低液面间抽节能效果探讨

随着油田开发进入高含水后期,低沉没度、供液不足的低产油井逐年增多。对这类油井采取低液面间抽生产是一种有效节能办法。在葡萄花油田,年度采取低液面间抽生产井达到2500井次,占全部开井数的22.6%,为实现降本增效和节约能耗,在保持日产油量稳定情况下,采取液面恢复和下降公式制定低液面间抽制度,结合"峰谷平"电价收费方式,制定适合葡萄花油田的低液面间抽制度。通过对比间抽前后的生产情况,在保障日产油量稳定前提下,单井日节电32.63 k Wh,取得了良好的节电效果。

井口回压对系统效率和泵效的影响

随着地面管线工艺流程的简化设计,环、树状流程的应用。采出井回油压力因原油黏度增加、管径变细等原因不断升高,机采井的平均回油压力由原来的0.3 MPa左右升至了0.7~0.9 MPa。在实际生产中发现回油压力对油井的能耗及产液量造成了很大影响,回压升高后单井能耗升高、产液明显下降。因此,为保证抽油机井系统低能耗合理运行,井口回压应控制在0.7 MPa以下。通过理论和现场试验研究确定了机采井井口回压的合理界限,为以后合理降回压,降低生产能耗,提高油井产量有重要意义。

区块采油方式转变评价及周期优化

大庆油田第七采油厂茂72区块部分油井投产时运用电伴集油流程,单井产量低、产量下降快、电热集油流程故障多,维修成本高。为降低运行成本,提高经济效益及区块产能,从2011年开始进行转提捞采油生产。结合茂72区块电热集油以及低渗、低压、低产的特点,对提捞采油的举升方式进行经济评价,并对提捞采油周期进行优化,进而提高单井经济效益。

茂72区块采油方式转变评价及周期优化

茂72区块部分油井投产时运用电伴集油流程,单井产量低、产量下降快、电热集油流程故障多,维修成本高。为降低运行成本,提高经济效益及区块产能,从2011年开始进行转提捞采油生产。文中结合茂72区块电热集油以及低渗、低压、低产的特点,对提捞采油的举升方式进行经济评价,并对提捞采油周期进行优化,进而提高单井经济效益。

应用井口高频电加热技术延长冷输油井化清周期

由于冷输油井采用不掺水集输技术,在集输过程中没有热源提供,管壁会出现不同程度的结蜡现象,影响集输管道的输送能力。针对冷输油井管线结蜡问题,目前主要通过化清车定期高温蒸汽热洗和井口安装电加热器进行管线日常维护。常规高温化清需人工、燃料、热水等消耗,工人劳动量大;传统电加热器需连续加热,功率在5000 k W左右,耗电量巨大。为解决上述问题,研发了新型井口高频电加热装置。此装置整合了传统电加热器和电磁防蜡器,并通过超导体将工频交流电转换为1~100 k Hz的高中频交流电;应用电磁感应原理,通过电感线圈将电能转换成相同频率的交变磁场,并利用涡流效应,借助金属本身的电子摩擦发热,将电能转换为热能,实现低能耗自动控温。高频电加热器平均每天运行15.2 h,日耗电380 k Wh,年消耗电费8.7万元,大大降低了冷输油井干线清防蜡成本。

空心抽油杆杆式电加热技术在高含蜡井的应用

机采井清防蜡是采油工程基础管理中一项十分重要的工作,合理的清防蜡措施是保障油井正常生产的必要手段。针对高含蜡原油开采过程中存在的井下结蜡严重、易卡井、热洗频繁等问题,应用空心抽油杆杆式电加热技术,利用电磁加热和电缆通电产生的热能对油套环形空间中的原油加热,使原油温度升高,防止原油中的蜡晶析出,提高原油流动性。解决高含蜡井易卡井、频繁热洗的技术难题,达到油井增产、增效的目的。