一種油井作業風險預警方法的建立與實施

張志堅，王 鑫

1.中國石油大慶油田有限責任公司第五采油廠 (黑龍江 大慶 163513)2.中國石油大慶油田有限責任公司開發部 (黑龍江 大慶 163453)

一種油井作業風險預警方法的建立與實施

張志堅1，王 鑫2

1.中國石油大慶油田有限責任公司第五采油廠 (黑龍江 大慶 163513)
2.中國石油大慶油田有限責任公司開發部 (黑龍江 大慶 163453)

為了進一步提高抽油機井作業管理水平，實現油井作業分析-預判功能，歸納了油井檢泵作業的影響因素，提出了單井綜合風險系數的確定方法。通過與平均風險系數的比對，劃分了高風險區、中風險區、低風險區以及合理區，實現了油井檢泵作業的預見性，為延長檢泵周期措施的對應實施提供依據，提高油井作業管理水平。

油井作業;抽油機;檢泵作業;風險預警

油田在節能減排和持續穩產的新形勢下，降低原油生產成本，已成為工作的重點。油井作業成本是油田開發成本的重要組成部分，提高井下作業管理水平、降低檢泵率、延長檢泵周期是控制井下作業管理成本的重要手段［1-2］。油田開發幾十年來，在油井作業方面積累了很多寶貴經驗和成功做法，但仍存在一些制約井下作業管理水平進一步提高的問題。

一是事前監測手段單一，發現問題不及時。目前，能有效監測井下工況的只有“示功圖”一種資料，液面、電流和產量等資料，由于受管理、設備等因素影響只能起到輔助診斷作用。由此，可能會導致診斷失誤和發現問題滯后。二是事中措施表面化，方案缺乏預見性。井下作業現場一般只對發現的問題進行處理，措施缺乏預見性，給井下作業留下風險隱患。三是事后缺少總結分析，分析水平需進一步提高。隨著井下作業管理人員的逐年增加，新老交接，技術管理水平參差不齊，一些人員的理論水平需要提高，現場經驗需要積累，缺少一種智能化的作業管理平臺，以提升管理水平。

基于以上考慮，提出了“油井作業風險預警”理念，通過對作業影響因素的分析和治理，提高作業管理水平。

1 風險預警方法的形成

1.1 風險預警基本思路

通過對油井檢泵作業影響因素的分析，歸納出影響油井檢泵的關鍵因素，在對各影響因素進行風險評估的基礎上，提出了單井風險系數及因數的確定方法，通過與平均風險系數的比對，劃分了高風險區、中風險區、低風險區以及合理區，實現了油井檢泵作業預見性。

該方法從宏觀上對油井井下生產狀況進行監控，對風險區進行劃分，依據風險級別對單井進行“提前分析，超前優化”，對已檢泵井指導施工設計，可有效延長抽油機井檢泵周期。

抽油機井作業風險預警圖的繪制步驟:①將抽油機井分為泵、桿、管3個系統，全面考慮影響每個系統工作狀況的主要因素;②對于每個系統，根據實際狀況，對各種影響因素中的風險項目進行風險評估并打分;③將各風險項目的風險系數和影響程度相乘得到該系統風險因數;④將多個系統的風險系數按照權重比例相加得到綜合風險因數;⑤以綜合風險因數為縱坐標，檢泵周期為橫坐標，形成“抽油機井作業風險評估預警圖”。

1.2 主要影響因素分析

影響抽油機井檢泵的因素有很多種，通過對以往檢泵井原因分析及探討，總結出影響抽油機井檢泵的幾種原因，其中影響檢泵的主要原因有:泵問題、桿問題、管問題以及管理問題［3］。

1)泵問題。影響泵問題檢泵的主要因素有如下方面:①免修期長短;②含水高低;③泵型與地面參數匹配;④沉沒度高低;⑤砂垢影響;⑥泵質量問題。

2)桿問題。抽油桿柱往復運動時受井液阻尼作用和摩擦力作用，造成桿柱受力狀態不同，特別是中和點以下的抽油桿幾乎全部處于受壓狀態，容易產生彎曲變形。在偏磨的油井中，沖程短，沖次高時，偏磨的部位相對較小，但摩擦次數頻繁，磨損嚴重。另外，在實際生產中，沉沒度過低、抽油桿扶正不合理、井口回壓過高、井口盤根壓得過緊、管桿尺寸配合間隙過小、泵間隙過小等因素，都不同程度地加劇桿與管的偏磨。

3)管問題。造成管問題檢泵主要原因有如下幾個方面：①管的使用壽命過長造成的老化;②地面參數匹配不合理造成的交變載荷過大致使管疲勞損壞;③由于偏心井口迫使油管橫向應力過大從而發生油管斷裂;④含水過高且沒有扶正措施造成的偏磨［4-6］。

4)管理問題。首先，熱洗等冬季生產管理措施受設備限制，未能及時到位，出現蠟卡現象;其次，作業受條件限制，作業監督未能實現全過程質量監控，施工質量無法完全受控于甲方，部分關鍵工序不能完全跟蹤掌握。

1.3 單項風險系數、影響程度的確定

影響抽油機井每種檢泵問題的因素有很多種，總結以往檢泵的經驗，把影響因素細分為不同的類別，并對其中的關鍵因素進行影響程度的定性評價，通過打分確定影響程度值，見表1。

在表1定性評價的基礎上，對各影響因素進一步細化，建立與使用時間長短、指標高低等量值有關的風險量值評價體系，確定風險系數，見表2。

1.4 綜合風險因數的確定

確定了抽油機各檢泵原因的影響因素、風險系數和影響程度以后，根據公式(1)、(2)求出各類檢泵發生的綜合風險因數，因數越大，風險越高，應重點觀察調整。

單項檢泵原因風險因數公式:

式中:F′為單項檢泵原因風險因數;n為影響因素個數;Fi為第i個影響因素的風險系數;Mi為第i個影響因素的影響程度。

桿問題、管問題風險因數取表1中各分項按照式(1)計算結果的算術平均值。

單井綜合風險因數公式:

式中:F綜合為單井綜合風險因數;Fj′為第j個單項檢泵原因風險因數;Mj為第j個檢泵原因的影響程度，可由該油田各原因檢泵發生的概率確定。該油田泵問題取0.5，桿問題取0.2，管問題取0.2，管理問題取0.1。

2 風險預警系統的應用

以A井為例，該井上次作業日期為2011年11月20日，本次作業日期為2013年6月21日，采用閉閥泵生產，其他各項數據見表3。

表1 影響檢泵發生的關鍵因素影響程度表

表2 影響檢泵發生的關鍵因素風險系數表

將表3中數據代入表1及表2，即可得到風險系數和影響程度，采用式(1)進行各項計算，計算結果見表4

將表4中分項因數的計算結果代入式(2)，即可得到單井的綜合風險因數。A井不考慮管理問題的單井綜合風險因數=0.5×0.43+0.2×(0.5+0.55)/2+0.2× (0.64+0.6)/2=0.444。

利用以上方法計算出某油田抽油機井平均綜合風險因數為0.4，平均檢泵周期1 098天(約3年)。以檢泵周期為橫坐標，綜合風險因數為縱坐標，劃分風險區域，繪制A井風險預警圖(圖1)。

表3 A井檢泵前正常生產數據表

表4 A井風險因數計算表

圖1 A井風險評估預警圖

風險區域定義及劃分原則:由以上分析可知，風險因數越高，發生檢泵作業的幾率越大，檢泵周期越短，年檢泵次數越多，費用越高。以風險因數作為主要參考對象，檢泵周期為次要參考對象，將風險因數高且檢泵周期短的區域確定為高風險區;將風險因數高且檢泵周期長的區域確定為中風險區;將風險因數低且檢泵周期短的區域確定為低風險區;將風險因數低且檢泵周期長的區域確定為合理區。

高風險區:綜合風險因數高、檢泵周期短;中風險區:綜合風險因數高、檢泵周期長。

低風險區:綜合風險因數低、檢泵周期短;合理區:綜合風險因數低、檢泵周期長。

采用類似方法，繪制了全油田的風險預警圖，如圖2所示。

圖2 全油田風險評估預警圖

為了驗證風險預警系統中確定的各單項及綜合風險系數、因數和影響程度合理性，對某油田2013年檢泵的536井次抽油機井進行了驗證，以單井檢泵之前的正常生產數據作為研究對象，反映在抽油機井作業綜合風險評估預警控制圖中，有402井次落在風險區中，風險評估預警圖符合率達到75.0% (圖3)。

圖3 風險預警系統準確性驗證情況

3 結束語

通過在油井作業管理上引入“風險預警”方法，繪制了抽油機井作業風險評估預警圖，為抽油機井作業管理帶來了幫助，方便了抽油機井的日常管理工作。但是在深入剖析該風險評估預警圖時，認識到該預警圖仍然存在2個問題:

1)作業風險評估預警圖4個區域的劃分不夠細致。需要在現有抽油機井風險評估預警圖4個區域的基礎上，繼續區域細分，使落實在每個區域的井都可以準確反映出相應問題，確保區域劃分詳細準確。

2)抽油機井作業數據的維護工作仍需加強，風險評估系統沒有網絡化。需要在現有數據的基礎上加強抽油機井作業數據的維護工作，同時研發抽油機井作業綜合風險評估預警系統，在各小隊中應用，方便其對抽油機井作業綜合風險評估預警控制圖的調用，提高抽油機井管理水平。

［1］憲侃，葉利平，谷芐洪.抽油機采油技術［M］.北京:石油工業出版社，2004.

［2］明柱平，楊文領，劉清友.修井作業專家系統開發研究［J］.石油機械，2006，34(4)：53-55.

［3］陳斌.延長油井免修期的幾點做法［J］.內蒙古石油化工，2006，13(1)：108-109.

［4］呂瑞典，孫三朵，郭會雙.有桿抽油井檢泵原因分析與預防措施的探討［J］.維修與改造，2007，34(8)：68-69.

［5］劉桂林，陳偉平，高榮曉.抽油機井桿管偏磨成因分析及防治措施［J］.鉆采工藝，2005，28(6):79-81.

［6］孟慶武，徐景生，王宙，等.大慶油田斷裂油管失效分析［J］.大慶石油學院學報，1998，22(1)：85-86.

In order to further improve themanagement level of pumping well operation，finish the analysis and prediction of pumping well operation，the factors of affecting oil well pump inspection operation are analyzed and summarized，and amethod to determine single-well integrated risk coefficient is proposed.High-risk areas，medium-risk areas，low-risk areas and reasonable areas are divided through comparing single-well integrated risk coefficientwith average risk coefficient，so the risk prediction of oil well pump inspection operations is implemented，which can provide the basis for the formulation and implementation of oilwell pump inspection cycle lengtheningmeasures and the improvement of pumping well operationmanagement level.

oilwell operation;well pumping unit;pump inspection operation;risk warning

梅

2014-12-12

張志堅(1983-)，男，工程師，主要從事螺桿泵采油技術研究工作。