方程（S.Glbbs波动方程）传递函数 状态方程,使用微分方程模型时的特点,便于用数字计算机求解；特别适用于线性系统，对于非线性系统的判断准确率较低；计算过程烦琐，所用时间相对较长。,便于用数字计算机求解 不但适用于线性系统，也可适用于非线性系统；不但适用于恒参数系统，也可适用于变参数系统；不但适合单输入、单输出系统，也适用于多输入、输出系统。,应用状态方程来表示的数学模型时的优势,批量井快速诊断,阻尼系数的选择,诊断结束后按功况类别查看三个月单井功图信息,可按两种诊断方法进行诊断,开井数除以不包括计划关井在内的抽油机井总数的百分数,四、机械采

45、油技术经济指标计算和统计方法,式中：Kc抽油机井利用率，%；开井生产井数，口；总井数，口；计划关井数，口,1、利用率,开井生产井数是指在统计期内月连续生产24h以上，并有产液量的抽油机井；间歇抽油机井有间歇抽油制度，并有产液量的井。计划关井包括测压或钻井关井；方案或试验关井；间开井恢复压力期间关井；油田内季节性关井或压产关井。,注：,指统计井生产天数之和与日历天数之和的比率,机械采油技术经济指标计算和统计方法,式中：fr抽油机井有效生产时率，%；统计期内统计井的日历天数之和，d；统计期内统计井的生产天数之和，d.,2、时率,容积效率(泵效)，指抽油机井的实际产液量与泵的理论排量的比值叫做泵效。

46、,式中：v单井泵效，%；Q单井实际日产液量，m3/d；Qt单井抽油泵理论日产液量，m3/d；D抽油泵的直径，m；S使用的光杆冲程，m；n抽油机的冲次，min-1；,机械采油技术经济指标计算和统计方法,3、泵效,抽油井在生产过程中油套管环形空间中的液面深度叫做动液面。,机械采油技术经济指标计算和统计方法,式中：Hd单井动液面，m；Hc单井实测动液面深度，m；Hb单井套补距，m；Hzd单井折算动液面，m；Pt单井的套压，MPa；g重力加速度，g=9.8m/s2；,4、动液面,单井泵挂深度是指抽油井井口至抽油泵吸入阀之间的深度。,机械采油技术经济指标计算和统计方法,La=h1+h2,式中：La单井泵

47、挂深度，m；h1该井补心高差，m；h2该井吸入阀以上至油管挂长度，m。,5、泵挂深度,沉没度是指抽油泵吸入阀沉没在动液面以下的深度。,机械采油技术经济指标计算和统计方法,6、沉没度,平均沉没度不得以平均泵挂深度减平均动液面算出。,式中：单井冲程利用率，%；单井实际冲程长度，m；单井设备铭牌最大冲程长度，m；平均冲程利用率，%；统计井实际冲程长度之和，m；统计井设备铭牌最大冲程长度之和，m。,机械采油技术经济指标计算和统计方法,7、冲程利用率,式中：单井冲次利用率，%；单井实际冲次，min-1；单井设备铭牌最大冲次，min-1；平均冲次利用率，%；统计井实际冲次之和，min-1；统计井设备铭牌最

48、大冲次之和，min-1。,机械采油技术经济指标计算和统计方法,8、冲次利用率,式中：单井扭矩利用率，%；单井实际最大扭矩，kNm；单井设备铭牌扭矩，kNm；平均扭矩利用率，%；统计井实际最大扭矩之和，kNm；统计井设备铭牌扭矩之和，kNm。,机械采油技术经济指标计算和统计方法,9、扭矩利用率,10、平衡率,机械采油技术经济指标计算和统计方法,式中：单井平衡率，%；抽油机下冲程最大电流，A；抽油机上冲程最大电流，A；统计井的平均平衡率，%；统计期内平衡总井数，口。,在85%100%之间的抽油机井为平衡。,11、系统效率,机械采油技术经济指标计算和统计方法,电器测试参量：三相线/相电流、三相线/相

49、电压、有功功率、无功功率、视在功率、电量、功率因数。井口测试参量：油压、套压、产液量和含水率。井下测试参量：油井动液面深度。光杆（抽油机井）测试参量：示功图、光杆载荷和光杆位移。,测试参量,机械采油技术经济指标计算和统计方法,定义及计算公式,（1）机械采油井的输入功率P1：拖动机械采油设备的电动机的输入功率。为电测量参数。,（2）机械采油井的有效功率P2：将井内液体输送到地面所需的功率为机械采油井的有效功率。,机械采油技术经济指标计算和统计方法,（3）机械采油井的系统效率：机械采油井的有效功率与输入功率的比值,（4）抽油机井的光杆功率：光杆提升液体并克服井下各种阻力所消耗的功率,A示功图面积

50、mm2 Sd示功图减程比 m/mm fd示功图力比 N/mm ns光杆实测平均冲次 min-1,机械采油技术经济指标计算和统计方法,（5）抽油机井的地面效率：光杆功率与电机输入功率的比值,（6）抽油机井的井下效率：抽油机井的有效功率与光杆功率的比值,机械采油技术经济指标计算和统计方法,（7）机械采油井的平均系统效率：各种机械采油井总的平均效率.采用输入功率加权平均法计算,机械采油技术经济指标计算和统计方法,（1）抽油机井示功图、动液面、油套压、电参数要求同步测试。（2）电泵井、螺杆泵井动液面、油套压、电参数要求同步测试。（3）按照开发部要求，每季度监测井数按总井数的20-25%测算，每年普测一