八面河油田南区采油螺杆泵适应条件分析

bomoaa · 发表于 2014-7-20 01:42:00

　　采油螺杆泵以较多优点而被油田推广采用，但其实际应用中亦存在一些不足，只有在条件适宜的情况下，才能发挥其优点。本文通过对螺杆泵的实际应用分析，总结出螺杆泵在八面河油田南区的一些较佳适应条件。
  　　八面河油田南区位于山东省寿光市与广饶县交界带，八面河之南，面积约156Km2 。区域内油层埋深约1100m，不同区块、不同层位原油物性差异很大，原油粘度从30～40000mPa·s均有分布。南区目前有生产油井930口，生产井中出砂井、含气井、低至高含水井、低至高液量井、直井斜井水平井均有包含，是采油螺杆泵较理想的试验场所。1、螺杆泵优点简介
  　　(1)一次性投资最少。相比电动潜油泵生产节省约12万元，相比抽油机生产节省约14万元。
  　　(2)结构简单，维护方便。螺杆泵的驱动装置安装在油井的井口上，体积小，重量轻，占地面积小，维护费用少。
  　　(3)节能效果好。螺杆泵工作时负载稳定，机械损失小，泵效高，效率高。
  　　(4)适应性强。能用于稠油、含砂、含气井开采，能用于丛式井组、斜井和水平井开采。2、南区螺杆泵应用情况
  　　采油螺杆泵在南区应用处于一个较低的水平，历年来只占开井的1%～3%。虽然螺杆泵有较多优势，但其平均检泵周期相比抽油机生产周期要短，整体计算下来，效益比不过抽油机生产，因此制约了螺杆泵的广泛应用。真空技术网(http://www.chvacuum.com/)通过计算分析，在同井应用螺杆泵生产以及液量相仿的情况下，只有当检泵周期大于使用抽油机生产检泵周期的约1.3倍时(节电影响的成份较少，主要是检泵费用)，效益才能比使用抽油机生产好。
  　　2.1、南区2012年在用螺杆泵井检泵周期
  　　2012年有效在用螺杆泵井共26口，其中有9口下泵后未作业不统计，17口井平均检泵周期445天(南区全井平均检泵周期720天)。
  　　(1)螺杆泵检泵周期与抽油机生产时对比。由抽油机生产改为螺杆泵生产其检泵周期有对比性的井11口(含3口未作业井，周期已延长)，检泵周期相比有延长的井有6口，倍比大于1.3倍的井只有4口(见表1)，创效井所占比率为36.4%。
  表1 倍比大于1.3倍的井

  　　从表1中可以看出，这4口井日产液量均小于30m且均为直井。
  　　(2)检泵周期大于600天的井5口，见表2。
  表2 检泵周期大于600天的井

  　　从表2中可以看出，检泵周期较长的井日产液量在30m 以内，均为直井或直井段。
  　　(3)检泵周期小于300天的井有7口，见表3。
  表3 检泵周期小于300天的井

  　　从表3中可以看出，斜井及液量较大的井，检泵周期较短。
  　　2.2、南区2012年在用螺杆泵井能耗情况
  　　从理论上说，螺杆泵对比抽油机生产应有较好的节能潜力，因为螺杆泵生产时是一个持续均匀的运转过程，而抽油机生产时由于上下往复运动存在惯性能量损失。从实际应用情况看，节能效果并不明显。这是因为当前抽油机配用节能电机且采用节能优化参数生产，能耗已处于较低水平。
  　　统计抽油机井改螺杆泵井生产，在液量相仿，且装有电表的14口井进行对比得出：这14口井在抽油机生产时平均日耗电159KWh，改为螺杆泵生产后平均日耗电149KWh，平均日节电10KWh;对比有节电效果的井5口，平均日节电64KWh，对比增加耗电的井4口，平均日耗电增加47.5KWh。耗电量减少的井日产液量在30m以内，且均为直井;耗电量增加的井日产液量大于50m，且多为斜井，分析认为液量较大或井斜时，造成杆与管之间的摩擦力增加较多，导致扭矩增大，耗电增多。3、不同条件试用情况
  　　3.1、大液量井试用大排量螺杆泵
  　　南区从2004年开始引进试用大排量螺杆泵，统计试用井8口(日产液量>60m，最大液量未超过110m)，其平均检泵周期353天，平均日耗电241KWh。大排量螺杆泵失效的主要原因是泵脱、管脱，占作业总井数42.2%，其次是杆断，占作业总井数36.8%，管漏、泵漏，各占15.9%和10.5%。因大排量造成的较大扭矩使得大排量螺杆泵井管杆断脱频繁失效，且暂无有效工艺解决这类问题，制约了大排量螺杆泵的推广应用，目前只有2口大排量井生产。
  　　3.2、稠油井试用
  　　统计南区从使用螺杆泵以来，在稠油区块使用15口井，平均粘度5867mPa·s，最大粘度未超过11000mPa·s，平均液量5m，平均含水56.9%，各井检泵周期不稳定，变化较大，与粘度大小无规律对应性。大部分井均通过几次短周期失效作业后，才能正常生产，平均检泵周期530天。其中有4口井出现一次免修期长达1500天以上，但并不是每次免修期都相似，甚至很短。如M23-2井，经过5次短周期作业后，94年6月下泵，生产周期达2347天，其后生产周期均较短。而M138-5-X17井与M138-2-X12井在生产2个月时间内发生杆断失效，前者失效2次，后者失效3次后均放弃使用螺杆泵(M138-5-X17井粘度3614mPa·s;M138-2-X12井粘度6494mPa·s)。
  　　稠油井因其油稠低含水低液量对杆作用一个较强的束缚摩擦力，使螺杆泵易发生杆断脱、管脱失效。小排量螺杆泵作为低产稠油区块一种举升工艺，有着一定的优势，但因其检泵周期的不稳定性，对其推广应用缺乏论证基础与信心。
  　　3.3、出砂井试用
  　　螺杆泵在出砂井上应用有一定的优势，当出砂量较少时，不会造成杆卡现象。M4-4-X291井在2009年3月14日新投抽油机生产，日产液量12 m ，日产原油7.5t，含砂0.2%，生产40天后因砂杆卡失效，作业冲砂24m，在未采取防砂措施的情况，改用螺杆泵(GLBI20-36)生产，其后均未出现砂卡现象，且每次作业均冲砂大于20m，平均检泵周期199天(斜井偏磨严重)。当出砂量较多时，螺杆泵亦无法正常生产。
  　　M120-35-X5井抽油机生产在2012年10月25日因砂杆卡，正常时生产液量16m，油11t，作业冲砂40m，不防砂下螺杆泵做携砂采油实验，实验4次均失败，连续因砂卡泵造成杆扭脱失效，生产周期分别为5天、16天、5天、11天，每次作业冲砂均大于30m，后采取绕防防砂措施改抽油机正常生产(螺杆泵使用参数：泵型GLB200-33，泵深1040m，转速90转/分)。4、螺杆泵优化管理
  　　统计2012年南区螺杆泵井检泵作业23井次，其中管漏失效井次最多，为8井次，占作业井次的35%，其次为杆断脱失效5井次，占22%。
  　　(1)管漏失效的主要原因是抽油杆的高速定点径向旋转磨损，可以采取设计优化与管理优化的方式，延长免修期。①在抽油杆接箍处安装扶正器;②采用大泵径低转速生产参数，减缓杆管摩损速度;③在小于原检泵周期的时间段，通过上提抽油杆约20cm改变抽油杆接箍对油管偏磨点。
  　　(2)杆断脱失效是螺杆泵失效的常见原因，治理杆断脱主要有以下两个方法。①采用抽油杆柱反向设计方法，即预设抽油杆杆径，根据油井生产情况计算出杆柱受力情况，确保抽油杆柱的安全性;②减少不必要停井，防止因停井造成杆柱释放扭矩反转脱扣。5、认识
  　　通过应用分析，八面河油田南区采油螺杆泵较适宜的应用条件为：液量<30 m /d，粘度<5000 mPa·s，泵挂在直井段的井。通过筛选，南区目前有60多口井适宜应用螺杆泵生产。通过对螺杆泵的实际应用分析，亦得出以下认识。
  　　(1)斜井段使用采油螺杆泵免修期一般小于使用抽油机采油。
  　　(2)大液量井使用采油螺杆泵免修期一般较短，且节能效果不佳。
  　　(3)直井段且液量小于30m/d的井应用螺杆泵可能获得较好的节能效果。
  　　(4)出砂井使用采油螺杆泵有一定优势亦存在局限性。
  　　(5)稠油井使用采油螺杆泵存在不稳定性。
  　　(6)逐步提高螺杆泵工艺水平及管理水平，将进一步提升螺杆泵的适应性及效益性。

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