烏爾遜油田低產井出液規律及間抽制度的研究

王傳玉 （大慶油田有限責任公司海拉爾石油勘探開發指揮部）

烏爾遜油田低產井出液規律及間抽制度的研究

王傳玉 （大慶油田有限責任公司海拉爾石油勘探開發指揮部）

烏爾遜油田屬于“三低”油田，其固有的油藏特點，決定了油井低產，水井低注。隨著油井產量下降，地層供液能力與抽油機井生產參數不匹配的矛盾日漸突出，一些井出現間歇出油、供液不足的現象，這部分井采取全天開采勢必造成能源的浪費，而且也影響井下抽油泵的使用壽命。采取間抽是改善這種井泵工作狀況和降低油田能耗的有效措施。針對烏爾遜油田低產井參數不匹配的矛盾，開展了低產井出液規律及其合理間抽制度的研究，并按照上述方法采取措施后，提高了低滲透油田生產效益，節約了油田生產成本。

烏爾遜油田；低產；出液規律；生產制度

1 低產井出液規律研究

1.1關井時地層產液量變化規律

油井關井后，井口產液量為零，但是地層中的流體仍然向井底流動。地層流出液體全部用于增加油套環空內的沉沒度高度，由于沉沒度的增加，井底壓力逐漸增大，生產壓差減小；因此，流入井筒的流量也逐漸減小，油套環空內沉沒度高度隨時間增加的幅度也越來越小。當井筒內壓力場與地層壓力達到平衡時，地層流體停止向井筒進液。根據物質平衡原理，關井期間，井底油層的出液量與井筒內使油套環空內沉沒度上升的液量相等，且由于沉沒度與關井時間呈指數關系變化規律，對于1口井而言，油套環空的截面積是常數。因此，通過上述分析可以得出，關井期間地層出液量與關井時間呈指數關系，即

式中：QGt——關井某時刻自地層流入井筒的瞬時液量，m3/h；

A——油套環空截面積，m2；

ΔHt——關井某時刻沉沒度的變化值，m；

1.2開井時產液量變化規律

抽油機井開井生產階段，井口產液量由兩部分組成：自地層流入井筒的液量；抽汲過程中油套環空內排出的液量[1]。

1.2.1 開井時地層液進入井筒

油井開井時，在一定流壓下，地層流體流入井筒的流量可以用沃格爾方程來描述，由于井底流壓與油井沉沒度存在線性關系，又可以用動液面與靜液面高度關系來表示：

式中：Qt——地層流體流入井底的流量，t/d；

Qmax——井底流壓為0時的最大產量，t/d；

H——油井動液面，m；

h——油井靜液面，m；

Δt——時間差，h。

1.2.2 開井時油套環空排出液量

某一時間段內，油套環空出液量與沉沒度下降值的液量相同。為了分析油套環空出液量的變化規律，在對烏爾遜油田不同排量且供液不足的17口井的生產示功圖、動液面、產液量、系統效率等數據進行了連續監測，發現功圖飽滿度最低在17%、最高在43%，平均在27%時油井出現間歇性出液現象。以烏112-92井為例，通過監測連續示功圖發現，沉沒度降至22 m、示功圖由飽滿度變為36%時該井間歇性出液（圖1）。油井間歇性出液后系統效率明顯下降，供液不足前系統效率基本穩定[2]（表1）。

圖1 烏112-92井示功圖和沉沒度下降曲線

表1 烏112-92井不同沉沒度下產量及系統效率測試

根據17口井的供液不足和間歇性出液臨界狀態，確定了烏爾遜油田的轉間抽及間抽制度的調整標準（表2）。可根據油井生產數據對照相應泵徑、沖程、沖速及沉沒度、有效沖程比標準進行制度優化調整。

2 間抽制度的確定

2.1合理生產流壓

Petrobras根據油流Vogel方程和已知采液指數，從幾何學角度導出油氣水三相滲流時的IPR曲線計算公式。某一產液量qL下的流壓pwf為

qL——流壓為零時的最大產液量，m3/d；

pwf——生產流壓，MPa；

JL——采液指數，m3/（d·MPa）；

qb——原始飽和壓力下的產液量，m3/d；

pb——原始飽和壓力，MPa；

qomax——流壓為零時的最大產油量，m3/d；

fw——含水率，%；

Pwfmin——油井最低允許流動壓力，MPa；

n——無因次系數。

根據推導出的油氣水三相滲流時的油井流入動態方程，及給出的合理流壓與飽和壓力和地層壓力之間的定量關系式，并結合烏33區塊的平均地層壓力 12.81 MPa，原始飽和壓力 3.84 MPa，烏115-99井含水25.0%，測試流壓3.63 MPa時產液量為1.08 m3/d；烏117-103井含水5.0%，測試流壓2.67 MPa時產液量為1.74 m3/d。計算出JL分別為0.12 m3/（d·MPa）和0.17 m3/（d·MPa）。因此，根據公式（2）可以計算出這兩口井不同流壓下對應的產液量（表3）。

表2 烏爾遜油田不同排量井供液不足及間歇出液臨界參數

表3 烏115-99井和烏117-103井不同流壓下產量計算

為驗證合理流壓計算方法在烏爾遜油田的吻合性，開展了這兩口井量油試驗。烏115-99井流壓在2.12 MPa時產量和系統效率最高，烏117-103井流壓在2.24 MPa時產量和系統效率最高；流壓在2～3.5 MPa之間產量最大，系統效率最高（表4）。供液能力減低。

液面下降曲線主要有拋物線形和近似直線形兩種，隨著示功圖變為供液不足狀態后，持續生產的油井會出現間歇性出液現象。

結合烏112-92井量油、系統效率監測數據及開關井動液面監測數據（表5）可以看出，該井最佳啟停機時間為71.5 h和11.5 h，生產制度為關井60 h、生產8 h（圖2）。

圖2 烏112-92井開關井液面變化曲線

表4 烏115-99井和烏117-103井不同流壓下量油及測試系統效率

2.2間抽井啟停機時間

主要依據開關井液面恢復曲線并結合合理流壓來確定啟停機時間[3]。監測烏爾遜油田停機液面恢復曲線發現一個共同特征，即液面恢復不是直線型恢復，而是曲線型恢復。當液面恢復到一定值時出現拐點，恢復緩慢，這是由于生產壓差減小，地層

2.3實施效果

對低沉沒度供液不足井實施轉間抽24口井，優化調整間抽制度10口井，在保證總產量不降的同時，實現日節電2018 kWh，年累積節電32.8×104kWh（表6）。

表5 烏112-92井不同沉沒度下產量及系統效率測試

表6 2015年轉間抽及間抽制度優化井效果統計

3 經濟效益分析

按照每度電0.50元計算，年節電32.8×104kWh，折算電費16.4萬元；同時降低了低產井檢泵率并延長了設備使用壽命，實現年少檢泵2井次，節約檢泵費用10萬元。抽油機單井皮帶耗損量由3.5條/a減少至2條/a，年節約成本1.8萬元。上述共計節約生產成本28.2萬元。

4 結論

1）通過開展低產井出液規律研究，確定了烏爾遜油田低產井轉間抽及間抽制度調整標準，有效指導了油井工作制度的優化調整。

2）通過開展油井合理生產流壓的研究，結合監測開關井動液面曲線，確定了間抽井啟停機時間，實現了生產制度最佳化。

3）采取間抽對烏爾遜油田抽油機井工作參數進行優化，提高了機采管理指標，節能降耗的同時，降低了檢泵作業費用，節約了生產成本。

[1]關寧，歐陽華章，李華.抽油機低效間抽井產液變化規律[J].油氣田地面工程，2006，25（2）:17-18.

[2]楊建華，曹新彩.提高抽油機井系統效率技術及應用[J].石油石化節能，2012，2（4）:15-18.

[3]劉合，高甲善.關于抽油機井合理間抽制度的研究[J].石油鉆采工藝，2000，22(1):69-72.

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10.3969/j.issn.2095-1493.2016.08.005

2016-03-09

（編輯 李發榮）

王傳玉，工程師，2006年畢業于長江大學石油工程學院（采油工程專業），從事油田生產技術管理工作，E-mail：h_wangchy@Petrochina.com.cn，地址：黑龍江省大慶油田海拉爾石油勘探開發指揮部烏作業區，021000。