王 旭，葉 亮，黃文峰，趙 云，陳 勇

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

G83區(qū)共有油井544口，開井434口，平均日產(chǎn)液1.56 m3，日產(chǎn)油0.89 t，綜合含水32.9%。平均沖程2.7 m，沖次3.0次/分鐘，泵徑28.6 mm，泵掛1 858 m，動液面1 744 m，沉沒度114 m，泵效22.3%，處于較低水平（見圖1）。

1 泵效低原因分析

1.1 油井間歇性出液

通過現(xiàn)場核實，G83區(qū)40口油井存在間歇性出液現(xiàn)象，工作制度不合理，造成部分油井間歇性出液，不出液時，深井泵做無用功，造成能源浪費及機械、管桿的磨損。

1.2 生產(chǎn)參數(shù)不合理

通過對G83區(qū)434口油井生產(chǎn)參數(shù)進行核實，發(fā)現(xiàn)地面生產(chǎn)參數(shù)偏大井72口，泵徑偏大26口，平均沖程2.7 m，平均沖次3.5次/分鐘，平均泵徑32 mm，造成抽油泵理論排量偏大，是造成抽油泵效偏低的主要原因。

1.3 井筒臟、油管服役年限長

G83區(qū)C4+5、C6合層開發(fā)，層系不配伍導(dǎo)致井筒結(jié)垢，垢渣沉積、井筒臟，油井出砂、結(jié)蠟造成泵閥關(guān)閉不嚴，抽油泵質(zhì)量差，泵體本身試壓存在漏失現(xiàn)象，入井后因結(jié)垢、腐蝕造成泵閥漏失，影響抽油泵效。該區(qū)油管服役年限在5～10年的油管仍占比33.9%，多次修復(fù)入井使用，偏磨造成的管故障問題日益突出；修復(fù)油管絲扣未經(jīng)處理強度弱，管漏是導(dǎo)致泵效低下的一個要因。

1.4 油井日產(chǎn)液水平低

G83區(qū)為典型的超低滲透油藏，油藏伴生氣含量大，且?guī)r石致密，油層滲透率較低，裂縫發(fā)育，注水不見效，導(dǎo)致單井自然產(chǎn)能低。

1.5 井組生產(chǎn)回壓高

圖1 2017年全區(qū)泵效統(tǒng)計

受原油物性差，集輸管線管程長，井組液量低，地形地貌復(fù)雜，管線結(jié)垢等因素影響，G83區(qū)井組平均回壓高，對比2017年入冬前后回壓，54個井組回壓較入冬前上升，平均上升0.3 MPa。

2 提高泵效措施及效果

2.1 低產(chǎn)低效井合理間開

根據(jù)功圖、液面情況合理優(yōu)化間開制度[1]，確保開井期間出液正常。2017年4～5月兩次對低產(chǎn)井實施48 h連續(xù)監(jiān)控計量，通過連續(xù)錄取動液面，綜合分析產(chǎn)量、功圖變化情況等手段，摸索出油井出液規(guī)律，合理間開90井次，6～9月通過功圖、液面對比優(yōu)化間開制度40口，10月根據(jù)冬季生產(chǎn)需求優(yōu)化調(diào)整間開制度64井次，G83區(qū)目前間開井總數(shù)195口，占總開井數(shù)的45.3%，對比間開前，抽油泵效提高了5.2%（見圖2）。

圖2 間開前后效果對比圖

2.2 生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化調(diào)整

根據(jù)功圖、液面情況，制定參數(shù)優(yōu)化措施，并對調(diào)整后動態(tài)數(shù)據(jù)進行跟蹤，優(yōu)化調(diào)整生產(chǎn)參數(shù)，合理優(yōu)化泵徑[2-4]。地面參數(shù)優(yōu)化：根據(jù)產(chǎn)液量、功圖、液面對比，2017年3～10月制定63口井生產(chǎn)參數(shù)調(diào)整計劃，并持續(xù)跟蹤調(diào)參井動態(tài)資料優(yōu)化調(diào)整9井次，泵效由14.1%提升到20.6%，泵效提升6.5%。井下參數(shù)優(yōu)化：2017年3～10月累計實施降泵徑作業(yè)34井次，對比優(yōu)化前，泵效由13.9%提升到21.1%，泵效提升7.2%（見圖3、圖 4）。

2.3 提高入井油管、球座質(zhì)量

針對目前井下作業(yè)費用居高不下，材料費用占比較大的現(xiàn)狀，順應(yīng)“精細管理，提質(zhì)增效”要求，對于輕微偏磨井，偏磨段更換新油管，并下入扶正器，偏磨嚴重井，根據(jù)偏磨范圍下入內(nèi)襯油管，配套扶正器、雙向保護接箍、優(yōu)化桿柱組合，提高管桿服役時間，2017年偏磨段累計入井內(nèi)襯油管14 700 m，新油管8 700 m；油管修復(fù)首先進行儀器探傷，試壓，選取損傷程度較小的油管進行修復(fù)，提高入井油管質(zhì)量，修復(fù)泵更換鈦鎢球座，新泵試壓后方可入井，減少因結(jié)垢、腐蝕導(dǎo)致的球座漏失。

2.4 提高單井日產(chǎn)液水平

圖3 地面參數(shù)優(yōu)化效果圖

圖4 泵徑優(yōu)化效果圖

圖5 注水井消欠統(tǒng)計

精細油藏注水管理，精細分層注水，強化注水，通過油藏綜合治理，欠注井、低產(chǎn)井連篇治理，努力降低遞減。依據(jù)“精細管理”要求，細分注水單元至11個，不斷提升油藏開發(fā)針對性，堅持“平面、剖面”注水調(diào)整并重，保障主力生產(chǎn)層系能量補充，實施強化注水85井次，單注試驗8井次，不穩(wěn)定注水16井次，輪換注水4井次，侏羅系周期注水8井次，注水井消欠16井次；G83區(qū)西部堅持低產(chǎn)井連片治理，東部堅持堵塞井解堵措施，共完成油井措施34口，增油11.4 t/d（見圖5、圖6）。

圖6 G83措施效果統(tǒng)計

圖7 管線清垢效果對比

2.5 井組降回壓治理

針對結(jié)垢管線實施物理清垢及更換，管線走向優(yōu)化，站點地面臥式總機關(guān)更換提高投收球率，加強日常六小措施培訓(xùn)，延緩管線結(jié)垢速率，降低井組生產(chǎn)回壓。2017年累計實施管線清垢33條，管線走向優(yōu)化、局部更換整改16條，地面臥式總機關(guān)更換2座，恢復(fù)投球管線19條，對比2016年，投球率由58.2%提升至82.2%，通過投球率提升，大大降低了管線結(jié)垢、結(jié)蠟速率，同時建立周度、月度檢查制度，由作業(yè)區(qū)人員對井場加藥制度執(zhí)行情況進行檢查考核，每天對井場加藥、投球等日常生產(chǎn)進行截圖監(jiān)督，有效降低了井組生產(chǎn)回壓（見圖7）。

通過以上五項措施的具體實施，使得G83區(qū)抽油泵效達到25.2%，全區(qū)抽油泵效達到了28.4%。2017年全年累計節(jié)電49×104kW·h，達到了降低噸油能耗的目的。

3 結(jié)論與認識

（1）G83區(qū)影響泵效的主要因素為單井日產(chǎn)液水平低。

（2）對于低滲透油藏而言，對生產(chǎn)井進行間開時間的合理優(yōu)化，在保證產(chǎn)量平穩(wěn)的同時也可提高泵效，達到最大的經(jīng)濟效益。

（3）通過63口地面生產(chǎn)參數(shù)不合理井參數(shù)優(yōu)化調(diào)整，34口井降泵徑作業(yè)，有效提升抽油機系統(tǒng)效率，降低油井能耗，全年累計節(jié)電18×104kW·h，節(jié)約電費約9萬元。

（4）通過一年來井筒綜合治理，G83區(qū)油井維護頻次由0.82次/口·年下降到0.74次/口·年，檢泵周期由620 d上升到632 d，井下作業(yè)費用較2016年同比下降211萬元，治理效果明顯。