特高含水期油井流压与沉没度相关性分析
油井沉没度影响因素分析与优化措施
油井沉没度影响因素分析与优化措施发表时间：2020-12-31T13:12:22.033Z 来源：《工程管理前沿》2020年第29期作者：郑广，于志强，李繁生[导读] 油井的沉没度会受到生产参数、以及地层条件等各方面因素的影响，而各不相同郑广，于志强，李繁生中国石油冀东油田分公司邮编：063200摘要：油井的沉没度会受到生产参数、以及地层条件等各方面因素的影响，而各不相同。
不合理的油井沉没度，不论是过高还是过低，都会对油井的生产造成一定影响。
本文就油井沉没度影响因素，以及不合理的沉没度对泵效、成产压差以及抽油机管杆载荷的影响，进行了详细介绍。
并且结合油井的实际情况，就如何优化不合理的沉没度，进行了论述。
关键词：沉没度；泵效；治理措施所谓沉没度，说的是深井泵在动液面下的深度，也可以理解为动液面到深井泵吸入口的液柱高度[1]。
这个高度对深井泵的工作效率有着直接影响。
沉没度过小或者过大，都会对泵校造成直接影响，从而影响到油井的生产。
下面就沉没度的影响因素以及优化措施进行详细介绍。
一、影响因素1.泵效当沉没度过低，会降低泵的充满系数，降低泵效。
这是由于沉没度过低，会导致井底的流动气压降低，泵吸口的压力随之降低，从而导致气体和液体比例上升，泵内的游离气体急剧增加。
泵内气体属于天然气成分，天然气是多个分气体混合而成，因此在原油中，天然气中的分气体会以某种定律进行溶解，其定律用方程式表达如下。
X（单位体积内液体中溶解的气体量）=A（溶解压力）×B（气体的溶解系数）在溶解的过程当中，B会随着压力的不断增加而减小。
而当B达到一个特定值以后，就不会再改变，这一个特定值就是压力的饱和值。
而在饱和值之下和达到饱和值之后的气体溶解度，是有所不同的。
饱和值之下，溶解度和压力是曲线增长趋势。
而达到饱和值之后，则是直线增长的趋势。
当沉没度过高时，会增加泵的充满系数。
导致抽油杆和油管发生弹性形变，这大大的降低了泵的容积效率以及有效冲程，还增加了泵的漏失量，最后导致抽油机的能源消耗增加。
抽油机井沉没度优化分析与治理
抽油机井沉没度优化分析与治理要想能够促使泵效以及经济效益的显著提高，那么从相应的油藏以及流体等方面下出发，就必须对其沉没度实施合理的把控。
通过实际调查发现，当前我国有著多种方式的抽油机井，必然也就决定了差异性的沉没度设计规范，在油田企业日常的生产过程中，依靠这些严格的设计标准，一方面能够促使企业实现极高的生产效率目标，另一方面也能够很好的控制企业的生产投入成本。
标签：沉没度;泵效;经济效益引言：在油田企业日常生产当中应用的深井泵抽设备，有时会遇到油、气以及水相互融合的流体，为了能够促使设备能够正常使用，那么在接下来企业应用设备过程中，就必须要求相关工作人员严格遵循行业操作标准，促使流体能够顺利的进入到泵内，同时，也希望能够保证泵吸入腔内有着一定的压力水平，维持泵能够稳定运行的基础上，尽可能的控制好自由气与充不满现象的出现。
在一定的环境下，如果出现了明显增加的沉没度，那么此时就决定工作人员应该适当的增加泵的深度以及对应抽杆的长度值，最终在抽油泵当中的排量数值下，就会明显的降低抽油杆以及油管变形量的增加。
1.抽油机参数调整1.1抽汲参数调整在工作人员优化抽油机井沉没度过程中，从抽汲参数调整工序下出发，在此环节中需要工作人员围绕冲程、冲速、泵径几个方面进行处理。
在过去所应用的游梁式抽油机，在调整其设备冲程环节当中，就必须要求相关的工作人员，站在设备的曲柄销部位上，能够做出一系列的调整，在这里我们以常见的CYJY-10-37HB型号的抽油机进行分析，工作人员就必须对其冲程范围加以全面的把控，最好为3m、2.5m、2m，此道工序工作人员可以自行调整工序，有着较为窄的区域。
在工作人员调整泵径过程中，首先需要全面的做好泵作业运行当中的检查工作，从油井出液的水平，以及沉没度的真实数据下出发，可以适当的将重心放在大泵径更换或者是小泵径更换的方式当中。
在过去工作人员调节冲速当中，最常见的形式就是将皮带轮加以更换，整个过程不仅增加了工作人员的压力，而且呈现出了较为复杂的工序流程，最为关键的也对很好的控制住了冲速的范围。
油井套压控制对产量影响关联性分析
一、抽油泵举升时气体对泵效的影响有杆泵举升是常见的采油方法，而泵效的影响因素有很多如气体影响、地层能量、产液量、泵径、冲程、油管油杆的弹性变形、冲次等，对于高油气比油井来说，气体的影响对于泵效的降低起到非常重要的作用。
在抽油泵抽汲过程中，含有溶解气的液体以及游离的气体会进入泵筒内，从而导致泵筒充满系数变小，使得泵充不满，进而导致泵效有所下降。
另一方面上冲程时，泵上液体饱和压力比泵筒里面的液体饱和压力大，使得溶解气从液体中分离出来。
另外如果泵腔内温度降低到某些原油组分的临界温度时，会导致该组分在压力和温度的双重作用下由液体变为气体，这也将减小泵的充满程度。
下冲程时，游动法尔上部液柱压力比泵腔内部的压力小，泵腔内部的流体因压力差受到压缩，此时游动法尔打开，排除泵腔内部流体。
由于气体的压缩及析出使得阀球打开滞后，另外受到气体压缩影响，可能在下冲程时，游动法尔会无法打幵，也可能在上冲程时，固定法尔也无法打开，使得整个举升过程，采油效率变得低下。
二、从压力系统上分析套压变化对泵效的影响在井筒内，气体和液体在井筒中的流动方式为气液两相管流。
根据压力变化情况，可将油层中部到井口压力变化分为三部分。
从上到下分别是 Pg为气段压力；pog为油气段压力，即动液面到泵吸入口的压力；pogw为油气水段压力，即从泵吸入口到油层中部的压力。
令 pc 为套压。
依据相关文献可得井底流压为： pwf= pg+ pog+ pogw其中 pc= Pg在当油机油井在稳定套压生产过程，油气水段压力 pogw不发生变化，只有油气段 压力 pog和气段压力 Pg跟随套压的变化而变化。
在一定时间内生产时，地层压力也不变，如果保持套 压不发生变化，则生产压差和井底流压同样不发生改变，使得油井产量比较稳定。
当调整套压进行生产时，其对井筒压力影响能够分成三步骤进行。
下面对三个过程对相关参数的影响进行压力分析。
保持套压为零时，此时油气段最长，油气段的压力达到最大，抽油泵沉没度达到最大，气体析出后及时排除井筒，此时油杆油管伸缩达到最大，悬点载荷最大。
抽油机井合理沉没度计算分析与确定方法
抽油机井合理沉没度计算分析与确定方法作者：王峰李杰谷金泉梁艳丽来源：《科学与技术》2014年第11期摘要：抽油机井生产管理与工况分析过程中，沉没压力和与其对应的沉没度是有杆抽油设备工作优劣的重要指标，有必要开展合理沉没度研究并对其进行分析调控，确保油井在最佳状态下生产。
本文利用曲线拟合法找出沉没度与泵效、系统效率的相互关系，结合检泵率，最终确立抽油机井沉没度的合理范围，为油田生产提供技术依据。
关键词：沉没度；泵效；系统效率；曲线拟合抽油机井合理沉没度是取得理想泵效、系统能耗及工具使用寿命的重要约束参数。
抽油机井沉没度过低，泵在供液不足状况下抽汲，会产生液击现象，导致额外的冲击载荷，杆管交变载荷增大；同时原油脱气，粘度增大，容易结蜡；沉没度低，油套环形空间内的液体少，对油管的径向束缚力小，油管的径向摆动就会相对剧烈，容易引起杆管偏磨、断脱。
沉没度过高，流压增大，会抑制相对薄差低渗透率油层出液，层间矛盾突出。
因此，有必要分析、确定抽油机井的合理沉没度范围。
1 沉没度与泵效关系以采油厂为例，选取77 口抽油机井生产数据，利用曲线拟合法绘制该区块抽油机井沉没度与泵效关系曲线。
经过数据分析发现，泵效与沉没度的关系曲线符合三次多项式的曲线形态，其曲线拟合方程为：式中：η-抽油泵泵效， % ；h -沉没度， m；m； a、b、c、d-拟合系数。
根据统计数据发现，在相同的沉没度下，泵效随含水的变化而变化。
因此，根据油井产出液含水的不同进行分类，分别对含水小于70%、70% ～ 80% 、80% ～ 90% 以及大于90% 的井进行拟合计算，见表1。
从拟合结果可以看出，沉没度相同时，含水越高，泵效越高。
当含水大于90% 时，最佳泵效所需沉没度为100～ 350 m；当含水在80% ～ 90% 时，最佳泵效所需沉没度为150～400 m；当含水小于80%时，最佳泵效所需沉没度为150～ 350 m。
2 沉没度与系统效率关系抽油机井系统效率是油田生产的综合能耗指标。
大庆长垣油田特高含水期水平井开发效果研究
大庆长垣油田特高含水期水平井开发效果研究摘要:本文通过对大庆长垣油田现已投产水平井的分析,同时结合数值模拟技术初步探究了水平井挖潜点坝砂体剩余油的部分影响因素,指出夹层特征是影响挖潜效果的主要因素,为大庆油田部署水平井提供了一定的依据。
关键词:水平井点坝砂体数值模拟剩余油进入“双特高”开发阶段的大庆油田,剩余油呈现高度分散、局部富集的特征。
剩余油富集部位大多位于特殊地质部位,如注采不完善部位、断层边部以及垂向上正韵律性的厚油层顶部,这些已为检查井资料所证实。
大庆油田近年来对这些剩余油富集部位进行了有针对性地高效开发,其中水平井作为一种重要的手段对剩余油进行了挖潜,取得了较好的挖潜效果。
本文分析了已投产水平井的开发效果以及水平井挖潜点坝砂体剩余油的影响因素。
1 大庆水平井开发效果分析大庆长垣油田2003年开始开展水平井挖潜剩余油的研究与试验工作,已投产水平井生产数据(见表1)。
对于挖潜特高含水油田剩余油的井,投产初期含水低于80%即可认为是低含水,大于95%认为是高含水。
长垣油田已投产水平井开发效果大致可分为以下三种情况:(1)地质认识研究准确,开发措施合理,初期含水低、含水上升速度慢,或初期含水较高,调整注采关系后含水下降,该类井4口;(2)地质认识准确,开发措施不合理,初期含水即高,或初期含水低,但含水上升速度快,该类井占3口;(3)地质认识不准确,井控点少、水平段砂体顶面深度预测精度低、砂体钻遇难度大,加上断层边部构造变化复杂,井投产初期即出现高含水,居高不下,或是初期低含水,但含水上升速度很快,短时间内达到高含水,调整措施亦无效果,该类井占5口。
整体上大庆长垣油田运用水平井挖潜富集部位剩余油取得了较好的效果,经济效益显著。
2 影响因素及方案针对大庆长垣油田曲流河点坝砂体的沉积特征以及开发现状,本文归结出夹层厚度(H)、夹层间距(ΔL)、夹层倾角(θ)、夹层垂向延伸比例(r)、井距(L)、垂向渗透率极差(J)等六个水平井挖潜点坝剩余油的影响因素,利用正交设计方法进行6因素3水平的方案设计,并对设计出的18套方案进行数值模拟计算。
优化调整油井最佳沉没度 提高单井产能
［ 关键 词］ 抽 油机 ； 合 理沉 没度 ； 泵效 ； 优 化 中图分 类号 ： Ｔ Ｅ ９ ３ ３ 文献 标识码 ： Ａ
文 章编号 ： １ ０ ０ ９ — ９ １ ４ Ｘ （ ２ ０ １ ３ ） ３ ３ — ０ ２ ３ ２ 一 Ｏ １
前 言
≥８ ０ ％的油井 ， 合理沉 没度 应在 ２ ０ ０ ～３ ５ Ｏ ｍ之 间 ； 含水 ＜８ ０ ％的油井 ， 合 理沉 没
２沉没 度对 泵效 的影 响
考虑含 气液体 的体 积收缩 、 漏失 、 油井工作 制度及油层性质 等方面 的影响 ， 对油 井的泵效进行 了理论 计算。 结 果表明 ， 实际泵效 明显低于 理论值 ， 其主要原
因是 沉没度 、 工作参 数及 漏失 的影响 。
大， 泵效提 高 幅度小且 有降 低的可 能 ， 沉 没度 过小 ， 由于泵 进 口气体分 离较 多 ，
以归 纳为 四个方面 ： 一 是抽 油杆和 油管在 抽油机 上下冲 程过程 中， 油管 和抽 油 杆受交变 载荷 产生弹性伸 缩 ， 导 致泵效 下降 ； 二 是受气体 或供液不 足影 响， 充满 系数 降低 导致泵 效 下 降； 三 是 由于深 井泵 漏失 ， 泵 充满 系数 下降 ， 导 致泵 效 下 降； 四是 尽管泵 充满系 数虽 然很高 ， 由于 油管 漏失 ， 导致地 面产量 下 降 ， 使 泵效 降低 。 以上四个 方面 的影响 都与深 井泵沉 没度有 一定 关系 ， 合理 的沉没 度对 以 上原 因产 生的泵 效 下降有 一定 的改善 作用 。 （ ２ ） 不同含 水级 别油 井沉 没度 与泵效 关 系 按 照不 同含水级 别将抽油 机井沉没度 和泵效 的关系开展数 学统计 ， 并进行 了 回归拟 和分析 ， 以便寻 找一定 的规律 。 图ｌ 是抽油机 井不 同含水级 别下泵效 与 沉没度 之 间的关 系 曲线及其 拟 合公式 。
特高含水期油藏动态分析技术的探究丁晓辉
特高含水期油藏动态分析技术的探究丁晓辉发布时间：2021-04-01T09:38:54.717Z 来源：《论证与研究》2021年2期作者：丁晓辉[导读] 摘要：对油藏的开发进行动态的分析，是帮助人们认识油藏，同时治理改造油藏、科学有效进行开发油藏的重要手段。
对于动态分析来说，最重要的环节就是单元动态分析。
本文主要对单元动态分析的技术进行研究，结合单元的实际含水量和采出程度，充分考虑含水上升率和存水率，在系列的对比之下，得到有效的特高含水期油藏动态分析技术，以此来为油藏开发工作的提升提供有效的参考。
丁晓辉（大庆油田有限责任公司第一采油厂六矿地质工艺队 163000）摘要：对油藏的开发进行动态的分析，是帮助人们认识油藏，同时治理改造油藏、科学有效进行开发油藏的重要手段。
对于动态分析来说，最重要的环节就是单元动态分析。
本文主要对单元动态分析的技术进行研究，结合单元的实际含水量和采出程度，充分考虑含水上升率和存水率，在系列的对比之下，得到有效的特高含水期油藏动态分析技术，以此来为油藏开发工作的提升提供有效的参考。
关键词：特高含水期；油藏；动态分析技术；研究油藏动态分析主要是通过分析的手段研究油藏在开发过程当中的具体变化，从而找出各个变化之间的相互关系。
在油藏动态分析当中，单井—井组—单元动态分析是主要的分析主线，并且单元动态分析又是其中的重头戏，因此，加强对单元动态分析的技术研究，能够在一定程度上使得特高含水期油藏动态分析技术成为现实，最终使得油田的开发效果得到全方位的改善。
在油藏的开发过程当中，通常情况下会认为油藏的含水量超过90%以后，就进入到了特高含水的开发阶段当中。
和中低含水开发阶段比起来，特高含水期的油藏在采油的速度方面是比较低的，同时在耗水量方面也比较大，剩余的油会比较分散，同时措施的效果也会变差，出现井况恶化的特点，甚至整体的开发经济效率比较低下。
如何有效对这部分油藏的开发效果进行改善，进一步促进采收率的提升，最终使得开发经济效益获得提高，对于油田的增产稳产有着非常重要的意义和影响。
论保持 油井合理流压的重要性及其影响因素和确定方法
第六届青年学会
到破坏，自身微粒脱落的同时，对压裂砂挤压作用也降低，流动性增加，压 裂砂和岩石微粒将同时随油流运移，尤其是随含水上升而加快。我们油田主 要产油层扶余油层为岩屑质长石砂岩和长石质岩屑杂砂岩；杨大城子油层为 岩屑质长石砂岩。胶结物以泥质胶结为主，粘土矿物以伊利石和绿泥石、高 岭石为主，都易发生速敏反应。
针对这种情况，为了尽可能使流压趋于合理，需重新定位泵挂深度。近 两年检泵时，对泵挂深度大于射孔井段的井适当上提，到 2008 年 9 月底平均 泵深 1730.6m，上提了 49.3m。2007 年和 2008 年 1-9 月检泵井中杆断分别为 32 口和 20 口，上部杆断分别为 17 口和 12 口，占杆断井的 53.1%和 60.0%。
充分认识油井流压偏低造成的负面影响，并采取相应措施是保持或尽可 能接近油井合理流压，使油井产量达到最大，并处于良性状态下生产的关键。 2.油井流压偏低及各项参数不合理产生的弊端
油井各项参数直接影响井底流压和产量，如果流压不足以稳定在油田开发 所要求的合理范围，而是偏低，油井长期处于不合理状态下生产，会逐步暴 露出一系列问题。 2.1 油井流压偏低，结蜡点下移
当 P 流压<1.0MPa 时，2006 年泵效低于 10％井 213 口，占 68.3%。近两年， 通过大力度参数调整，2007 年和 2008 年 1-9 月泵效低于 10％井分别为 176 口和 104 口，占 53.3%和 57.5%。2008 年 9 月与 2006 年同期相比，当 P 流压<1.0MPa 时，泵效低于 10％井少 109 口，下降了 10.8 个百分点。 2.8 流压偏低，能够诱导油井含水上升
历年来全油田发现地层出泥质物井 183 口，除个别井流压偶而波动外， 所有井流压均低于 1Mpa。这些井平均沉没度 14.2m，流压 0.79Mpa。平均静压
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特高含水期油井流压与沉没度相关性分析
摘要：在日常对油井进行开发生产过程中，必须要确定井内合理流压以更好的进行生产，最终就是确保原油开采量，同时了解无因此产量与流压之间的关系。
这也是确保原油开采量大
小的根本所在，是必不可少的。
由于地层内部情况复杂，不能对井底流压进行直接测量，只
能通过已知的各种经验和生产数据，经过各种计算得到井底流压的估算值。
流压与沉没具有
很好的线性关系然而井底流压的大小对于反应地层能量和地层供液能力的大小、地层能量的
补充情况和油气井产量是至关重要的。
影响井底流压的因素很多，现场应用中只考虑单一因素，导致判定的井底流压有一定误差，因此要寻找准确合理的井底流压计算方法，就必须把
能影响井底流圧大小的所有因素考虑清楚。
关键词：油井生产；沉没度；井底流压；含水相关性
经过多年的开发，油田已经进入特高含水期开发阶段，油井呈现采出程度高、含水高的特点。
通过加强注水、提高注水质量、加密井网、多次布井、调整注采系统、改变生产方式以及大
面积推广驱油技术，可采储量不断增加，保持了旺盛的生产能力，取得了较好的开发效果。
随着开发条件发生重大变化，水驱含水上升控制难度加大，传统的合理流压确定方法已经不
适应目前开发和现场生产需要。
1 流压计算方法
在现实的油井开发过程中，每当井底的流压出现增加之时，尤其就是明显的大于了饱和压力
的时候，在此时，含油层里由于受到饱和压力的影响，而使得井底中原油流动出现变化，一
般都表现为单相的水油流动，而含油层中的原油则将不会受到任何影响，不会因此出现改变，这也与油气开启的线性渗流这一法则，而这一情况则也达到了达西定律基本要求。
在现实的
开采过程中，想要提高产量，就必须要确保井内的流动压力处于相对较低的水平，而且要小
于饱和压力，才能够确保油井内的原油生产量得到保证。
三段法多数将井底流压分为三段：套压、泵上混缺点：该方法计算简单，数据精确，但是在
计算过程中没有充分考虑不同流态，不同产气量的影响致使最后计算结果有较大误差。
通过
流压计算（扣除不合理数据），结果与实际测试流压对比误差较大，数值误差大于20％的井
点占到统计井点的26.7%。
1.1 井内底部压力偏小的生产量
每当井内的底部压力不断下降之时，特别就是明显的低于了饱和压力的时候，那么就会使得
油藏发生变化，在此时则就会往往变成溶解气驱了，而使得原油的饱和压力不断的减少，甚
至可降低到零界点。
分别考虑综合含水，溶解气系数，饱和压力，地层压力单因素影响下的
井底合理流压。
同一地层压力，不同含水阶段所需的流压不同，随着含水的上升，油井的合
理流压降低；含水定值后,其他条件不变,改变原油溶解气系数。
油井的合理流压随原油溶解
气系数的增大而升高；含水定值后，其他条件不变，改变饱和压力。
油井的合理流压随油藏
饱和压力的升高而升高；含水定值后，其他条件不变，改变地层压力。
油井的合理流压随地
层压力的升高而升高。
图1 最小允许井底流压与含水变化关系
2 井底部流动压力状况分析
在日常对油井进行开发生产过程中，必须要确定井内合理流压以更好的进行生产，最终就是
确保原油开采量，同时了解无因此产量与流压之间的关系。
这也是确保原油开采量大小的根
本所在，是必不可少的。
首先，每当油井内部的流动压力出现不断增大之时，那么在一定程
度上将会造成井内的饱和压力降低，而在此时就能够使得有原油的产量快速的增加，而每当
压力出现不断下降之时，例如：井底部的压力明显的低于了井底内部饱和压力的时候，则就
会造成井底的原油生产量不断的降低，而这也就是常见的流压降低，而导致原油产量下降，
而这也是最主要的一个因素。
而之所以会出现这些因素总结起来，则就包括有下述这些方面
的因素：流压下降而且要低于饱和压力之时，此时往往就会导致井内的油层含气量产生，而
导致原油渗流量不断下降情况发生。
图2沉没度与井底流压的关系图
在生产开采的过程中，一旦流动压力不断下降之时，那么就会造成生产压力不断增加的情况
发生，而此时最明显的就是，油井内的岩石层在这种压力的影响之下，而由此出现变形，而
这样就会导致油井内的油压渗透量不足，无法穿透坚硬的岩石层，而导致原油产量出现不断
的降低的情况，这也是为什么在生产开采过程中，就应该注意避免流动压力不断下降的原因，因为一旦下降就会对原油开采与生产产生阻碍，无法获得最大产量，使得生产锐减。
当油井内部的流动压力明显的降低时，甚至是降低至压力零界点时，就会造成含油层漏气，
此时，由于流动压力不断的降低，而出现气液的压力不断的增加，流压就会明显的低于饱和
压力的现象出现，而此时抽油设备所产生的压力将由于无法满足抽油所需的压力，而使得无
法顺利的抽油，此时，就会导致原油的产量不断的下降。
一旦油井内部的流压出现快速降低
之时，那么就会导致油井内部的压力不断减少，而在这个情况下，就会导致油井内的产油量
急剧降低，甚至会出现有油但是无法开采的可能性，也常会导致原油的黏稠度不断的增加，
这是因为压力降低而导致原油的渗透率大大降低，主要就是渗透率降低，出现这一种不正常
的情况通常被人命名为异常油井。
面对这种异常油井则必须要对具体情况作分析，然后找出
具体的解决措施。
在进行开采过程中。
要时时刻刻准备井内的油压与饱和压力、渗透情况，
特别就是必须要对压力做及时分析，如果出现因油压降低而且是低于了饱和压力时，必须要
及时做技术上的分析，找出出油量减少的原因，然后，在制定方案对异常油井做技术处理，
以解决异常油井所存在的产量开采不足的情况发生，从而能够获得更大的最大的产油量，从
而能够产生更多的经济效益。
从事油井开采是需要投入巨大资金及人力、物流、技术的，做
好油井开采生产工作，那么才能够最大限度的提升产量，而能够获得更大的经济价值，避免
因原油产量降低，而造成的损失的局面出现。
参考文献
[1]王宏峰，杨莉，杜敏睿.油井合理井底流压确定方法探讨 [J]. 中国石油和化工标准与质量，2017（4）：81-81.。