采油工程分析系统十篇

采油工程分析系统 篇1

选择几个有代表性的单位, 开展了机采系统效率的普测工作。共测试3980口井, 占当年抽油机开井数的60%。单井平均日耗电为196.5k W·h, 平均单井系统效率19.34%。其理论最大目标值为40.4%, 相比还有20.96%的潜力, 即使与国内其它油田相比 (大庆31.08%、河南30%、中原27.38%、胜利27.23%、玉门25%、大港23.6%) , 也存在较大差距。

2 主要制约因素分析

2.1 设备老化, 系统阻力过大

辽河油田抽油机新度系数仅0.24, 由于抽油机服役年限长, 机械性能变差, 运行部件不灵活或磨损, 造成系统阻力过大, 抽油机地面传动系统的效率损失增大, 进而降低地面效率和整体系统效率。同时, 由于常规游梁式抽油机本身的结构性, 决定了其平衡效果差, 曲柄净扭矩脉动大, 存在负扭矩、载荷率低、工作效率低和能耗大等缺点。

2.2 抽汲参数有待进一步优化设计

抽汲参数 (冲次N、冲程S、泵径D以及抽油杆尺寸) 对有杆抽油效率影响较大。在油井产量要求一定的情况下, 不同抽汲参数, 抽油机的系统效率可相差5个百分点以上。

2.2.1 冲程

对于冲程, 它的增减与理论排量的增减成正比关系, 亦与杆柱惯性力增减成正比关系, 但冲程对悬点载荷和交变载荷的影响相对最小, 另外冲程长则冲程损失变小。综合这两个因素, 应用长冲程成为一种趋向, 因此应首先考虑使用抽油机具有的最大冲程。据统计, 目前在用抽油机开井10500口, 其中实际冲程低于抽油机最大冲程的抽油机井约占31.3%, 造成抽油机资源的浪费, 也是抽汲参数调整潜力之一。

2.2.2 冲次

对于冲次, 杆柱惯性力的增值与冲次的平方成正比, 冲次对悬点载荷的影响比冲程的影响大很多, 同时当冲次高到某一程度时对扭矩的影响也会超过冲程, 所以冲次不宜过高。尤其对于稠油井, 由于大多数产量较低, 如选择较小泵径的抽油泵, 则易造成杆柱下行滞后、凡尔球下落滞后等不利因素, 因此应相对放大泵径、缩小冲次;同时对于供液不足井也应适当降低冲次。目前为了满足生产需要, 部分油田在抽油机所配备的最低冲次档次基础上应用各种方法再降低冲次。随着冲次的降低, 对节能和延长抽油杆柱寿命具有积极的作用。

2.2.3 泵径

在满足油井产量的情况下, 较大抽油泵径配以合理的冲程、冲次, 可以使能耗最低, 即系统效率最高。其原因是大直径泵可以在较低抽汲速度下得到所要求的产液量, 从而使水力损失和摩擦损失减小, 因此可得到较高的系统效率。但是大直径抽油泵的使用, 往往要受到套管尺寸、油管尺寸以及抽油杆强度的限制, 因此存在一个经济合理范围问题。目前应用提高系统效率优化设计软件解决这个问题。尽管井下效率的挖掘潜力较大, 但由于需综合考虑产量、作业成本等多种因素, 需要认真分析, 对症下药。

2.3 抽油机系统的动平衡尚需优化

抽油机的平衡度、驴头与井口的对中情况、传动皮带的张紧程度等等都会影响有杆泵抽油系统效率。尤其是游梁式抽油机的平衡率对抽油机井的系统效率影响较大, 平衡差的油井能耗大, 系统效率低, 同时直接影响抽油机连杆机构、减速箱和电机的效率与寿命, 对抽油杆的工作状况也影响很大。

目前在抽油机管理中, 通常用于判断平衡与否的一个常规标准是平衡率, 即抽油机上行最大电流与下行最大电流之比。游梁式抽油机的平衡率对抽油机井的系统效率影响较大, 平衡差的油井能耗大, 系统效率低, 同时直接影响抽油机连杆机构、减速箱和电机的效率与寿命, 对抽油杆的工作状况也影响很大。

2.4 平衡方法探讨

因电流曲线易获取, 现场主要采用电流法调平衡。但电流平衡不能保证抽油机一定平衡, 电流不平衡也不能肯定抽油机不平衡, 这从理论和现场都能得到了证实。

从理论上讲, 由于电机与变压器不同, 抽油机空载时的电流就达额定电流30-40%, 在负载开始增加时, 电流变化并不大, 而是功率因数在变化, 所以对于大马拉小车的抽油机 (油田抽油机上这种情况很普遍) 就算是不平衡从电流上也看不出来。其次是电流分不出正负, 发电与用电都产生电流, 一些严重不平衡的井在发电时产生一个很大的电流峰, 但从电流上看还相当平衡。所以说电流如果不平衡, 抽油机肯定不平衡, 电流平衡了抽油机也不一定平衡。因此, 用电流法调平衡不一定合理。

3 抽油机控制系统在日常生产中存在的问题

3.1 电气控制参数未调整到最佳的运行状态, 致使系统效率较低

虽然有些油井使用的是调速电机, 可以实现多冲次之间的转换, 但在现场的使用过程中, 没有根据现场的生产实际情况, 来及时调整抽油机的运行参数, 直接影响了抽油机的系统效率。

目前使用的抽油机变频控制柜大部分没有自动跟踪油井工况的功能, 主要靠人工手动调节, 由于稠油井 (特别是注汽井) 工况变化频繁, 调节的及时性和准确性都将影响系统效率的量值, 甚至起负作用。

3.2 部分油井设备严重老化, 运行状况较差, 没有使用节能产品或使

用的节能产品不具备节能效果, 致使抽油机的耗能较高, 系统效率较低

部分抽油机未使用节能电机、节能配电箱, 并且部分节能电机、配电箱超期服役、老化现象十分突出。还有部分抽油机虽然使用了节能电机与节能配电箱, 但时间较长, 工况变化, 节能效果不明显, 甚至丧失了节能效果。

3.3 低压补偿不足或没有进行低压补偿, 抽油机功率因数普遍偏低, 无功损耗较大

通过对机采系统效率现状的调查及制约因素分析, 开展抽油机节能研究, 一方面, 可以降低采油能耗, 缓解当前能源紧张局面, 促进企业走资源消耗低、环境污染少的新型工业化道路, 为企业降低生产成本、增强经济实力, 树立企业形象, 不断提高国际竞争力, 实现可持续发展;另一方面, 还可以减少环境污染, 改善大气环境, 人居环境得到保证, 人民生活安居乐业, 实现了人与自然和谐发展。S

参考文献

[1]李红才, 李海东.超低渗透油田抽油机参数选择[J].石油矿场机械, 2010 (06) .

采油工程分析系统 篇2

1、抽油机采油系统中的能量损失

抽油机采油系统将电能从地面传递给井下液体,从而把井下液体举升到地面。整个系统的工作过程,就是一个能量不断传递和转化的过程,能量的每一次传递和转化都会有一定的损失,如何充分利用井筒及地层能量,减少供给能量在传递过程中的损失,是我们的最终目标。

根据抽油机采油系统的组成,可以把系统的能量损失分为8部分。

1.1 电动机损失

一般常规鼠笼式电动机在输出功率为额定功率的60%-100%条件下工作时,其效率才能接近于额定效率,约为85%,即电动机损耗约占15%。抽油机电动机的负荷变化十分剧烈而频繁,因此电动机输出功率的变化远远超出了额定功率的60%-100%的范围,特别是当抽油机出现严重不平衡时,其电动机甚至可能在额定功率的,-20%-100%范围内变化,这时电动机的效率极低,损耗也大量增加。从现场实测看,临盘油田电动机的损耗有的高达30%-60%。

1.2 带传动损失

带传动损失可分为两类,一类是与载荷无关的损失,另一类是与载荷有关的损失。一般情况下,带传动损失以弯曲损失和弹性滑动损失为主。目前临盘油田由于稠油开采所占比例不断加大,油井参数即冲次不断降低,皮带轮包角不断减小,接近打滑极限,其带传动损失主要表现为滑动损失。

1.3 减速箱损失

减速箱损失包括轴承损失和齿轮损失。一对齿轮传动功率损失约为2%-3%,则抽油机减速箱三对齿轮的传动损失为6%-10%。所以减速箱总的功率损失约为9%-10%。这是在润滑良好情况下的数据,如果减速箱润滑不良,功率损失将增加,效率将下降。

1.4 换向损失

对于游梁式抽油机,其换向部分主要是四连杆机构。四连杆机构的损失主要包括轴承摩擦损失及驴头钢丝绳变形损失。三副轴承的功率损失约为3%。在抽油机驴头上悬挂抽油杆柱的钢丝绳与驴头反复接触发生挤压变形,同时被反复拉伸,因此产生变形损失,钢丝绳的变形损失约为5%。

1.5 盘根盒损失

主要是光杆与盘根间的摩擦损失。在正常情况下,盘根盒损失不大。如果抽油机安装不对中&光杆与盘根盒的摩擦力将成倍增加。

1.6 抽油杆损失

在抽油机采油系统工作过程中,抽油杆上下往复运动,抽油杆与油管间产生摩擦和抽油杆与井液间产生摩擦,造成功率损失。摩擦力增加了悬点载荷,而且使功率消耗大大增加。对于低黏油井,抽油杆与液体间的摩擦力较小。当油井中原油黏度很大,抽油杆与液体间的摩擦力可达10-25KN,对悬点载荷的影响很大。

1.7 抽油泵损失

抽油泵功率损失包括机械功率损失、容积功率损失和水力功率损失。机械功率损失主要是指柱塞与泵筒/衬套之间的机械摩擦所产生的功率损失,一般情况下其值较小。容积功率损失主要是指柱塞与泵筒/衬套之间漏失所产生的功率损失以及泵阀关不严和开关不及时造成漏失而产生的功率损失。水力功率损失主要是指原油流经泵阀时由于水力阻力引起的功率损失。

2 采油系统降耗措施

2.1 强化油井设备管理,降低油井用电单耗

(1)调节抽油机平衡,减少用电。在日常工作中落实好所有抽油机的电流资料、平衡块数量、平衡块位置,找出不平衡的井,并加强抽油井巡回检查制度的落实,及时发现问题及时整改,将平衡率控制在85%-105%之间,降低用电。根据实际情况分别采用调平衡、加平衡块、甩平衡块等措施,调节抽油机平衡率,达到节电目的。

(2)调整皮带“四点一线”和皮带松紧度,提高皮带传动效率,降低油井耗电。

(3)消除井口偏磨现象,降低井口摩擦力。在实际生产中有些井存在井口偏磨现象,抽油杆与一侧盘根摩擦力明显增大,不但使盘根密封功能降低导致井口漏油并缩短盘根使用寿命,而且增加油井用电单耗。通过校机,克服井口偏磨,降低抽油机悬点载荷,降低用电。

(4)合理调整盘根松紧度,降低井口摩擦力。由于井口盘根之间存在摩擦,在日常管理中合理调整盘根松紧度,达到井口既不漏油又使摩擦最小,可采用“溜边到底,三转一回头”加盘根松紧节电法,即“溜边到底”指将盘根涂抹少许黄油后顺着盘根盒溜边加到底;“三转一回头”指加完盘根,当盘根盒压盖里的隔兰吃劲后,盘根盒压盖紧上三圈左右,再回转一圈左右,保证盘根松紧适度,控制单井耗电上升。

(5)优化电器设备及配电线路配置。对电机老化严重、功率与实际生产负荷不匹配、皮带轮轮径不合理等问题,采取更新及合理调整措施。缩短1.14KV配电线路,力争6kV线路到井口,降低线损。

2.2 优化油井生产运行,提升采油系统效率

(1)优化油井工作制度。对“低泵效、低产量、大冲次”供液差油井,在不影响产量的情况下,优化生产参数降低耗能。对“高泵效、高液量、高含水”具有自喷能力的油井,采取停井自喷方式优化生产方式;对含水大于99%、产量低的油井实施计关,提高生产效益;对间歇出油井摸索生产规律,实行间开生产,又达到“削峰填谷”目的;对“供液充足、泵径小、泵挂深”的油井,实施“下大泵、上提泵挂”措施,提高生产能力。

(2)优化井筒工艺。对井筒及近井地带堵塞的油井,采取增压泵试挤、射流解堵、防砂等工艺进行疏通,改善油井供液状况。对井下杆柱偏磨严重的井,实施防偏磨优化设计,配套应用防偏磨工艺;对作业油井进行杆管优化组合、上下互换和开井参数优化,降低能耗。

(3)优化地面管网。对油井回压高、输送能耗大的管网,通过实施地面掺水、点炉升温、加降粘剂等措施,提高管网运输效率。

(4)优化抽油机设备。根据悬点载荷,合理匹配抽油机型;对于老化严重及带病运转造成传动能耗大幅上升的抽油机,实施更新或维修措施;应用节能型设备替换高耗能设备,提高抽油机传动效率。

2.3 加强低效高耗井治理,降低单井能耗

(1)合理优化油井参数,降低油井用电单耗。根据油井供液状况,在不影响产量的情况下,合理下调参数,降低抽油机负荷,使油井耗电下降。

(2)作业参数优化。油井躺井后要全部进行参数优化,尽量采用“大泵径、长冲程、低冲次”生产,以减少油井耗电;加大油井上提泵挂管理,对注水开发单元内的常规作业井,实施上提泵挂,油井保持合理沉没度,使平均泵挂深度小于800m,注水开发单元沉没度保持在250m以内,有效降低抽油机负荷,降低电机耗电,提高系统效率。

(3)改变工艺方式。对供液差、偏磨严重的油井,可通过改变采油方式,如抽油泵改为螺杆泵,降低油井单耗。

(4)完善注采井网,补充地层能量,提高注水压力、管线除垢,降低管损,提高单井注入能力和动液面,降低油井耗电。

(5)加强基础管理。对稠油井加降粘剂,降低油井耗电;对供液差、油稠的油井通过地面掺水改为泵上或泵下掺水,降低油井单耗。

2.4 加强油井泵效管理,节约用电

及时进行低泵效井调查,找出抽汲能力大于供液能力的油井,适当降低油井地面生产参数。对泵效低于30%的井进行诊断,按管理类低泵效井、地质类低泵效井、工艺类低泵效井进行分类。对管理类低泵效井,进行下调生产参数试验,以泵效提高10%作为有效;对地质类低泵效井、工艺类低泵效井,在下次作业中必须进行抽油机机型、泵级、沉没度等优化,使低泵效井降为最少,节约用电。

3 结束语

通过节能降耗技术在油田配电系统中的应用,大大提高了油田配电自动化技术水平,提高了油田用电安全生产运行系数和工作可靠性,提高了用电供电能力和供电质量,降低了线路损耗,取得了良好的节能降耗效果,具有显著的经济效益和社会效益。

摘要：本文针对采油厂用电形势紧张,分析了抽油机采油系统中的能量损失,从强化科学管理和技术创新入手,积极推广应用配电系统节能降耗新技术、新工艺,提高用电安全经济运行水平,降低能耗。

浅谈采油工程三维仿真系统的应用 篇3

采油工程实训设备以计算机仿真技术为基础，主要包括实物沙盘、三维动画演示和桌面推演三部分。实物沙盘是将实际中的各种设备做成缩小的模型，按照实际流程布局，使人能够直观看到流程全貌。

三维动画演示作为一种常用计算机技术，在采油工程领域虽有应用，但并未形成系统。其构建时首先建立一个虚拟的世界，构建者在此虚拟世界中按照要表现的对象的具体形状、尺寸建立健全模型及场景，然后依据虚拟摄影机的运动、设定模型的运动轨迹及相关动画参数，最后计算机进行运算，生成画面。

与以往传统的教学方式相比，实训设备教学具有以下优势：

一、让学员不到现场却如身临其境

通过计算机仿真技术，借助于油田开发的真实历史数据，将现场各种环境进行集成组合，提供近乎于真实的操作场景和工况，使学员能够直观清晰的看到油气水在地下的流动，油气的自喷、抽油泵共工况、油水地面输送、泵站工作等实际场景，形象具体，有实物感，让学员多感官学习采油工程系统知识，而不仅仅是依靠书本上枯燥的描述来获取知识。

二、让学员在宏观上把握整理流程

过去的纸面教学模式，学生首先是接收各分项流程的收碎片式的信息，然后自行消化整合，进而认识全部流程，这样做不仅割裂了学生对采油工程的整体认识，重要的是降低了学习效率。而通过实物沙盘，将油气从地下流动到产出外运的全流程呈现在学生面前，通过教师的讲解，是学生能够熟练的掌握全流程运行情况，然后根据学习和理解程度，有针对性的去学习其中的分项部分，提高培训的针对性和有效性。

三、让学生有机会进行现场操作

通过计算机仿真技术，为学生实际操作提供了平台，解决我校实际操作现场有限的问题，使学生能够在短期内掌握工艺设备原理和操作原理，提高学生实际操作能力，弥补了学生不能到现场进行操作的遗憾，达到我校学历教学的办学目的。

四、让学生能够模拟应对各类事故

事故在实际操作中不可避免，我们传统的教育中只是借助以往的案例对学生进行虚拟教育，而学生在学习后往往印象不深或临事慌乱。通过三维动画和桌面推演可以模拟事故现场，让学生真实的感受事故现场的状况，模拟处理事故，增强学生对事故的感官认识，强化学生的安全意识，让学生在无危险的情况下就能够提高学生面对事故的反应能力和处理事故的能力。

五、让学生能够更充分的思考

通过实训设备，将学生直接放到了实际工矿中，有利于引导学生对工矿条件进行思考，包括管理制度、应急预案、工作方案等。提高学生学习的主动性。

六、减少与企业之间的沟通障碍

以往我校采取油田企业委托管理的方式进行实训教学，这样做增加了各方管理的难度。企业要照顾学生的安全和饮食等诸多方面因素，往往不愿意接受实训任务。由于点多面广，学员分散，学校无法掌握学生的实训效果，疲于应付。学员则处于两不管的状态，情绪消极，达不到学习效果，甚至出现逃课现象，给学校的管理带来隐患。采取校内实训的方式，学生统一行动，能够加强学校对学生的管理，避免这类问题的发生。

七、便于监督考核学生学习情况

借助计算机强大的计算功能，随时统计掌握学生参加培训的时间，实时监控学生在学习过程中出现的问题，不断找出问题和差距，能够做到实时跟踪辅导，尽快提高学生的水平;同时借助于实训设备的考核，考核结果更接近学生的实际能力，这也是对学生的负责。

本文所研究的采油工程仿真培训系统适应性强，既可应用于中高职的学制教育，又可应用于油田培训、相关考核的需要，极大丰富了教学内容和方式方法。 在数字化高速发展的今天，仿真系统在采油工程中的推广意义不仅仅是提升了当前教学质量，其后期的维护发展和内容更新更可以实时进行，使教学不脱离油田现场应用，进一步实现了中高职培养技能型人才的目标。

[基金项目：油气开采技术专业职前职后一体化仿真实训教学的研究与实践，项目编号：JG2014020172]

采油工程分析系统 篇4

孤东采油厂配电系统节能降耗技术应用与效益分析

简述了孤东油田配电系统主要的`节能降耗技术,分析了各项节能降耗技术的应用效果并作了效益分析.

作 者：崔建华 郭雄华 作者单位：中国石化胜利油田有限公司孤东采油厂,山东,东营市,257237刊 名：电力技术经济英文刊名：ELECTRIC POWER TECHNOLOGIC ECONOMICS年，卷(期)：16(1)分类号：F403.7关键词：电力 节能 效益分析

采油工程分析系统 篇5

1 学一联合站注水系统存在问题

学一联合站在改造之前最主要的问题, 为注入水质较差, 由此引发从站点设备结垢—注水管线压力损耗—注水孔隙堵塞的一系列连锁反应。

油田对采出水的回注, 有严格的水质标准控制, 具体为:

(1) 水质稳定, 与地层水配伍性好, 不产生沉淀;

(2) 两种水源混合注水时, 要证实两种水的配伍好, 对油层无伤害才可注入;

(3) 不得携带大量悬浮物, 以防堵塞注水井渗透端面或内部孔喉通道;水注入油层后, 不引起黏土矿物膨胀或悬浊;

(4) 对注水设施腐蚀性小。

学一联合站的注入水质不达标, 主要体现在以上所述的前三种情况。

1.1 两种以上的采出水混合注水, 配伍性较差

学一联注水系统在未实施改造之前, 注入水源为油田采出水。层系众多, 包括延9、延10、长2、长4+5、长6、长8。经过配伍性实验得知, 其中的长2和延9、延10;长4+5和长2、延9;长8和长2、长4+5等采出水, 配伍性最差, 在以不同比例混合时, 最大的结垢量均超过了100mg/L, 较为严重。

采出水在学一联合站脱出并经处理后进行回注。由于配伍性差, 造成设备 (主要为注水泵) 结垢严重, 泵效较低。管线变径和弯头处, 因流速突变, 结垢堵塞严重。数据显示, 阀组距离注水站越近, 管线结垢的概率越高。在距离学一联合站1.0km以内的阀组, 管线结垢均较为严重, 其管线沿程压力损失均在1.0MPa/km以上。

1.2 注入水与地层水配伍性较差

学一联合站注水系统主要为长2和长4+5油藏进行注水开发, 实验显示, 这两个油藏的地层水与延9、延10和长8采出水的配伍性均较差, 在地面条件下进行配伍, 结垢量均大于100mg/L.而学一联合站的回注水为不同层系采出水的混合体, 相对注入层位不是同层回注, 随着开发周期的延长, 地层孔隙内结垢量逐渐增加, 孔隙缩小, 甚至堵塞, 造成欠注。

2 改造措施和效果评价

(1) 在学一联合站上游新建学3脱水站, 将延9、延10采出水脱出并进行同层回注。新建学学五转油站, 将长8采出水脱出并进行同层回注;建设学一联采出水处理站, 对长4+5采出水脱出并进行同层回注;对学一联合站注水系统进行改造, 对长2采出水脱出并进行回灌。通过改造的实施, 将不同层系的采出水, 分别进行处理, 避免两种以上的层系的采出水在学一联合站混合。

(2) 延9、长4+5和长8和采出水经过处理后, 进行同层回注;长2采出水经处理后进行回灌;通过此项改造, 避免采出水与所注地层水因不配伍而发生化学反应, 导致注水孔隙结垢, 缩小甚至堵塞。

3 下步建议

(1) 注水水质标准中, 悬浮固体的直径、腐蚀率、地层对注入水的敏感性等一些关键指标, 影响较大, 建议对相关数据进行化验分析, 优化相关设备流程, 使用化学药剂对这些指标进行控制, 保证注入水的质量。

(2) 前期对不同层系的采出水进行配伍性实验, 结果显示樊学区块不同层系采出水的配伍性较差, 混合后易结垢, 但具体的结垢情况和对正常注水造成的影响并未作出相关的评价, 具体包括孔隙损失、渗透率降低、注水压力升高等数据, 建议开展镜片和渗流实验, 并制定相关防治措施。

(3) 学一联采出水处理站引进的新型水处理器, 处理效果较改造前有明显的提升。但在机械杂质和含油的处理指标方面, 数据仍偏高, 建议优化相关流程, 改进设备和操作方面的不足, 进一步提升水处理的质量。

4 主要经验和结论

(1) 注入水质对注水有着重要影响, 樊学区块的开发经验表明, 不同层系水配伍性较差、注入水与地层水配伍性差和杂质较多, 引起设备、管线结垢, 造成地层孔隙堵塞, 注水压力升高, 以致无法进行正常注水。

(2) 通过分层改造, 将不同层系采出水进行分离处理, 然后进行同层回注或者回灌, 可以避免因配伍性差而引起的结垢, 是解决设备、管线和地层孔隙结垢问题的有效途径。

(3) 机械杂质和含油较高, 易造成射孔段附近淤泥堆积, 造成射孔段的堵塞。引进先进的工艺流程和设备对采出水进行处理, 可以有效控制机械杂质和含油的数值, 达到改善水质的目的。

(4) 油田水质标准涉及指标较多, 其中配伍性、机械杂质、含油、悬浮固体直径、腐蚀率、注入水对地层造成的敏感伤害等关键指标对正常注水有着明显的影响, 建议列为水质化验的必做项目。

参考文献

[1]林孟雄.油田注水水质处理工艺技术研究, 西南石油大学.西南石油大学硕士学位论文, 2008

[2]李巍, 张顺兴.碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法.油气田地面工程, 1991年06期

[3]梁卫东, 姜贵璞, 王丽敏, 于凤林.砂岩油田合理注水压力的确定.大庆石油学院学报, 2008年8月, 第4期第28卷

油田采油井站巡检系统设计与应用 篇6

辽河油田是中国石油天然气集团公司的骨干企业,投入开发了三十六个油气田,管理上万口油、气、水井和上百个站库。油田的采油井场、站库大多位于人烟稀少、交通不便的区域,它们相距遥远、布局分散。为了监控油田井场和站库的运行情况,油田需要定期派遣井、站巡检人员到井场和站库进行现场巡检,记录现场生产设备的运行状况和相关数据,对油气生产动态进行监测,发现问题,及时处理,以确保油田的安全生产。

长期以来,油田采油井、站的巡检工作采取以人工纸质记录作为主要巡检工作依据的方式来进行,基于这种传统模式的巡检工作普遍存在信息采集效率低下、数据采集准确度不高、生产现场管控方式单一、巡检工作考核不完备等诸多问题。针对传统巡检工作所面临的问题,利用现代的移动网络技术和先进的信息技术处理手段,开发研制高效、可靠的油田巡检系统,科学规范地实施采油井、站的巡检工作,对于提高数据采集的效率和准确性,加强现场的管控力度,提升油田巡检工作的管理水平具有一定的现实意义。

1 业务分析

过去巡检人员按照油田规定的巡检计划在规定的时间内对采油井站设备进行日常巡检,现场进行纸质记录,并将记录带回上交单位,由单位的相关负责人员对巡检结果进行分析处理。传统巡检方式存在以下问题:

(1)井场或站库漏检,巡检信息反馈的效率不高。

(2)纸质记录方式缺乏有效监督,难保巡检结果的真实性、准确性、全面性。

(3)巡检工作效率低。

(4)巡检人员水平不一,难保巡检质量。

(5)巡检数据缺少有效的系统分析,巡检计划的制定和调度缺乏最优化。

(6)物资信息共享性差,影响巡检结果应对方案制定的实效性。

(7)缺少对巡检人员的有效路线指导,出现走错路、走重复路等情况。

(8)对巡检员的考核缺少完备的考核依据。

针对传统巡检工作的情况和存在的问题,油田企业需要利用移动互联网时代的先进信息化技术建立专门的采油井站巡检系统,优化巡检计划,指导巡检人员按照正确路线和方法进行巡检和数据采集,实现数据采集的电子化,保证巡检结果的及时性、准确性,提高巡检的效率和效果,同时便于监督考核巡检人员的到位情况以及巡检工作的质量等。

2 系统设计

2.1 系统架构

如图1所示,油田采油井站巡检系统架构主要包括移动客户端、应用服务端,以及连接移动客户端与应用服务端的通信网络。移动客户端主要由巡检系统手持智能终端、RFID巡检标签等组成;应用服务端主要由巡检系统应用服务器、数据库服务器,以及为了实现7*24小时不间断服务而实行双机热备的服务器等组成。应用服务器搭建巡检系统平台,实现巡检业务服务的展示和后台管理定制。

巡检移动客户端与应用服务器之间通过无线网络进行数据交换。巡检人员使用智能终端接入无线网络,将巡检数据实时传输到系统应用服务器,系统应用服务器负责处理分析收集到的相关数据,并为管理人员提供可视化的应用界面。

2.2 系统应用服务器功能设计

2.2.1 后台定制管理

巡检系统对巡检内容、巡检属性、标准等不做固定模版,设立专门的后台定制管理系统,由油田相关人员根据实际情况按需定制。

后台可定制的内容:人员配置、巡检地点/线路配置、巡检设备列表配置(拟定参与巡检的所有设备列表)、巡检类型配置、巡检结果模板配置(与巡检类型、设备等巡检对象属性关联)、巡检参考标准库配置(与巡检类型、设备等巡检对象可设置关联)、巡检指南信息配置、巡检属性定义、紧急情况下的通知人员信息配置。

2.2.2 巡检任务生成

根据后台定制管理系统完成的定制配置,通过简单勾选巡检地点/路线、巡检类型、巡检设备等,可以自动关联巡检结果模板和参考巡检标准,设置确认完毕,可生成巡检任务单。

2.2.3 巡检任务分配

任务分配时,需要填写任务执行所期望的时间和自定义提醒信息,然后从人员列表中选择要执行本任务的负责人、协同人员,选择任务分配。后台会直接对任务状态属性进行变更,并将巡检任务推送到巡检任务执行者的设备端,并在设备端进行提醒,便于巡检人员及时了解自己应承担的巡检任务。

2.2.4 任务单变更管理

巡检任务单一旦生成之后,除了分配执行者,还可以对任务进行变更、删除操作。即使在任务已经分配之后,也可由分配任务的人员进行重新分配,以避免原来分配人员因出现临时状况而不能按时执行巡检任务的情况发生。

2.2.5 巡检结果查询

巡检结果被上传之后,可以根据巡检时间、巡检设备、巡检类型、巡检人员、巡检地点/路线等属性进行巡检结果查询,方便统计某日巡检情况、某设备在各个地方的检查情况、某巡检人员的巡检情况等。对于巡检结果可以定义要查看的结果项,比如巡检人员GPS信息、巡检设备状态信息等。

2.2.6 巡检结果分析展示

巡检系统设置了专门的分析功能,并根据所分析的数据,采用合适的表现方式进行终端呈现。比如某巡检人员近一个月内巡检完成情况可以用曲线图表示每天任务完成的百分比,某巡检人员某天巡检路线可以用带有GPS的地图信息进行展示等等。

2.2.7 问题跟踪

巡检系统可对巡检结果上报的问题进行管理跟踪。一方面推进问题被关注、被处理,另一方面监督问题解决的结果,会在连续的巡检过程中对问题进行关注、上报。

2.3 系统移动智能终端设计

2.3.1 RFID标签与GPS位置信息绑定

通过在油田井区的重要部位及巡检路线上安装RFID巡检标签,采油井站巡检系统将RFID标签与GPS位置信息进行绑定,巡检人员按设定好的巡视路线到达巡检区域后,使用手持智能终端巡检器到各巡检点录取信息,若巡检器读取到的RFID值与定制任务的RFID码值相同且手持机GPS值在设定的允许范围内,系统认为巡检人员到达巡视岗位,并允许巡检人员对设备进行检查和记录。

2.3.2 手持智能终端巡检仪

如图2所示为油田手持智能终端与巡检管理系统。手持智能终端巡检仪是巡检系统重要的人机交互和数据采集设备,是系统实现的核心和关键。它可以准确读入各巡检点信息,巡检人员也可在巡检仪上实时录入生产动态原始数据,巡检仪会自动记录巡检的时间、地点,通过无线网络的任意方式,实时将巡检数据,包括现场图像,上传至数据库服务器。

应用服务端的巡检管理系统可以对移动端采集到的数据进行统计、分析、查询、考核、打印,提供决策报表,亦可结合GIS系统对设备故障点进行空间定位,便于及时准确地处理故障。

3 系统在油田的应用及效果

3.1 应用案例

以巡检系统在辽河油田下属的一个采油厂的应用为例,该采油厂采油作业一区的新12#站、采油作业三区31#站、采油作业五区81#站、采油作业六区全区、采油作业七区80#站、热注作业一区18#站、集输大队全站均正式使用了该巡检系统。

采油厂巡检人员按照系统所设定的路线,采用手持机进行设备巡检。通过RFID记录巡检路径,录入相关数据,还可以用摄像头拍摄画面记录巡检发现的问题,并将所有巡检数据和记录实时上传至服务器,使油田管理人员不必到达现场便可做出准确判断,及时处理问题。

通过巡检系统实时上传的现场数据,实现了采油二十五张报表,热注十六张报表,集输二十六张报表,共计六十七张纸质报表的电子化,代替了手工制表,避免了传统巡检模式下可能存在的数据造假和不准确的情况,大大地提高了巡检工作效率和数据的准确性。

3.2 应用效果

基于GPS和无线网络技术的油田采油井站巡检系统改变了传统的采油井站巡检方式,提升了巡检信息反馈的效率和准确度,记录了巡检轨迹,强化了巡检考核力度。辽河油田通过开发和运用采油井站巡检系统主要取得了以下成果:

(1)提高了油田巡检管理能力与水平。该系统通过信息化手段强化油田公司对采油生产现场、巡检人员和巡检工作过程的管理,增强监管力度,从而提高巡检管理能力与水平。

(2)使现场巡检更有效。实现紧急状况快速通报,并通过对现场传回的图像、视频等信息进行会诊分析,防止主观判断,并尽快做出有针对性的应急措施。

(3)降低了事故成本。根据巡检结果进行系统分析,及时发现问题并采取预防措施,将问题解决在萌芽阶段,降低事故发生概率,减少人身伤亡和财产损失。

(4)实现了精细化管理。巡检系统通过巡检路线的预先设定、巡检路线定位跟踪、现场视频和数据采集和无线传输等手段,实现数据传递、共享、分析、考核,达到对采油现场、人员、设备的精细化管理之目的。

(5)节约了时间成本。通过巡检系统的运用,减少了油田管理人员在现场与基地间的往返奔波,降低了管理人员的时间成本。

(6)加强了现场巡检人员的监督管理。通过巡检系统能快速确定巡检人员的位置和巡检路线,在保证巡检人员遵守安全路线,以确保人身安全的同时,做到了巡检到位,避免巡检工作的随意性,防止少检、漏检。

4 结束语

辽河油田公司地域分布广,生产及施工作业现场复杂、管理难度大,安全生产任务重。长久以来,采油井站生产和施工作业现场主要是以人工方式进行管理,存在管理监督不及时,巡检工作不到位等情况,许多安全隐患不能及时发现和正确处理。通过巡检系统的部署实施,油田公司能够科学规范巡检人员的日常工作,及时发现设备故障点,便于及时处理,从而保障故障损失和影响的最小化。巡检系统的应用将信息技术与公司生产紧密结合,更好地服务于生产作业现场管理,为公司生产现场安全管理提供了有效手段。

参考文献

[1]程培勇.GPS技术在光缆维护中的应用:PTL光缆线路巡检系统[J].山东通信技术,2000(1):38-40.

[2]刘卫华.智能巡检系统的设计与实现[D].成都:西南交通大学,2005.

[3]吕文红,田昌英.基于GPS和RFID技术的智能巡检系统[J].电子设计工程,2012,20(2):97-99,103.

[4]张胜男.智能巡检管理系统的设计与实现[D].沈阳:沈阳工业大学,2008.

乾安采油厂机采系统的优化与应用 篇7

1 技术原理

在抽油机举升过程中, 油井所消耗的能量 (即电动机输入功率) 主要包括用于提升所载液体的有效能量和举升过程中所消耗的地面损失功率、黏滞损失功率、滑动损失功率, 以及溶解气膨胀功率, 其中溶解气膨胀功率对抽油机举升过程做正功[1,2], 即

在能耗最低机采系统优化设计中推导出了有杆泵抽油系统损失功率的理论计算公式[3]:

式中:

P损——损失功率, kW;

Pd——电动机空载功率, kW;

——抽油机上冲程光杆平均载荷, kN;

——抽油机下冲程光杆平均载荷, kN;

k1——传输功率传导系数;

k2——光杆功率传导系数;

s——冲程, m;

n——冲速, min-1;

μi——第i段液体黏度, mPa·s;

Li——第i段油管长度, m;

m——管径与杆径比, 无因次;

fk——杆与管的摩擦系数;

q杆——杆重度, N/m;

L水平——井斜的水平轨迹长度, m;

g——重力加速度, m/s2。

由式 (1) 可以看出, 损失功率与冲程、冲速、载荷、电动机空载功率、黏度, 以及管径与杆径比有关, 其中与冲程、冲速关系最为密切。

在能耗最低系统效率优化设计中考虑了油层中深、产液量、含水率、动液面、油层温度、饱和压力、油气比、溶解系数、析蜡温度、原油密度、50℃脱气原油黏度、地层原油黏度、地表恒温温度、井斜参数等14项影响因素, 与以往设计只考虑产液量、含水率、动液面、油气比、原油黏度, 以及油层中深等6项影响因素相比, 优化结果更加合理和切合实际。

2 优化设计过程

为设计录入上述14项已知参数, 作为优化的求解条件。

设计步骤如下:

1) 选取抽油机机型 (若为老井, 保持原抽油机机型不变) 。

2) 设定参数的选择范围, 这些参数包括管径、泵径、泵深、杆柱钢级、杆柱组合、冲程, 以及冲速等。将管径分别按内径大小依次排序;将杆柱钢级类别分别按强度大小依次排序;将泵径按尺寸大小依次排序;将泵深从动液面开始, 按某一步长 (如10 m) 依次加深排序, 直到流压等于饱和压力为止 (如遇流压低于饱和压力, 则泵挂深度直至油层顶部为止) 。

3) 在抽油机额定载荷、额定扭矩允许的范围内, 找出能够抽汲目标产量的所有机采系统, 每一个机采系统的主要参数均包括管径、泵径、泵深、杆柱钢级、杆柱组合、冲程, 以及冲速。为抽汲同一目标产量, 将各种管径、泵径、泵深、杆柱钢级、科学的杆柱组合、冲程, 以及能够产生目标产量的相应冲速一一组合, 每一种组合对应着一种能耗, 即对应着一种系统效率。

4) 以输入功率最低者为机采优化参数 (管径、管长、杆柱钢级、泵径、泵深、杆柱组合、冲程, 以及冲速) 。

5) 根据确定的冲速和系统输入功率确定抽油机所配的电动机机型。

3 现场应用

3.1 前期应用情况

根据优化过程, 对乾北13-7油井进行优化设计 (表1～表5) 。

乾北13-7油井优化前油井杆柱为两级杆柱组合, 泵挂1 401 m, 冲速5.03 min-1, 泵效24.5%, 系统效率19.9%。

经过优化设计, 选取能耗最低时参数组合, 即泵径、冲程不变, 泵挂加深到1 460 m, 冲速降低到3 min-1。

优化前后, 乾北13-7井充满变好 (图1、图2) 。

从优化后实施结果看, 乾北13-7油井优化后产量略有上升, 油井泵效提高了16.9个百分点, 系统效率提高了13.7个百分点, 提高幅度达到68.9%, 日耗电降低58.6 kWh, 节电幅度达到46.1%, 优化设计实施后提效降耗效果明显。

3.2 推广应用情况

2011年乾安采油厂应用能耗最低 (机采系统优化设计并实施80口油井 (表6) , 平均单井泵效提高19.2个百分点, 平均单井系统效率提高9.5个百分点, 系统效率提高了74.8%;平均单井日耗电降低56 kWh, 节电率33.1%, 形成单井年节电能力2.016×104k Wh, 节约费用1.008万元, 单井优化设计费0.6万元, 投入产出比1∶1.68, 投资回收期0.6年 (该节约费用未计算油井维护性作业减少费用, 优化井至今未因磨损、杆疲劳断脱发生作业费用) 。

4 结论

通过应用能耗最低系统优化设计对“三低”油田油井进行参数设计并现场实施, 达到了“三低”油田油井提效降耗的目的。优化设计实施后平均系统效率可提高74.8%, 日耗电降低33%, 大幅度提高了油井的系统效率, 为“三低”油田的提效提供了一种新的方法。

摘要：乾安采油厂是典型的低渗透、低丰度、低产量的“三低”油田, 在油井开发过程中存在系统效率低、油井能耗高的问题, 增加了油井开发成本。为了有效地降低抽油系统能耗、提高抽油机井系统效率, 应用了能耗最低机采系统优化设计方法, 在油井产能不变的前提下, 对乾安采油厂抽油机井地面生产参数、井下杆柱组合进行全方位优化设计。通过现场实施, 取得了较好的效果, 达到了降低油井能耗、提高油井系统效率的目的, 为“三低”油田油井提效提供了新的指导方法。

关键词：“三低”油田,机采系统,系统效率,参数优化,节能降耗

参考文献

[1]万仁溥, 罗英俊.采油技术手册 (第四分册) 机械采油技术[M].北京:石油工业出版社, 1993:256-296.

[2]有杆泵API标准及其它资料汇编 (上册) [C].华北石油管理局, 1985:195-237.

采油工程分析系统 篇8

摘 要:近年来我国石油开采业逐步走向正轨。作为实现油藏工程方案制定的油田开发总体指标的一大保障,采油工程方案为油田地面建设提供了实际依据。文章根据自身的实践经验分析了油田建设中关于采油工程方案设计的相关问题。

关键词:油田建设;采油工程;方案设计

中图分类号:TE313文献标识码:A文章编号:1006-8937(2009)22-0152-01

由于油藏地质研究和油藏工程方案是采油工程方案设计的资料来源,因而在进行采油工程方案设计钱需要弄清楚油藏的地质特征和开发条件,并且配上合适的工艺技术方案。

1 完井工程方案

①完井方式的原则。保护油层,减少伤害;与油藏地质相符,符合油田开发要求;尽可能满足注水、防砂、修井等采油工艺;低成本、高效益、工艺简单的完井方式。②钻开油层及固井要求。钻开油层及固井要求的提出应该参考三个方面的内容;首先所选的完井方式、油藏压力、储层特点;其次,钻开油层、完井液密度、失水量要求;最后,依据固井水泥返高和固井质量的要求。③油层保护技术。油层保护主要运用于一下几个过程:钻井、固井过程;射孔、修井作业过程;注水过程;增产措施过程等等。④生产套管设计。设计人员首先要确定油管直径和开发过程中将要运用到的采油工艺,最后再准确地选择出生产套管的尺寸,标明套管材料以及强度的选择要求。⑤投产措施。第一,投产方式。油藏压力、油井产能、自喷能力是决定投产方式的主要参考对象。第二,井底处理。在油田建设中常会遇到油井层受损的问题,这时技术人员就要立刻制定并实施有效的措施来紧急处理,已恢复油井正常的生产功能。

2 采油方式选择的基本内容

①确定举升方式选择的原则、依据及要求。②对油井产能进行研究。首先,分析研究出不同含水阶段之间的油井产液、产油指数;其次,分析油井的产能分布情况,重点工作是依据油井产能进行油井分类,然后弄清不同含水阶段的油井井数情况。③动态模拟油井生产。实施油井生产动态模拟通常的方式是软件预测,主要目的是为了在不同压力的条件下,当各类油井使用不同举升方式时,能够获得的最大产量。④评价举升方式。评价举升方式需要参照的方面比较多,不但要结合油井生产动态模拟的结果,还要根据各种举升方式处于各个阶段的生产技术指标。然后再从技术含量、经济效益、施工管理等方面对不同的举升方式做出评价,设计出配套工艺方案。

3注水工艺方案设计

3.1油田注水开发可行性分析

储层孔隙结构和敏感性时可行性分析的主要依据,此外还要根据注入水的推荐标准,来进行储集层流动喉道半径的选择;以及注入水的机杂含量、水质要求等。

3.2注水工艺参数设计

①注水量预测。预测注水量的目的在于保持油藏注采的压力处于平衡状态,这就需要对不同含水阶段的油藏进行注水量的预测。预测内容主要是全油田年注水量、日注水量、单井日注水量等。②注水温度设计。通常情况下,注水温度不会对油田开发造成太大的影响。但由于油藏受到温度变化的影响比较明显,这时就需要避免由于注入水的温度过低造成原油出现石蜡析出,带来地层损害和渗透率下降。③注水压力设计。为了避免因油层受压出现裂缝通道,规定常规油藏注水的压力低于油层破裂压力,压力值需小于地层破裂压力的90%。特低渗透油藏注不进水时,需要使用微超破裂压力注水。

3.3注水井投注

注水井投注的确定应该参照油藏工程方案,依据油藏的特点来选择出注水井投注或转注的工艺技术方案,确保注水井投注的质量。

4 油层改造技术

①油层改造可行性研究。油层改造是根据油藏地质特征、岩心实验等方面进行的,在进行各种油层改造措施的适用性筛选评价时,可以对其增产增注效果进行分析预测。②油层改造方案设计。当选择好油层改造的具体方式之后,搜集各项技术的详细资料室必须要做的事情。③经济效益分析预测。经济效益的分析必须要从油层改造方式的工艺适应性、投入产出比等方面开展,多方面综合评价后得出最佳方案。

5 结语

综上所述,优化采油工程方案设计,提高油田的经济效益,就需要技术人员深入研究采油工程方案的相关内容。从而在确保技术评价研究的前提下,不仅加大了经济效益,也充分体现出了社会效益。

参考文献:

采油工程复习题答案 篇9

一、填空题

1、井身结构下入的套管有导管、表层套管、技术套管和油层套管。

2、完井方式有裸眼完井、射孔完井、衬管完井、砾石充填完井四种。

3、射孔参数主要包括射孔深度、孔径、孔密。

4、射孔条件是指射孔压差、射孔方式、射孔工作液。

5、诱喷排液的常用方法有替喷法、抽汲法、气举法和井口驱动单螺杆泵排液法。

6、采油方法分为自喷井采油、机械采油两大类。

7、自喷井的分层开采有单管封隔器分采、双管分采、油套分采三种。

8、自喷井的四种流动过程是地层渗流、井筒多项管流、嘴流、地面管线流。

9、气相混合物在油管中的流动形态有纯油流、泡流、段塞流、环流、雾流五种。

10、自喷井的井口装置结构有套管头、油管头、采油树三部分组成。

11、压力表是用来观察和录取压力资料的仪表。

12、压力表进行检查校对的方法有互换法、落零法、用标准压力表校对三种。

13、油嘴的作用是控制和调节油井的产量。

14、井口装置按连接方式有法兰式、卡箍式、螺纹式。

15、采油树主要有总闸门、生产闸门、油管四通、清蜡闸门和附件组成。

16、机械采油法分为有杆泵采油、无杆泵采油。

17、抽油装置是由抽油机、抽油杆和抽油泵所组成的有杆泵抽油系统。

18、游梁式抽油机主要有动力设备、减速机构、换向机构、辅助装置四大部分组成。

19、抽油泵主要有泵筒、吸入阀、活塞、排出阀四部分组成。20、抽油泵按井下的固定方式分管式泵和杆式泵。

21、抽油杆是抽油装置的中间部分。上连抽油机下连抽油泵起到传递动力的作用。

22、抽油机悬点所承受的载荷有静载荷、动载荷。

23、抽油机悬点所承受的静载荷有杆柱载荷、液柱载荷。24、1吋=25.4毫米。

25、抽油机的平衡方式主要有游梁式平衡、曲柄平衡、复合平衡、气动平衡。

26、泵效是油井日产液量与_泵的理论排量的比值。

27、影响泵效的因素归结为地质因素、设备因素、工作方式三方面。

28、光杆密封器也称密封盒，起密封井口和防喷的作用。

29、生产压差是指油层静压与井底流压之差。

30、地面示功图是表示悬点载荷随悬点位移变化的封闭曲线.以悬点位移为横坐标，以悬点载荷为纵坐标

31、电潜泵由井下部分、中间部分、地面部分组成。

32、电潜泵的井下部分由多级离心泵、保护器、潜油电动机三部分组成。

33、电潜泵的中间部分由油管、电缆组成。

34、电潜泵的地面部分由变压器、控制屏、接线盒组成。

35、电潜泵的油气分离器包括沉降式、旋转式。

二、选择题(每题4个选项，只有1个是正确的，将正确的选项号填入括号内)1．井身结构中先下入井的第一层套管称为（C）。

A、技术套管 B、油层套管 C、导管 D、表层套管

2．导管的作用：钻井开始时，保护井口附近的地表层不被冲垮，建立起（C）循环。

A、油、水 B、油、气、水 C、泥浆 D、井筒与地层 3．表层套管的作用是（A）。

A、封隔地下水层 B、封隔油层 C、封隔断层 D、堵塞裂缝 4．油井内最后下入的一层套管称为油层套管，又叫（D）。

A、表层套管 B、技术套管 C、导管 D、生产套管

5．固井是完井中一个重要的工序，下面选项中不属于固井作用的是（D）。A、加固井壁 B、保护套管

C、封隔井内各个油、气、水层使之互不串通，便于以后的分层采油 D、保护裸眼井壁

6．当下完各类套管并经过固井后，便在套管与井壁的环形空间形成了坚固的水泥环状柱体，称为（B）。

A、套管深度 B、固井水泥环 C、套补距 D、油补距 7．裸眼完井法是指在钻开的生产层位，不下入（B）的完井方式。A、油管 B、套管 C、抽油杆 D、导管 8．对裸眼完井特点叙述错误的是（D）。

A、渗流出油面积大 B、泥浆对油层损害时间短而轻 C、不能防止井壁坍塌 D、可以进行分层开采与分层改造 9．小曲率半径的水平井其水平段位移超过（）m。A、300 B、1000 C、1500 D、3000 10．目前油井射孔常用的射孔器和射孔工艺是（C）。A、水力喷射射孔技术 B、机械钻孔射孔技术 C、聚能喷流射孔技术 D、子弹射孔技术

10、射孔条件指的是射孔压差、射孔方式和（D）。

A、射孔温度 B、射孔密度 C、射孔相位 D、射孔工作液 12．射孔参数主要包括射孔深度、孔径和（A）等。

A、孔密 B、孔口形状 C、孔壁压实程度 D、孔眼阻力 13．射孔相位指的是（B）。

A、射孔弹的个数 B、射孔弹的方向个数 C、相邻两个射孔弹间夹角 D、射出方向与枪身的夹角 14．射孔相位为4时，两个相位之间的夹角为（A）。A、90° B、120° C、180° D、270°

15．油田上的生产井，按其生产方式的不同，可分为自喷采油和（A）。

A、机械采油 B、抽油机井采油 C、电动潜油泵采油 D、电动螺杆泵采油

16．把依靠（C）将石油从油层推入井底，又由井底举升到地面的井称自喷井。A、气举能量 B、抽油泵 C、油层本身具有的能量 D、注水开发 17．井口装置各部件的连接方式为螺纹式、法兰式和（A）三种。

A、卡箍式 B、花键套式 C、穿销式 D、焊接式

18．采油树上的闸门没有（A）。

A、套管闸门 B、生产闸门 C、总闸门 D、清蜡闸门 19．在非均质多油层的水驱油开采油藏存在的三大差异不包括（A）。

A、井间差异 B、层间差异 C、平面差异 D、层内差异 20．分层采油主要是克服油井（B）。

A、井间矛盾 B、层间矛盾 C、层内矛盾 D、平面矛盾 21．一油井油层静压25MPa，井底流压23MPa，该井生产压差为（D）MPa。

A、5 B、4 C、3 D、2

22、单位生产压差下的日产油量是（B）

A、采油速度 B、采油指数 C、生产压差 D、采出程度

23．抽油机按照结构和工作原理不同可分为游梁式抽油机和(C)抽油机。

(A)链条式(B)塔架式(C)无游梁式(D)液压式

24、游梁式抽油机的减速器一般采用（A）减速。

A 三轴两级 B 两轴三级 C 一轴两级 D 两轴两级

25、有杆泵采油是通过地面动力带动抽油机，并借助于(D)来带动深井泵采油的一种方法。(A)驴头(B)毛辫子(C)光杆(D)抽油杆 26．有杆泵采油是由以(D)为主的有杆抽油系统来实现的。(A)电动机(B)减速箱(C)驴头(D)三抽设备

27、具有平衡相位角的抽油机是（B）

A 常规型游梁式抽油机 B 异相型游梁式抽油机 C 链条式抽油机 D 都不对

28、属于无杆抽油设备的是（C）

A 皮带式抽油机 B 游梁式抽油机 C 电动潜油离心泵 D 链条式抽油机

29、CYJ8—3—37HB中，“B”的含义是（B）

A 游梁平衡 B 曲柄平衡 C 复合平衡 D 气动平衡

30、判断游梁式抽油机是否平衡，现场最常用的方法是（C）

A 观察法 B 测时法 C 测电流法 D 三者都是

31、CYJ8—3—37HB中，“8”表示的是（D）

A 光杆最大冲程 B 光杆最大冲次 C 减速箱额定扭矩 D 驴头悬点额定载荷

32、CYJ8—3—37HB中，“8”的含义是（A）

A 悬点额定载荷80KN B 减速箱额定扭矩80KN.m C 悬点额定载荷8KN D 减速箱额定扭矩8KN.m

33、游梁式抽油机机械平衡方式中时，最常用的是（B）

A 游梁平衡 B 曲柄平衡 C 复合平衡 D 连杆平衡

34．通过对比上下冲程电流强度的峰值来判断抽油机的平衡，下面说法正确的是（D）： A、I上≠I下时，抽油机平衡 B、I上＞I下时，说明平衡过重 C、I上＜I下时，说明平衡过轻 D、I上＜I下时，说明平衡过重

35、在游梁式抽油机—抽油泵装置中，最常使用的泵的形式是（B）

A 杆式泵 B 管式泵 C 电潜泵 D 喷射泵

36、抽油机的实测示功图是（C）

A 计算得出的 B 人工绘制出来的 C 用仪器测得的 D 都不对

37．抽油机驴头的作用是保证抽油时(C)始终对准井口中心位置。(A)毛辫子(B)悬绳器(C)光杆(D)抽油杆 16．游梁抽油机的动力来自于(B)的高速旋转运动。(A)平衡块(B)电动机(C)曲柄(D)减速箱 38．游梁抽油机起变速作用的装置是(D)。

(A)驴头(B)游梁(C)曲柄连杆机构(D)减速箱

39．在抽油机游梁尾部装设一定重量的平衡块，这种平衡方式称为(B)平衡。(A)复合(B)游梁(C)气动(D)曲柄 40．每分钟抽油机驴头上下往复运动的次数叫(D)。(A)井下抽油泵的泵径(B)冲程

(C)地面减速箱的扭矩(D)冲速

41．电动潜油泵装置的井下部分（井下机组）由(D)四大件组成。

A、潜油电机、单流阀、油气分离器、多级离心泵

B、潜油电机、保护器、油气分离器、抽油柱塞泵 C、潜油电机、泄油器、油气分离器、多级离心泵

D、潜油电机、保护器、油气分离器、多级离心泵

42．电动潜油泵装置中，（A）是可以自动保护过载或欠载的设备。

（A）控制屏（B）接线盒（C）保护器（D）变压器 43．下列选项中，(D)是电动潜油泵井的地面装置。(A)多级离心泵(B)保护器(C)潜油电动机(D)接线盒

44．下列选项中，(B)是电动潜油泵井的井下装置。(A)控制屏(B)保护器(C)变压器(D)接线盒 45．电动潜油泵井的专用电缆属于(A)。

(A)中间部分(B)井下部分(C)地面部分(D)控制部分

46．潜油电泵装置中，(B)可以防止天然气沿电缆内层进入控制屏而引起爆炸。(A)保护器(B)接线盒(C)电机(D)分离器

47．压力表的实际工作压力要在最大量程的(C)之间，误差较小。(A)1／3～1／2(B)l／2～2／3(C)1／3～2／3(D)0～1 48．现场进行检查和校对压力表所采用的方法有互换法、用标准压力表校对法和(D)(A)直视法(B)送检法(C)实验法(D)落零法 49．采油方式中（C）不属于机械采油。

（A）无梁式抽油机井采油（B）电动螺杆泵采油

（C）自喷井采油（D）电动潜油泵采油 50．深井泵活塞上行时，（B）。

（A）游动阀开启，固定阀关闭（B）游动阀关闭，固定阀开启

（C）游动阀固定阀均开启（D）游动阀固定阀均关闭 51． 深井泵活塞下行时，（C）。

（A）游动阀、固定阀均关闭（B）游动阀关闭，固定阀开启

（C）游动阀开启，固定阀关闭(D）游动阀、固定阀均开启 52．一抽油井油稠，应选择的合理抽汲参数为（B）。

A、长冲程、小冲数、小泵径 B、长冲程、小冲数、大泵径 C、冲程、大冲数、大泵径 D、小冲程、小冲数、小泵径 53.抽油机井的实际产液量与泵的理论排量的（B）叫做泵效。

三种。

（A）乘积（B）比值（C）和（D）差 54．采油树的主要作用之一是悬挂（C）。

（A）光杆（B）抽油杆（C）油管（D）套管 55．采油树的连接方式有法兰连接、（B）连接和卡箍连接。

（A）焊接（B）螺纹（C）螺丝（D）粘接

56、油层在未开采时测得的油层中部压力称为(C)。

(A)饱和压力(B)目前地层压力(C)原始地层压力(D)流压

57、油田在开发以后，在某些井点，关井待压力恢复以后，所测得的油层中部压力

称()。

(A)原始地层压力(B)目前地层压力(C)流动压力(D)生产压差

58、油井正常生产时所测得的油层中部压力是(B)。(A)静压(B)流压(C)油压(D)压差

59、潜油电泵井作业起泵时，将(D)切断，使油、套管连通，油管内的液体就流

回井筒。

(A)泄油阀(B)单流阀(C)分离器(D)泄油阀芯

60、原油中含有腐蚀介质，腐蚀泵的部件，使之漏失，影响泵效。这个影响因素称为(A)。(A)地质因素(B)设备因素(C)人为因素(D)工作方

三、判断题(对的画√，错的画x)（×）1．裸眼完井方式是指在钻开的生产层位不射孔。（×）2．射孔完井包括套管射孔完井和衬管射孔完井。

（√）3．正压差射孔是指射孔时井底液柱压力大于地层压力的射孔。（√）4．对于胶结疏松出砂严重的的地层，一般应选用砾石充填完井方式。

（×）5．替喷法排液是用密度较小的液体替出井内密度较大的液体，从而降低井中液柱的高度。（√）6．抽汲法是利用专用工具把井内液体抽到地面，以降低液面高度，减小液柱对油层所造成的回压，达到诱导油流的目的。

（×）7．水泥塞分层试油适用于裸眼井试油。

（√）8．完全依靠油层天然能量将油采到地面的方法称为自喷采油法。（×）9．单位生产压差下的日产液量称为采油指数。

（×）10．自喷井可以通过调节生产闸门的开启程度控制油井产量。（×）11．单相垂直管流的条件是井口油压低于饱和压力。

（×）12.采油树的总闸门安装在套管头的上面，是控制油、气流入采油树的主要通道。

（√）13．采油树法兰盘顶丝的作用是防止井内压力太高时将油管顶出。()（√）14．采油树的作用之一是悬挂油管并承托井内全部油管柱重量。()(√)15． 普通型游梁式抽油机的支架在驴头和曲柄连杆机构之间。(×)16． 前置型游梁式抽油机的游梁支架位于驴头和曲柄连杆机构之间。（√）

17、异相型游梁式抽油机冲程孔中心线和曲柄中心线成一定的角度。（×）

18、抽油泵分为管式泵和杆式泵，在现场使用最多的是杆式泵。（√）

18、杆式泵检泵时不需要起出油管。（×）

19、动筒杆式泵又分为顶部固定和底部固定。（×）20．静载荷是悬点静止时承受的载荷。（√）21．泵效会大于1。

（×）22．对于稠油井，为提高泵效，宜采用大泵径，长冲程，快冲次。

（×）23．抽油机平衡装置的作用是在下冲程把悬点和电机的能量储存起来，在上冲程放出，帮助驴头对悬点做功。

（×）24．游梁平衡方式是将平衡重装在游梁后端，适用于大型抽油机。（×）25．复合平衡是在曲柄上和游梁后臂上都有平衡重，适用于小型抽油机。（√）26．型号CYJl0-3—37B中的“B”表示该抽油机的平衡方式为曲柄平衡。

（√）27.压力读数时，应使眼睛、指针、表盘上的刻度成一条垂直于表盘的直线，否则容易造成人为的误差。

（√）28.空心抽油杆可作为电加热抽杆、用于稠油开采（）。（×）29．沉降式分离器分离气体的效果比旋转式分离器高。

（√）30．电潜泵的多级离心泵入口装有油气分离器，出口装有单流阀和泄油阀。（√）31．电潜泵控制屏的用途是自动或手动控制潜油电泵系统的启动和停机。

（√）32.抽油机的驴头装在游梁最前端，驴头的弧面半径是以中央轴承座的中心点为圆心，这样它保证了抽油时光杆始终对正井口中心。

（×）33．抽油机井抽油参数是指地面抽油机运行时的冲程、冲速、扭矩。

（×）34．电动潜油泵井地面装置主要有变压器、控制屏、分离器、接线盒等。()（√）35.单流阀一般装在泵上2-3根油管处。

（×）36.电动潜油泵井的电流卡片有日卡片，月卡片之分。

（√）

37、动液面是指抽油机井正常生产时利用专门的声波测试仪在井口套管测试阀处测得的油套环空液面深度数据。

（√）

38、深井泵的活塞是由无缝钢管制成的空心圆柱体，且外表面有环状防砂槽。()

（√）39.抽油过程中，当泵筒压力下降时，固定阀被油套环形空间液柱压力顶开，井内液体进入泵筒内。

（×）40.当抽油泵泵筒内压力超过油管内液柱压力时，固定阀打开，液体从泵筒内进入油管。

四、问答题

1、射孔工程技术有哪些要求？ 答：（1）射孔的层位要准确。

（2）单层发射率在90％以上，不震裂套管及封固的水泥环。（3）合理选择射孔器。

（4）要根据油气层的具体情况，选择最合适的射孔工艺。

2、自喷井的井场流程有哪些作用？ 答：（1）控制和调节油井产量（2录取油井的动态资料

(3)对油井产物和井口设备加热保温

3、管式泵的工作原理是什么？

答：（1）上冲程：抽油杆柱带着活塞向上运动，活塞上的游动阀受阀球自重和管内压力作用而关闭。泵内由于容积增大而压力降低，固定阀在环形空间液柱压力与泵内压力之差的作用下被打开。井中原油进泵，同时在井口排出液体。

（2）下冲程：抽油杆柱带着活塞向下运动，固定阀关闭，活塞挤压泵中液体使泵内压力升高到高于活塞上方压力时，游动阀被顶开，泵中液体排到活塞上方的油管中去。

4、影响泵效的地质因素有哪些？ 答：（1）油井出砂（2）气体的影响（3）油井结蜡（4）原油粘度高

（5）原油中含有腐蚀性物质

5、电潜泵采油的工作原理是什么？

答：电动潜油离心泵(简称电潜泵)是一种在井下工作的多级离心泵，用油管下入井内，地面电源通过潜油泵专用电缆输入井下潜油电机，使电机带动多级离心泵旋转产生离心力，将井中的原油举升到地面。

6、游梁式抽油机的工作原理是什么？

答：抽油机由电动机供给动力，经减速箱将电动机的高速旋转变为抽油机曲柄的低速旋转运动，并由曲柄一连杆一游梁机构将旋转运动变为抽油机驴头的往复运动，通过抽油杆带动深井泵(抽油泵)工作。将油抽出井筒，并送入地面管汇。

7、抽油机井的分析应包括哪些内容？

答：(1)了解油层生产能力及工作状况，分析是否已发挥了油层潜力，分析判断油层不正常工作的原因。

(2)了解设备能力及工作状况，分析设备是否适应油层生产能力，了解设备利用率，分析判断设备不正常工作的原因。

(3)分析检查措施效果。

8、抽油机平衡的原则是什么？

答：（1）电动机在上下冲程中做功相等。（2）上、下冲程中电动机的电流峰值相等。（3）上、下冲程中曲柄轴峰值扭矩相等

五、计算题

1.某抽油井下φ56mm的泵，冲程2.4m，冲次9次/min，日产液量35t，液体密度为0.9t/m3、求该井的泵效。

解：



Q液＝1440D2Sn液 4 3.14＝14400.05622.490.9 4 ＝68.（吨9/日）Q35 ＝实100％＝100％＝50.8％Q68.9 理答：该井泵效为50.8%

2、某井抽油泵下入深度为1500米，音标深度为300米，液面曲线显示从井口波到音标反射波距离为18cm，从井波到液面反射波距离为30cm，试求动液面深度和抽油泵沉没度。解：

H＝LH标＝30030＝500（米）液液L18 标

H沉＝H泵H液15005001000（米）

答：动液面深度为500米，沉没度为1000米。

1.先开下流闸门,再开上流闸门;2.站在上风口,侧身开闸门 2、2010.7.9.某注水站女工甄××开闸门,闸门及丝杠突然打出,高压液气流一起喷出,打在甄的身上,当场死亡。开关闸门应如何安全操作？ 答;答案： 选择题

1-5：DCDCB 6-10:DBAAB 11-15:BABDA 16-20:DBAAB 21-25:CBABD 26-30:CCBAB 31-35:CBDCD 36-40:DCDDD 41-45:ACACC 46-50:BAAAA 51-55:BACDD 56-60:BAABC 61-65:DDCDA 66-70:DDDDD 71-75:CCDCD 76-80:DBDAA 81-85:AADBA 86-90:ABAAD 91-95:CADAB 96-100:DCCDD

判断题

1-5： √√х√√ 6-10：х√хх√ 11-15：√х√√х 16-20：√√√√√ 21-25： √хх√√41-45： хх√√√61-65： хх√√√81-85： х√√√х

采油工程分析系统 篇10

1 官128区块抽油机采油系统基本概况

大港油田沈家铺油田官128区块于1997年整体投入开发, 油田地质构造较为复杂, 大小断层交错分布, 油品性质为稠油, 为典型的“三高”油田。开发初期, 开采方式以抽油机采油为主, 采用12型常规游梁式抽油机匹配Y系列异步电动机进行采油, 以适应稠油井生产负荷大、启动扭矩大的需求。

随着油田注水开发进入中后期, 地层供液能力逐年下降, 油井的动液面逐年加深, 产液下降、泵效降低、含水逐步升高, 抽油机采油系统高能耗的问题更加暴露。至2010年, 官128区块有抽油机井28口, 年举升液量22.9万方, 总装机功率1320KW, 年耗电量1156×104 KW·h, 占区块总用电量的41%。系统效率仅为32%左右, 低于油田平均系统效率1.56%。

2 机采系统节能监测新模式

多年来, 对机采系统的节能监测都是由专业监测单位负责完成, 油田开发单位负责按耗能设备一定比例提供监测计划。随着节能工作的不断深入, 节能降耗监测在生产基层逐步推广开来, 目前已形成以专业检定评价中心——油田开发二级单位——生产基层多层次共同监测的新模式。节能监测工作得到广泛普及, 也成为官128区块一项重要的日常管理工作, 配备机采系统效率测试专用设备, 每月按排定的测试计划进行监测。全年监测率可达100%, 监测与整改方便快捷。

3 节能措施的研究与应用

近年来, 机械采油系统节能工作逐步深入, 在利用专用测试设备做好节监测工作的基础上, 对抽油机系统节能措施进行了深入的研究, 找出影响系统效率低的主要因素, 区块节能降耗技术逐步成熟, 已形成了功率因数补偿、降低系统供入功率和提高系统有效功率等多方面配套节能技术, 为官128区块实现节能生产奠定了技术基础。

3.1 提高电动机功率因数技术措施

3.1.1 实施就地无功补偿

生产现场普遍使用的Y系列45K W或55K W三相异步电动机, 装机功率偏高, 大部分电动机实际运行功率因数只有0.2~0.4, “大马拉小车”现象严重。现场通过在控制柜内并联投放不同规格的电容器, 进行就地无功补偿, 以减少线路输送的无功功率, 降低线路损耗, 提高功率因数。现场应用较广泛, 效果良好, 但是功率因数提高到0.5~0.6, 电容器容易损坏, 需要定期检查更换。

2012年前三季度实施节能监测的20口抽油机井, 全部实施就地无功补偿。其中有15台功率因数已达到节能评价值0.40以上, 有3台前期投放的电容器发生损坏, 另有2台在经过补偿后, 功率因数仍未达到0.40以上, 需结合其他技术手段进行再治理。

3.1.2 改进控制系统

安装变频控制柜可以有效的提高功率因数。变频控制柜能够实现电机的软启动, 功率因数可提高至0.90以上, 且操作方便, 根据油井的实际供液能力, 不停产即可随时调整抽汲速度, 且冲次可任意调小。

变频控制柜在家31-18井进行了先导性试验。由于原油物性差, 井口表现为作稠油影响严重、抽油杆下行困难。采用变频控制柜后, 有效避免了泵杆与抽油机运行不同步造成疲劳断脱的现象, 同时节省了电能, 平均输入功率减少3.66kw, 平均吨液耗电减少27.62kw·h, 平均日耗电减少87.78kw·h。

3.2 降低输入功率技术措施

降低输入功率技术主要是针对抽油机的结构及及拖动装置的性能来开展的。主要分为两种:

(1) 使用节能型抽油机取代常规游梁型抽油机。其原理主要是通过降低减速箱峰值扭矩, 使电动机的功率下降。目前区块在用的28台抽油机中, 有9台已更换为节能型抽油机。但是由于初期投入较高, 从而限制了规模实施, 因此节能设备优选对象仍然以电机为主 (如表1所示) 。

(2) 更换节能型电机。通过多种途径, 将大功率电机逐步更换为节电型电机, 以提高运行负载率。目前现场只有1台45KW的三相异步电动机在运转, 其余27台均已更换至37KW及以下低功率电动机, Y系列高功率电机基本被高转差电机、永磁电机、双速电机等节能电机所取代 (如表2所示) 。

4 提高有效功率技术措施

主要通过对抽汲参数进行优化, 适应油井供排需求, 同时加强抽油机井的精细护理, 是提高抽油机系统效率的关键所在。

(1) 合理优化地面工艺参数。主要指冲程与冲次的合理匹配。当冲次保持不变时, 抽油机系统效率随冲程的增加而升高;当冲程保持不变时, 抽油机系统效率随冲次的降低而增加;随冲程长度增加, 冲次下降, 能耗降低。根据地层供液的变化情况, 逐步优化调整抽油机的运行参数, 工艺参数渐趋合理 (如表3所示) 。

(2) 合理优化井筒举升参数。抽油机井随着泵径的增大, 抽油系统所需输入功率增大, 电机额定功率增加, 从而导致系统效率降低。如果油层供液充足, 随着泵径的增大, 产液量增加, 井下效率也会增加。根据地层供液状况进行深井泵泵径与泵挂的匹配, 始终保持沉没度在300米到500米的合理区间。2012年实施泵降级加深措施3井次, 实现日节电48KW·h。

(3) 特殊井治理主要是应用新工艺新技术, 如严重腐蚀与偏磨的抽油机井, 以往通过套管加缓蚀剂及加装泵杆扶正器进行预防, 但效果始终不理想。目前在家43-71井使用的内衬管及防腐杆新技术, 悬点最大载荷由98KN降至目前的89KN, 交变载荷下降8KN, 降载节电效果非常好, 具有较好的推广前景。

(4) 对于产量低于1吨, 泵效低于30%的低泵效井, 主要采取小泵深抽、采取间开制度生产, 或者转变开采方式等措施。近两年来, 对低产、高含水井实施季节性间开1井次, 实施小泵深抽工艺3井次, 实现日节电260KW·h。

(5) 精细日常管护。做好抽油机井设备的日常维护与保养, 向管理要效益是做好节能工作的重要途径, 与增加投入相比更加合理、更容易实施和见到效果。重点是做好电动机皮带的松紧及四点一线的调整、驴头对中及井口盘根盒的松紧度的调整, 确保减速箱及各轴承的润滑合格等等, 都会减少抽油机采油系统能量传递的损耗。其中抽油机平衡率的调整对节能降耗起到至关重要的作用。

目前区块抽油机普遍采用机械平衡方式。抽油机不平衡会破坏曲柄旋转速度的均匀性, 使抽油杆上下行运行速度不一致, 造成杆、管本体发生摩擦及抽油杆节箍对油管公扣端部刮擦、磕碰, 使油管本体和丝扣端部发生漏失;也增加杆断的几率。

抽油机平衡度与能耗的关系:平衡率在80-100%时抽油机耗量最低, 当平衡率达120%以上时, 比80%时1小时多耗电0.25kw h, 平衡率低于70%后, 比80%时1小时多耗电约0.15kw.h。为此, 生产过程中应根据生产情况采取动态平衡调整, 确保平衡率在合格范围。

在此基础上, 做好精细调整防冲距、稠油井井筒加药降粘、清防蜡护理, 以及合理控放套管气等无形上产措施, 充分利用远程计量信息平台对油井变化实时监控同样能够实现节能增效。

5 节能效果及认识

通过几年节能降耗工作的开展, 官128区块节能工作取得了显著的效果, 采液单耗下降至295千瓦时/吨、总装机功率降至1020KW, 系统效率提高至35.8%, 同时取得以下认识:

(1) 对于进入中后期开发的油田, 尤其是供液不足的井, 应用节能新技术为主要手段, 会取得较好的节能效果。

(2) 通过油水井精细管理实现节能降耗, 是最为经济与合理的途径。

(3) 对新投入开发的新区块, 方案设计应以节能设备为主, 并且其匹配要合理。

摘要：通过对官128区块抽油机井能耗监测及分析, 找出了影响抽油机系统效率的主要因素, 对抽油机能耗治理提出了可行的措施和建议, 从而达到降低机械采油成本、提高经济效益的目的。

关键词：抽油机采油系统,系统效率,节能降耗

参考文献

[1]陈文恒.抽油机系统效率影响因素分析[J].中国石油和化工标准与质量, 2011, 10 (89)

[3]郭宏亮等.提高抽油机井系统效率的有效途径.油气田地面工程, 2008, (12)