外围零散低产区块油井举升-集油方式优化分析
油气集输系统生产运行方案优化方法分析
油气集输系统生产运行方案优化方法分析1. 引言1.1 研究背景油气是我国的重要能源资源，油气集输系统作为连接油气生产、加工和运输的重要纽带，对于保障油气生产运行的稳定和高效具有重要意义。
随着我国石油天然气产量的不断增加，油气集输系统的规模和复杂程度也越来越大，系统的安全稳定运行成为了一项重要挑战。
由于油气集输系统涉及复杂的流体特性、温度压力差异、管道阻力以及设备老化等诸多因素，如何优化系统的生产运行方案成为当前亟待解决的问题。
当前国内外对于油气集输系统生产运行方案的优化方法研究仍处于初级阶段，存在着一定的局限性和不足。
有必要深入探讨油气集输系统生产运行方案的优化方法，研究其基本原理和技术手段，以提高系统的运行效率、降低生产成本、保障系统的安全可靠运行。
【研究背景】。
1.2 研究目的研究目的是通过对油气集输系统生产运行方案优化方法的分析研究，探讨如何提高油气集输系统的运行效率和经济效益，进而提高整个油气生产链的整体运行效率和竞争力。
具体目的包括：1、深入了解油气集输系统的生产运行特点和存在的问题，为优化方案的制定提供依据；2、总结油气集输系统生产运行优化的基本原则，为后续研究提供理论指导；3、探讨数据采集与监测技术的优化方法，提高系统数据采集的准确性和实时性；4、研究模型建立与仿真优化技术，提高系统运行方案的精准度和有效性；5、比较不同的运行方案优化方法，找到最适合当前油气集输系统的优化方案；6、分析优化方法在实际应用中的效果，验证优化方法的可行性和有效性，为系统运行提供指导。
通过研究上述目的，旨在为油气集输系统生产运行方案的优化提供科学的依据和方法，推动油气产业的发展和提升。
1.3 意义油气集输系统生产运行方案优化对于整个油气行业具有重要意义。
优化生产运行方案可以提高生产效率，减少生产成本，降低环境污染，最大程度地实现资源的有效利用。
优化生产运行方案可以提高油气集输系统的可靠性和安全性，降低事故风险，保障系统稳定运行，保障人员和设备的安全。
低渗透油田机采举升方式优化评价
试验·研究/Testing &Research抽油机是目前各油田主要的机采举升方式，技术成熟、运行稳定、维护方便。
然而，在低渗透油田应用过程中，由于油层深、含蜡高、负荷大、供液差、泵效低等原因影响，抽油机系统能耗大、开采成本高，在国际油价长期震荡低迷的背景下，油田降本增效问题突出。
因此，探索更加合理、高效的原油举升方式，实现科学生产，已经成为低渗透油田降低机采成本的重要途径。
通过对低产低效井在不同产液情况下，举升方式优化或创新应用等一系列的探索与实践，对比分析各原油举升方式的适应性及投入产出比，得出低渗透油田适用的科学、高效举升方式，为低渗透油田实现精准采油提供参考。
1机采现状近年来，随着电潜柱塞泵的推广应用，油田的机采方式有抽油机、螺杆泵、电潜柱塞泵三种，每种举升方式的特点决定了其适用范围。
1.1抽油机举升抽油机是油田最主要的机采方式之一，根据低渗透油田井深及产液特点，在用的抽油机主要有六型、八型、十型机三种，其中八型机较为普遍，六型机和十型机数量较少。
能耗方面，六型机匹配的井产液量低、泵径小，能耗较低。
为合理应用机型及杆管匹配，结合油田特征和杆管泵设计标准，优化得出一套适用于低渗透油田降低检泵率的机、泵、杆、管匹配图版（表1）。
目前，平均泵效达到34.2%，检泵率12.9%，检泵周期1150d （表2）。
表1抽油机举升机、泵、杆、管优化匹配产液量/t ≤22～33～44～55～77～10＞10机型六型机六型机六、八型机八型机八型机八型机十型机泵径/mm 28323232384456抽油杆匹配比例ϕ25mm —————0.240.31ϕ22mm 0.280.300.300.300.350.270.34ϕ19mm0.720.700.700.700.650.490.35加重杆/m 707070708080100表2抽油机运行能耗及作业指标情况统计机型六型机八型机十型机平均单井生产情况日产液/t 2.13.710.6日耗电/kWh111.1164.3195.8泵效/%38.935.628.1检泵率/%12.9检泵周期/d11501.2螺杆泵举升在用螺杆泵为高扬程、小排量螺杆泵，适用于日产液15m 3以下、举升高度在1300m 以内的油井举升，统计现有螺杆泵井，平均单井日耗电97.5kWh，检泵率18.9%，检泵周期957d （表3）。
低产低效井原因分析及治理对策
低产低效井原因分析及治理对策作者：胡燕来源：《中国科技博览》2014年第01期摘要：各类油藏经过多年开采，开发过程中各种矛盾日益突出，导致部分油井出现低产低效现象越来越多，油田开发效果逐渐变差。
本文通过对典型油藏低效井现状、成因进行分析，提出了不同的治理措施，见到了好的效果。
关键词：低产低效、稠油、地质因素、开发因素中图分类号：TE345一、课题提出的原因和依据1、低产低效油井界定对于稀油井：依据产量、成本、效益之间的相互制约关系，将成本界定为固定和变动两部分，以利润为零倒算出保本点产量。
按照我厂生产实际，保本点产量为1.07吨。
我们把日产油在1吨以下的稀油井划分为低产低效井。
对于稠油井：依据单家寺油田开发经验和目前单井周期经济效益计算，对周期产油小于600吨，油汽比小于0.15，直井日油小于3吨/天，水平井日油小于5吨/天的油井列为低效井；对于转周开井液量低于30方，温度低于60度，生产效果远差于上周效果的油井列为转开低效生产井。
2、低产低效井现状结合所管典型油藏----滨南油田和单家寺稠油为例介绍：滨南油田含油面积78.5km2，地质储量9645.5万t，可采储量1981.69万t，采收率20.5%。
截止2010年底投产油井422口，开井347口，日产液水平2900.3t/d，日产油水平971.6t/d，综合含水66.5%，采油速度0.36%，累积产油1403.82×104tt，采出程度15.23%，可采储量的采出程度74.99%，剩余可采储量的采油速度6.68%；注水井154口，开注127口，日注水平4856m3/d，月注采比1.36，油田累积注水4668×104m3，累积注采比1.0，地层平均压降6.9Mpa，平均动液面1050m。
低产低效井（日产油≤1t）比例达到25.3%，是个典型的低效开采区块。
单家寺稠油动用含油面积19.03km2，地质储量7742.7×104t，可采储量1707.62×104t，采收率22.1%。
大庆外围低产低渗油田抽油机井电参法推演示功图现场试验
管理·实践/Management&Practice1现状截止2020年底，某外围采油厂油井开井6403口，其中抽油机井5923口，占开井数的92.5%，机采方式以抽油机为主。
目前，对抽油机井进行监测或诊断工况，主要是通过示功图判断井下工况，示功图是连接抽油机井地面系统和井下系统的关键节点，分析方法成熟，标准统一，实用性强，多年来油井示功图始终是判断油井运行状况不可或缺的手段之一。
但是，目前现场测试示功图，还存在以下几方面问题：1）通常示功图测试录取周期为每月1次，录取周期相对较长。
2）当载荷、工况变差时，问题发现不及时性，容易错过最佳清防蜡及问题核实日期，导致问题恶化，严重时会影响产量。
3）工人测试劳动强度大，生产效率低，数据的准确性得不到保证。
4）目前安装变频配电箱的抽油机井逐年增多，其频率变化直接影响了运行冲次，由于现场调参比较方便，导致现场示功图测试分析不能够及时。
5）还存在零点易漂移失真问题，同时需要定期标定[1]。
目前随着油田信息技术的进步，智能数字化管控平台已经成为各油田的发展，不仅可以实时诊断和分析抽油机井工况，而且降低工人劳动强度，既提高了经济效益，又注重社会效益的长远发展。
因此，通过抽油机井电参法示功图的现场应用，利用油井上易测得的电动机功率参数，实现了电参与示功图的实时转换和同步采集，减少了手持示功图仪器现场操作的不安全因素，同时还降低了前线工人测试工作量。
2电参法反演示功图基本原理2.1主要功能模块组成目前，在现有不停机间抽控制配电箱基础上，进行改造添加了几个主要模块，实现电参示功图的现场试验：智能控制处理器、曲柄位置传感器、电动机转速传感器以及三相电参监测传感器[2]，主要功能模块安装位置见图1。
图1主要功能模块安装位置智能控制处理器：属于核心元器件，主要用于同时根据同步采集的电动机转速、电参和曲柄位大庆外围低产低渗油田抽油机井电参法推演示功图现场试验卢成国王秋实（大庆油田有限责任公司第八采油厂）摘要：抽油机示功图是判断抽油机井工况的重要手段之一，方法虽然成熟但需要耗费大量人力和物力，并且故障诊断自动化程度低，尤其还不能及时进行反映，因此需要一种新的测试方法迫在眉睫。
油藏分类现状分析及治理对策探讨
油藏分类现状分析及治理对策探讨摘要：我国油藏资源丰富，种类颇多，不同油藏的开发方式受油藏类型影响，甚至存在油藏类型一致但不同资源的占比不同而需要采用不同的开发方式的情况。
在这一前提下，应当进一步进行油藏分类，并根据油藏分类合理选择不同的开发方式，完成油藏的分类处理。
本文根据技术和经济指标将已开发油藏划分为“双高”、“双低”和“双负”三类油藏，并围绕“双高油藏”进一步提高采收率，“双低油藏”提高采出程度，“双负油藏”效益开发等关键问题，进而根据油藏的特点多角度的提出提高油藏开采率的方法，为进一步提升油藏开采公司的经济效益提供参考和支持。
关键词：已开发油藏；分类治理；效益挖潜；油藏管理一、油藏分类1.1分类体系本文根据技术和经济指标，基于对中国石油322个已开发油田的分类研究，将已开发油藏划分为“双高油藏”、“双低油藏”和“双负油藏”（见表1）。
1.2分类油藏开发特征双高油藏经过长期开发，整体上进入高含水，高采出程度开发阶段，剩余油分布零散，进一步挖潜难度大。
大庆萨杏喇油田是双高油田的典型代表，综合含水高达93.9%，地质储量采出程度48.15%，可采储量采出程度90.6%，处于“双特高”开发阶段。
双低油藏储层物性差，储存的天然资源较少，且开采的难度较大。
这些油藏主要集中在长庆、大庆、吉林和新疆4个油田，开发对象以低渗透、特低渗透油藏为主，单井产量低，经过多年采，剩余油分布复杂，稳产难度大，面临“多井低产”的局面，油田开发效益面临挑战。
1.3分类油藏分布状况目前中石油双高、双低和双负三类油藏动用地质储量、年产油量分别占公司比例的62.7%、53.6%。
其中，“双高油藏”动用地质储量、年产油量分别占公司的40.1%、40.2%，主要分布在大庆长垣、新疆稠油、吐哈等油田；“双低油藏”动用地质储量、年产油分别占公司的12.9%、6.4%，主要分布在大庆外围、长庆低渗透等油田；“双负油藏”动用地质储量、年产油量分别占公司的9.7%、7.1%，主要分布在吉林、辽河等油田（见表2）。
大庆外围油田低产井合理沉没度研究
大庆外围油田低产井合理沉没度研究X张秀云(大庆油田有限责任公司第八采油厂,黑龙江大庆 163514) 摘 要:随着外围油田开发时间的延长,低产井日益增多,造成吨油成本不断升高,经济效益变差。
本文对抽油机井处于低沉没度工作状态下所造成的不利因素进行了分析,并结合生产实际,采取相应措施,保证油井在合理沉没度区域正常生产,从而保持油田的高产、稳产,有效控制油田的生产成本、提高经济效益。
关键词:沉没度;泵效;系统效率 中图分类号:T E32+7 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)10—0124—021 2010年底某采油矿沉没度分布情况2010年底该采油矿统计正常生产井541口,其中沉没度介于0～50m之间的井数达323口,占统计井数的59.7%,平均泵效仅为16.7%,系统效率只有8.91%,泵效和系统效率都是各级沉没度中最低的;沉没度介于201～300m之间井为41口,占统计井数的7.6%,平均泵效为29.1%,系统效率为9.25%,在各级沉没度中系统效率是最高的,当沉没度大于300m时,系统效率呈下降趋势。
沉没度分级统计情况表按沉没度分级(m)井数(口)所占比例(%)平均值日产液(t)产油(t)含水(%)沉没度(m)泵效(%)系统效率(%)为0-50之间32359.7 2.8 1.449.31616.78.91在51-100之间6011.13 1.936.47621.19.08在101-200之间5410.0 3.4 2.138.215824.89.22在201-300之间417.6 4.3 2.541.826229.19.25在301-400之间23 4.3 4.5 2.544.435934.59.2在401-500之间16 3.0 4.5 2.348.845441.89.18大于50024 4.4 4.8 1.666.778142.29.06 从上表中可以看出,当沉没度小于300m时,泵效与系统效率相对比较低。
低产低效井综合治理
低产低效井综合治理摘要：结合作业区的现状，低产低效井已经占了生产井的很大一部分，需要采取一定的措施改变油井目前的现状，对低产低压井进行综合治理，延长该油井的检泵周期，减少作业产生的费用，最终降低油井的生产成本，增加油井效益。
通过对本区经验进行总结，得出一些共性的认识，进而将得到的经验进行推广，保证油井的正常生产。
关键词：低产低效治理方法经济效益前言随着油田不断开发，对油藏特征深入了解，注水系统配套不完善等，原油开采日趋困难，如何提高单井产量、降低生产成本，已成为现在目前的主要的问题。
而如何提高低产低效井的开发效益是目前油田开发的最迫切、最实际的技术难题。
1．低产低效井定义1.1低产低效井定义低产低效井，指产量较低、没有经济效益或效益低下的井。
1.2低产低效井特点低产低效井主要集中分布在开发时间长、开发处于中后期、注采井网不完善的区块。
这些区块的共同特点是地层供液能力严重不足，产量低，泵效低，抽油设备系统效率低，能耗损耗大。
1.3低产低效井成因分析（1）当开发单元进入中后期，随着油井含水率的不断升高，产油量急剧下降，进而形成特高含水低效井。
（2）能量补充不及时。
因注水井自身原因、井网不完善等，或靠天然能量开采，地层能量不足，使油井处于低效状态。
（3）近井地带污染严重或堵塞，造成油井生产水平降低。
（4）因储层物性差异较大，导致注入水沿着大孔隙突进，含水大幅度上升造成低产。
2.低产低效井的综合治理对策2.1加强注水，保持地层能量加强注采关系的调整，使注采关系和水驱状况保持最佳的状态。
主要包括：（1）完善注采井网，提高储量的控制和动用程度。
最近两年没有油井转注井，但根据前几年油井转注效果分析，转注后，地层能量得到有效补充，见效较明显。
（2）调整注采关系，维持注采平衡。
根据油藏开发技术并结合油井的生产动态，进行精细化注水，使注采关系趋于合理。
（3）改善吸水剖面，对剖面上吸水不正常的层位，采取一系列措施，改善其吸水状况。
提高油田低产低效井产能的技术措施探讨
提高油田低产低效井产能的技术措施探讨油田低产低效井是指产能较低、生产效率较低的井。
针对油田低产低效井，提高其产能和生产效率是十分必要和重要的。
以下是几种技术措施的探讨：1. 井筒增径：通过对井筒进行加大直径的改造，提高井筒的通道能力，增加井底地层油液流动的通道。
增大井筒直径可以减小井底流体的速度，降低摩阻，并降低井底流体的能量损失，从而提高井的产能。
2. 井壁光滑技术：通过对井壁进行加工处理，使井壁表面更加光滑。
光滑的井壁能减小井壁与井眼钻井液之间的摩擦，减小井壁面对油液流动的阻力，从而提高井的产能。
3. 井眼阻力降低技术：通过井眼内光滑管、光滑套管或降阻液的运用等方式，降低井眼内的阻力。
降低井眼内的阻力能提高油液在井筒中的流动速度，增加产能。
4. 高效油藏压裂技术：通过压裂技术对油藏进行改造，提高储层的渗透性。
压裂技术可以打破储层间的堵塞，增加油液的流动通道，提高井的产能。
5. 综合增产技术：通过采用综合增产技术，如水平井技术、多点压裂技术、增油剂技术等，进行综合增产。
综合增产技术可以有效提高井的产能和生产效率。
6. 提高注水效果：对于注水井，合理选择注水井位置和注水井数量，按照注采匹配原则进行合理的注水量控制和调整。
加强注水管路、井筒和油藏的整治和管理，提高注水效果。
7. 强化采油液体和控制参数的研发和运用：通过开发适应油藏特征的采油液体和控制参数，有效调控井底油液的性质和流动状态。
合理的采油液体和控制参数能够提高井的产能和生产效率。
提高油田低产低效井产能需要综合运用多种技术措施，从井筒改造、井壁处理、井眼降阻、油藏改造等多个方面入手，注重技术创新和综合运用，以达到提高油田低产低效井产能的目标。
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外围零散低产区块油井举升\集油方式优化分析摘要：采油方式直接影响着地面工程建设投资和生产运行费用。
针对外围零散低产区块地处偏远、系统无依托、单井产量低、开发形势不明朗的特点，主要有机采→井场建罐→拉运、提捞→拉运两种地面工程建设模式。
本文通过对该区块采用的两种地面工程建设模式所产生的投资及生产运行费用对比分析、综合评价，总结零散低产区块不同地面工程建设模式的油井产量界限，为零散低产区块的地面工程建设采用合理的举升、集油方式提供可借鉴的经验。
关键词：低产区块；举升；集油；优化；分析
abstract: this article through to the block with two ground engineering construction patterns generated by the investment and operation cost analysis, comprehensive evaluation, sum up scattered low block different ground engineering construction mode of oil well output limits, as scattered low block ground engineering construction with reasonable lifting, oil collecting means provided the experience that can draw lessons from.
key words: low block; lifting; oil; optimization; analysis 中图分类号：te38文献标识码：a文章编号：2095-2104（2012）05-0020-02
一、外围零散区块的特点
1、开发井的地质特征。
外围零散区块与老区块比较主要有以下
特征：①开发对象差。
主要表现为：渗透率低（1×10-3μm2～20×10-3μm2），单井产量低（﹤1.5t），油层深度较老区深（﹥1400m）。
②原油物性差。
主要表现是：原油凝固点高（﹥35℃），粘度高（﹥30mpa.s），油气比低（﹤20m3/t）。
③油层吸水能力差。
主要表现为：注水压力高（16～25mpa），注水水质要求高（5.1.1标准）。
2、地面建设特征。
①建设环境差。
部分区块油井分布在行洪区内，有的处于水泡子、鱼塘中，大部分位于耕地、林带中，征地费用高，建设难度大。
②系统依托差。
区块分布越来越偏远、零散，远离已建地面系统，油气输送距离远，甚至无法管输，供电线路及道路长。
③开发形势不明朗，投资风险高。
以上各种因素，导致了外围零散低产区块与老区加密区块相比，开发建设难度大，经济效益差，百万吨产能建设投资高。
二、外围零散低产区块的地面建设模式
针对外围零散低产区块的特点，为了降低投资风险，提高开发效益，原油集输系统不建固定地面设施，采用拉油的方式，这种方式比较机动灵活、一旦油井产量降低，没有了开发效益，其已建设施可拉运到其他区块重复利用，避免了投资的浪费，而且拉油地面建设难度小，施工周期短，见效快。
三、机采→井场建罐→拉运与提捞→拉运模式的经济对比
以我国某油田井区产能建设为例，对机采→井场建罐→拉运及提捞→拉运两种模式地面工程投资及生产运行费用进行经济对比
分析。
该区块基建油水井30口，其中油井22口，注水井8口，建
成产能0.63×104t/a。
距离卸油点最近，公路距离约为43km。
两种地面工程建设模式，只对与集油系统和与之相关的供配电系统进行经济对比，道路和供注水系统地面投资和维护费用基本相同，不列入经济对比范围之内。
1、地面工程建设投资对比分析。
①机采→井场建罐→拉运建设模式工程投资。
22口油井分布相对集中，采用单管电热带保温集油流程。
每口油井井口设1台电加热器，将油井产液由井口出油温度升至原油凝固点以上后，由电热带保温输送至2个集中拉油点，在拉油点设多功能储罐集中拉运。
拉运采用租车的方式，拉油至卸油点。
地面工程建设主要工程量及投资见下表：
表1机采→井场建罐→拉运建设方案主要工程量及投资
②提捞→拉运建设模式工程投资。
若采用提捞→拉运建设方案，只需新建提捞采油井22口，单井拉运至卸油点。
主要工程量及投资见下表：
表2提捞→拉运建设方案主要工程量及投资
两种地面工程建设模式投资对比：机采→井场建罐→拉运模式投资为1359.45×104元，提捞→拉运模式投资仅为44.79×104元，比机采节约96.7%。
2、生产运行费用对比分析
①机采→井场建罐→拉运模式年总生产费用。
机采→井场建罐→拉运模式生产费用主要包括油井维护、生产用电及拉运费用。
维护费用主要有油井检泵、清防蜡、抽油机维护保养等。
抽油机井检泵周期按2.2年计算，每次检泵费用2.3×104元，则单井平均年检泵费用1.05×104元；清防蜡按每口井每年加药1.36t，每吨药价格0.59×104元，则年加药费用0.80×104元；抽油机保养费用平均每口井每年0.80×104元。
因此，单井年平均维护修理费用为
2.65×104元。
②提捞→拉运模式年总生产费用。
我单位提捞采油采取的是租车提捞、拉运的生产方式，吨油操作成本和单井产油量息息相关，每吨油的平均操作成本265元。
两种地面工程建设模式单井产油量与年总生产费用对比图如下：
图1
由图可以看出机采→井场建罐→拉运模式单井产油量对年生产费用的影响不大，而提捞→拉运模式随着单井产油量的增加年总生产费用随之增加，单井产油量的变化直接影响着年总生产费用。
③两种地面工程建设模式的单井产量界限分析。
对于机采→井场建罐→拉运模式来说，单井产油量与生产费用之间的关系不太敏感，对于提捞→拉运模式，油井产量变化，则生产费用随之变化，因此要掌握两种地面建设模式的经济效益关系，就要找出吨油生产操作成本与单井产量之间的关系。
从上表可以看出提捞→拉运模式吨油操作成本相对比较稳定，与单井产油量之间的关系不敏感，这
正是该模式比机采→井场建罐→拉运模式的可贵之处，鉴于这个特点，可使油田地面工程建设投资极限降到最低，使许多在常规抽油机方式下因经济效益差而不能投入开发的油井得以投产。
下图为两种地面建设模式单井产油量与吨油操作成本曲线图。
图2 两种地面建设模式单井油井产量与吨油操作成本曲线图由上图可以看出两种地面建设模式的操作成本在单井产油量为1.2t/d时有一个交叉点，因此，机采→井场建罐→拉运与提捞→拉运模式的经济平衡点大约在单井产油1.2t/d，随着油井产量进一步上升，则提捞→拉运生产模式就失去了经济上的优势。
若单井日产油量大于1.2t，则应该选择机采→井场建罐→拉运模式，该模式适合单井产量相对较高的外围零散开发区块。
四、结论及建议
机采→井场建罐→拉运与提捞→拉运两种地面工程建设模式对外围零散低产区块油井举升、集油方式进行了优化，而且都取得了较好的经济效益。
对于一些分布零散、地处偏远、系统无依托、单井产量低（﹤1.2t）的外围零散区块，为了减少系统工程投入，节约生产运行成本，建议采取提捞→拉运的地面工程建设模式生产，对于单井产油量相对较高（﹥1.2t）、单井分布相对集中的外围零散区块，则采取机采→井场建罐→拉运地面工程建设模式。
随着提捞成本的上升，两种地面工程建设模式的产量界限会进一步降低。
以上分析的结果，两种地面建设模式合理应用，优化简化了集油工艺，减少了地面工程投资，节约了生产运行成本，可取得较好
的开发效益。
参考文献
[1].提捞采油工艺技术.北京：石油工业出版社，2002年
注：文章内所有公式及图表请以pdf形式查看。