機采井調參控流壓方法研究

潘健（大慶油田有限責任公司第八采油廠第一油礦，黑龍江大慶163000）

機采井調參控流壓方法研究

潘健（大慶油田有限責任公司第八采油廠第一油礦，黑龍江大慶163000）

合理的抽汲參數是機采井正常運行的必要條件。在油田開發的過程中，油層條件的變化、注采兩端的方案措施的實施易造成油井產液量及液面發生變化，改善機采井原有正常的運行狀態，需要及時調整抽汲參數，使機采井恢復至合理生產運行狀態。本文通過分析機采井流壓與泵效、流壓和系統效率的關系，確定了合理流壓的范圍，并給出了通過合理流壓預測產液量的公式，對公式進行了驗證對比，以預測產液量為基礎，結合機采井泵效、泵徑等參數，確定機采井合理的抽汲參數。

調參；合理流壓；泵效；系統效率；產液量；沖程；沖次

調整抽汲參數是機采井日常管理工作的重點，主要是平衡注采井之間的供采關系，使機采井沉沒度和系統效率保持在一個合理的范圍內，保證機采井長期穩定生產。

1 目前調參工作存在的主要問題

2017年5月份，我礦平均沉沒度191米，沉沒度水平處于外圍采油廠前列。全礦沉沒度大于300米的油井有213口，占全廠油井開井總數的11.2%，平均沉沒度378米。同時，全礦5月份有497口油井沉沒度小于100米，占全廠油井開井總數的26.1%。為了使這部分井沉沒度盡快恢復到合理范圍內，每個月我礦都要執行大量的調參工作，下表1是全礦五月份調參工作量。因此，制定一個合理可行的調參依據，對于我礦以后的調參工作有著指導性的意義。

表1 第一油礦五月份調參工作量匯總

2 機采井精細調參預測方法

2.1 合理流壓預測

抽油機井的流壓與泵效、流壓與系統效率的關系曲線（見圖1）表明，流壓在0～3Mpa之間，油井的泵效較低，在0～32%之間，系統效率也比較低，在0～19%之間；隨著流壓逐漸上升，泵效和系統效率都呈現一個上升的趨勢，流壓在4Mpa左右時，系統效率達到了一個最高值，為27%。對這兩條曲線的綜合分析表明，泵況正常時精細調參的合理流壓為3～5Mpa。因此，對流壓大于5Mpa，具備調參條件的井應該及時調大參數；對于流壓小于3Mpa、功圖顯示氣影響或者供液不足的井應及時調小參數，不具備調參條件的井，應執行低液面間抽制度。

2.2 調參產液量預測

調參前我們可以根據較為合理的流壓預測去預測產液量，然后根據產液量選擇合適的工作參數，以提高機采井調參的準確程度。確定產液量的公式如下：

qma——油井所選擇的的最高產液量，t；

q——油井實際產液量，t；

Pr——地層壓力，Mpa；

Pwf——油井井底流壓，Mpa；

c——沃格爾參數（大于0小于1，與油井采出程度及油井污染程度有關）。

圖1 抽油機井流壓與泵效、系統效率的關系曲線

3 調參效果驗證

以芳114-34井為例，調參前的日產液量為4t，靜壓為11.6Mpa，折算流壓為6.7Mpa，沃格爾系數為0.2，由于流壓及沉沒度較高，應上調參數。預測流壓要調到4.00Mpa，經計算該井的預測產液量為qmax=4.7t。

2017年5月8號，該井沖程由1.8米調到2.5米，流壓由6.7Mpa下降到3.8Mpa，日產液量由4t上升到4.6t，與計算結果基本是吻合的。同時，我們又選取了3口井進行驗證，都得到了相同的驗證結果。根據以上的分析看以看出，當流壓大于5Mpa、沉沒度較高時，應上調參數；當流壓低于3Mpa、沉沒度較低時，應下調參數。

4 幾點認識

（1）量化合理的機采井工作參數，應充分利用產液量、泵效、流壓、靜壓對比分析；

（2）利用流壓與泵效、流壓與系統效率的關系曲線，確定合理的流壓范圍為3.0～5.0Mpa。根據較為合理的預測流壓去預測產液量，通過預測的產液量量化調參，可以提高機采井調參的準確程度，確定最佳的泵徑、沖程和沖次的組合；

（3）本方法適合于運行穩定，泵況良好、桿管偏磨不嚴重的井參數優化調整，對于桿管偏磨嚴重、泵況問題井和抽噴井適應性不強，有待于進一步的分析研究。

[1]遲學慶，范國良等《抽油機井的量化調參》，國外油田工程，第23卷第5期(2007.5).

[2]賀清松《抽油機井調參優化方法探討》，內蒙古石油化工，第6期(2013.06).