塔河油田典型示功图分析

塔河油田典型示功图分析张海云Ξ(新星公司西北分公司油田工程技术研究院) 摘要　塔河油田抽油井原油物性变化大,抽油泵类型多、泵挂深,工作状况复杂。

经对该油田各类典型示功图分析对比,总结出该地区抽油井试井存在的问题,提出有针对性的技术管理措施,为选择合理的采油工作制度和修井检泵措施,保证油井长期稳产、高效提供依据。

主题词　抽油井　示功图　分析 塔河油田油藏类型多,原油物性变化较大,既有轻质油又有粘度高、比重大的稠油、超稠油,抽油井属于深井、超深井,最大泵挂深度达3004m,在国内少见;所用抽油泵类型较多,泵工作状况非常复杂,不但受到“机、杆、泵”抽油设备及井内“砂、蜡、气、水”的影响,而且受稠油和超深泵挂影响严重。

深井泵工况的好坏直接关系到抽油泵效和单井配产计划的完成。

因此,通过示功图诊断分析结果为油井正常生产作出正确结论就显得尤为重要。

典型示功图分析1.泵工作正常图形特征:左右、上下曲线平行,接近理论示功图图形特征,曲线较理想,充满程度100%,排出系数较高,一般泵效接近理论值。

管理措施:此类井供液充足,沉没度大,仍有生产潜力可挖,可将机抽参数调整到最大,以求得最大泵效,发挥出井筒应有产能水平。

特别是在大泵孔距、出砂不严重、含水高于90%以上的井,要采取长冲程,较大泵径,合理冲次机抽。

S35井泵深2003.9m,泵径44mm。

由于下泵较深,上下冲程曲线呈阻尼曲线特征(见图1),波幅均由大变小。

但若冲次超过12次/min,可能在左下方和右上方出现“绕圈”现象,也属正常。

2.泵工作正常但供液不足图型特征:在右侧缺失一块,但上下左右曲线平行。

此类井泵无问题,是因泵筒内充满程度差,在下行时游动凡尔不能及时打开卸载所致,这种情况大多在泵沉没度小,油层供液不足的井上发生,要结合动液面和下泵深度是否合理进行分析,如动液面较高,可能为进油设备部分堵塞,可采取洗井等措施。

管理措施:主要进行油层改造,改善供液条件、机抽参数。

对于泵挂较深井可采取长冲程、小泵径、慢冲次;泵挂相对较浅的井,在井况及抽油设备允许情况下,加深泵挂深度,以求得最大泵效。

DK5井前期生产较正常,沉没度300m以上,生产一段时间后液面下降,图形右下角出现缺失,并随液面的不断下降,图形的缺失程度越大,产量也不断减少,直至空抽,井口不出液(见图2)。

3.泵工作正常但油稠图形特点:油稠井的示功图与回压大管堵情况基本相似,上下负荷线均超出上下理论负荷线。

油稠井产生不规则的上下负荷线(见图3),管线回压大,则曲线肥胖比较平缓(见图4),是因为上行负荷大,下行磨阻力大。

图形产生变异,但泵总体作功面积和充满系数较高,排液仍然正常。

管理措施:对于稠油井,主要对进泵液体降粘,2003年4月油　气　井　测　试第12卷　第2期Ξ张海云,女,1993年毕业于西南石油技校油气试采专业,从事试井资料处理方面工作。

地址:新疆乌鲁木齐市河南东路8号新星公司西北分公司油田工程技术研究院研究所,邮政编码:830011。

采取环空加热措施,并采用反馈抽稠泵机抽。

4.不同泵深和冲数下惯性载荷的影响从图5、图6的对比中不难看出,随着井深和冲次的增大,图形表现为沿顺时针方向偏转,偏转角度随之增大,动载也随之增大。

5.有二级震动载荷影响DK 216井因冲次相对较快,或杆栓设计组合不合理,造成抽油杆断脱频率增大。

该井在一年内因抽油杆断脱连续检泵三次,必须合理调整参数。

该井示功图如图7所示。

T 314井冲数越大,动载荷越大,上下死点处已有二级震动载荷迹象(见图8)。

6.深井冲程损失的影响图形特点:增载和卸载线较长,斜率大,但上下左右保持平衡。

泵工作正常,因为泵深造成冲程损失较大,减少了活塞有效行程,降低了泵效。

针对S79井地层供液不足的特点,塔河油田于2001年采取超深井杆式泵深抽工艺技术,泵挂深度达3004m ,日增原油7t 。

该井示功图如图9所示。

7.连抽带喷图型特征:与抽油杆底部断脱、活塞未进入工作筒、游动凡尔失灵及修井完井后沉没度低于泵挂所测图型相似(见图10)。

可通过计量有无液量、井口蹩泵压力表观察及计算最小理论负荷线判断属哪种情况。

同时,结合井筒地层供液及动液面资料,看是否具备抽喷条件。

一般泵效大于理论排量者,均有抽喷图形特征。

管理措施:对高含水井应采取大泵径,长冲程,相对合理冲次机抽,尽量将泵挂下在油水界面附近以得到最大有效油量。

也可采取其它机抽方式,如电潜泵等;对于中低含水井可适时采取措施,保持较稳定的生产压差采油,防止含水上升速度过快。

8.抽油杆断脱图型特征:增载线与减载线微短,且无冲程损失(见图11)。

表现为不出油,井口观察电流上行小下行大,或抽油机明显失去原有平衡,电机有明显“怪叫声”;井口憋压放空口可产生上行吸气,下行排气现象。

同时,可通过计算负荷线证实断脱位置。

管理措施:首先要装抽油防脱器,且合理优化组合抽油杆柱,相对下小泵径,慢冲次生产。

对于井偏严重的井要下抽油杆扶正器或采取其它有效措施,特别是冲次不能过大,对稠油生产井尤为重要,一般采用抽油机最小冲次为宜。

9.气体影响图型特征:卸载困难,且卸载线呈圆弧状(见图12),其曲率半径越大,泵效越低,表明油套环空内泡14第12卷　第2期张海云:塔河油田典型示功图分析沫段高,油层脱气严重,沉没压力偏小,泵充满差,严重时会“气锁”不出液,其图型为“双弧线”时泵阀不能及时关闭和打开,即已空抽不出液。

管理措施:尽可能加深泵挂,大泵径长冲程机抽,特别是防冲距要调到最小,尽量减小余隙体积;下高效气锚和防气泵,合理放套气,控制套压生产。

10.防冲距过大图型特征:表现在上冲程未到死点位置时提前卸载(见图13),此长度可用图上长度乘减程比计算,并按此长度下放活塞。

注意与泵工作筒上部磨损间隙图形的区分。

管理措施:下放活塞,探泵到固定阀位置后上提,或再测功图对比。

在下死点有微弱的碰泵卸载现象,但不严重,一般井口不易发现,这是由于油稠粘滞力大所造成,上提排除即可,但时间太长可能有影响,使凡尔球产生磁化现象。

11.凡尔漏失DK 6井为典型的游动凡尔和固定凡尔均漏失的井,图形表现为上行增载缓慢且提前卸载,下行提前卸载和增载(见图14)。

12.柱塞(缸套)中上部磨损图形特征:增载与卸载线不对称,上下行程线有相对低凹点,说明此处泵与活塞间隙过大造成漏失。

管理措施:对于仍有一定泵效、影响产液不大的井可在适当时检换泵,对于漏失严重的井应及时修井检泵。

产生这种现象的原因是下泵生产时间长,油井有微弱出砂或机械疲劳磨损等。

图15所示DK 21井为轻度缸套磨损,目前生产尚可,需定时检泵,但长时间会造成减产。

13.柱塞脱出泵工作筒图形特点:活塞上行程一半时提前卸载,因活塞脱出工作筒产生液体严重漏失,震动使右边上下负荷线交叉,幅度大,脱出长度可从图中横轴看出。

出现此种图形,主要是修井完井数据误差较大所造成。

DK 16井试抽期间所测图形如图16所示,防冲距过大,柱塞上行脱出工作筒,造成油井严重减产。

对好防冲距之后,泵工作正常。

管理措施:下放抽油杆。

14.光杆滞后S34井泵深100.3m ,动液面216.4m ,油井严重减产,图形无明显增减载荷特征(见图17),不出液,原有平衡失去,致使光杆下行困难。

管理措施:及时换泵。

15.液压反馈抽稠泵TK 431井是塔河油田首次采用抽稠泵的井,在试用过程中功图左下方一直出现小尾巴(见图18),后经多次检泵发现,其下部多为活塞出工作筒,与油管壁偏磨所致,或70mm 活塞与44mm 活塞变径处微碰。

如防冲距合理,均属正常。

管理措施:下油管扶正器。

16.抽稠泵管柱组下不合理,空抽不出TK 411井活塞在下死点卸载负荷大,因下卸活塞出工作筒,而未接油管,坐碰在气锚上所致(见图19)。

该井泵深1201m ,泵径70/44mm ,井口不出液。

经检查,管柱数据不正确,44mm 活塞坐于气锚之上,70mm 泵未完全进入工作筒。

17.测试力比调节不合理造成误判断图20只从图形上判断为游动凡尔和固定凡尔均漏失,但实际情况为抽油杆底部断脱,原因是测试力比取值太小而将图形放大,产生失真。

计算最大理论负荷功图即可发现可疑之处,今后应引起注意。

24油　气　井　测　试2003年4月18.其它类型管线回阻大(见图21)、泵筒上部与活塞严重拉伤(见图22);深井供液不足,空抽,震动大(见图23);泵工作正常,惯性载荷大,井口偏磨,盘根盒过紧(见图24)等情况,不再描述。

机抽井技术管理措施1.塔河油田机抽井现状塔河油田的机抽井占总生产井数的20%左右,其中多数机抽井属于中深和深抽井,平均泵挂在1500m 左右,最大泵深3004m ,平均泵孔距2000m 以上。

同时,油井动液面高,沉没度大,含水量高,油层供液充足,平均泵效在80%左右,个别油井仍有抽喷现象。

套管损坏程度低,完好率达98%以上。

深井泵受砂、蜡影响程度低,大多数为泵机械疲劳损坏和抽油杆断脱因素造成。

因此,油井检泵平均免修期在600d 左右,最高达1500d 以上。

深井泵工况普遍较好,大多数泵充满程度好,泵效高,且其它干扰因素小。

2.影响泵效的主要原因及管理措施(1)供液不足对泵效的影响油层供液不足或泵挂深度不合理,造成泵效低,个别井加深生产一段时间后动液面会随之下降,不能从根本上改变泵供液状况。

对类似的井可用相对小泵径,长冲程,慢冲次,较深泵挂生产,并按配产需求结合井筒状况合理优化生产参数,保持较长时间稳产。

对于自然衰竭开采井,暂时只能靠加深泵挂,合理组合机、杆、泵配合参数,提高供液不足井的泵效,一般泵效仍可达40%,或间歇机抽。

(2)气体对泵效的影响这类情况主要发生在气油比高,油层压力下降快,含水相对较低,沉没度小于500m 的油井上。

经分析,油层脱气是主要原因,而目前使用投棒式泄油器管式泵余隙体积比其它泵大,降低了防气效果。

此类井动液面计算最好折算,以正确掌握液面高度。

(3)泵间隙大,带病工作影响泵效此情况大都发生在生产时间较长,高含水,排量大的油井。

在适当的时机采取检泵措施,可起到一定增液作用。

(4)稠油井对泵效的影响稠油井主要采用液压反馈抽稠泵机抽。

此类井提高采油时效、维持油井正常生产、防止躺井停产是管理重点。

环空加药降粘、破乳成功与否是解决光杆滞后、提高泵效的关键所在。

机抽参数必须采用较小冲次生产。

(5)超深抽油井冲程损失大对泵效的影响该区实测功图证实,泵深在2000～3000m 的井活塞实际有效冲程损失达1.5～2.5m ,使泵排出系数大大降低。

这些井在不进行环空测试(偏心井口)时,最好对泵管柱进行锚定,以减少冲程损失。

今后应根据机采井管理要求,把功图、液面资料纳入到抽油井系统效率,掌握实际排量,了解计量误差,特别是把功图分析结果纳入到宏观控制图(即:合理区、潜力区、断脱漏失区、待落实区、供液不足区)管理范围内,为油井生产宏观管理,及时采取修井决策提供可靠依据。