论文部分内容阅读
【摘要】白豹油田生产实践发现，气体是影响抽油泵泵效的主要因素。抽油泵在抽汲过程中，泵腔内存在游离气、溶解气及凝析气。上冲程中，如果在固定阀与游动阀之间有气体，且膨胀后不能使降低的压缩腔压力低于泵的吸入压力，固定阀不能打开，泵即发生上冲程气锁；当泵的排出压力低于油管内的液柱压力时，游动阀不能打开，即泵在下冲程时发生气锁。严重时，在上、下冲程均有可能发生气锁现象。在含气抽油井中，要防止抽油泵气锁和提高泵效，需要综合采取各种防气措施。本文通过研究气体对油井的影响，从而提出一些井筒防气技术。
【关键词】 白豹油田 井筒 防气技术 泵挂
白豹油田隶属于长庆油田第七采油厂，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，在相带上属于三角洲前缘亚相，开采主力层位为三叠系延长组长3、长4+5、长6油层。笔者在白豹油田担任近3年的技术员期间，了解到低动液面、高气油比的油井，气体影响是影响泵效和单井产液量的主要因素。下面我浅谈一下引起油井气体影响的因素及应采取的措施与对策。
1 气体影响因素
引起油井气体影响的主要原因是：油气比高，原油脱气量大。油层能量低、供液不足，在泵入口处的压力低于饱和压力，进入泵内的将是油气混合物。一方面由于气体在泵筒中占据部分体积，降低了原油的充满程度。另一方面由于气体的可压缩性，在活塞上下冲程中导致固定阀和游动阀打开或关闭迟缓，造成泵效过低。抽油泵在抽汲过程中，泵腔内存在游离气、溶解气和凝析气。泵上冲程时，若泵腔内的压力低于气体溶于液体的饱和压力，溶于液体中的气体就会从液体中分离出来。这些气体占据泵腔的部分体积，也会降低泵的充满度，从而降低了泵效。泵下冲程时，泵腔内气液两相流体被压缩，直到泵腔内压力大于游动阀上部的压力时，游动阀才打开，将泵腔内的原油排出。含气油井中的抽油泵阀球一般都会开启滞后，当在泵腔内的气体所占据的体积足够大时，不但下冲程时游动阀打不开，甚至上冲程时固定阀也有可能打不开，整个上、下冲程中只是腔内气体在膨胀和压缩，而没有液体举升，此时抽油泵出现“气锁”现象，无法正常工作。
为此，笔者从气体对抽油泵泵效的影响因素和提高泵效的分析中，提出了切实可行治理气体的措施和对策。
2 可采取的措施及对策
2.1 加强注水，保持地层压力稳定
针对白豹油田平均单井泵效低、产液量不高的现象，我们对主力区块（白102、白209、白207区块）油井逐一进行分析、排查、论证，认为受气体影响和供液不足是影响泵效和液量的两个重要因素。白豹油田生产实践证明，有相当数量的低液面油井，功图显示气体影响，日产液量不高于2m3/d，在现场发现油管气和套管气极多，推测油管中油气混合物长期处于雾流状态。造成气体影响的主要原因是：油层能量低、供液不足及油气比高。一般而言，油田开采过程中，由于原始地层遭到破坏，原始地层能量不断释放，油层压力逐步下降，油田由弹性采油阶段过渡到溶解气驱的采油阶段，气油比不断上升，地层原油脱气现象越来越严重。因此，我们要从根本上大面积解决油井气体影响，减少井筒的气体，必须加强油田注水，提高注水效果，稳定地层压力，减少原油脱气量，提高供液能力。
对于白豹油田两大主力区块相比而言，白209区块比白102区块地质情况更为复杂，层内和层间吸水差异大，非均质性的矛盾更为突出。白209区块长6油层分布主要受浊积扇水道控制，圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关，为特低渗岩性油藏，原始驱动类型为弹性溶解气驱。储层孔隙类型有粒间孔、溶孔（长石、岩屑溶孔）、晶间孔，其中粒间孔、长石溶孔是本区最主要的储集空间。而且白209区块注水时间较短，注水效果很不好。我们下步重点工作将是给白209区块注好水，注够水，保证注水效果。
2.2 日常技术管理
泵效是油机井的实际产液量与泵的理论排量的比值。泵效的高低反映了泵性能的好坏及抽油参数的选择是否合适。影响泵效的因素有三个方面：
（1）地质因素：包括油井出砂、气体过多、油井结蜡、原油粘度高、油层中含腐蚀性的水、硫化氢气体腐蚀泵的部件等；
（2）设备因素：泵的制造质量，安装质量，衬套与活塞间隙配合选择不当，或凡尔球与凡尔座不严等都会使泵效降低。
（3）工作制度因素：泵的工作参数选择不当也会降低泵效。如参数过大，理论排量远远大于油层供液能力，造成供不应求，泵效自然很低。冲次过快会造成油来不及进入泵工作筒，而使泵效降低。
在油井日常生产、维护、管理中，对于经常发生气体影响的油井，可以采取加深泵挂、大冲程小冲次、最小防冲距、控制套气合理套压生产等措施。实践证明，这些措施都能不同程度的提高泵效和单井产量。
2.2.1加深泵挂
常规泵的排出压力由下泵深度决定，只要提高泵的吸入压力，即增加泵的沉没度，就会提高泵效，增加单井日产液量。2010年对泵挂较小、气油比高的井加深泵挂深度，保持油井足够的沉没度，提高深井泵吸入口的压力，减少气体影响。共实施3口井，平均泵效由原来的12.3%提高到30.1%，截止2010年年底共累计增油320t。
2.2.2大冲程、小冲次的工作制度
加大冲程s，可以提高抽油泵的压缩比。降低冲次n，随着冲次的降低，泵腔内的压力变化速度就会减慢，腔内从原油中分离出的溶解气和凝析气就会减少，从而溶解气和凝析气所占泵腔体积就会减少，即冲程损失大大减小。2011年4月百宝作业区所调参油井中的7口，采取长冲程、小冲次的工作制度后，液量和泵效都不同程度的得到提高。平均泵效提高12.4%，单井日产油量提高0.5t/d。
2.2.3减少余隙体积、最小防冲距生产
减小余隙体积。坐泵后，要使游动阀与固定阀在冲程的下死点位置时尽可能接近而又不发生碰撞，坐泵后上提防冲距要尽可能小，从而提高抽油泵的压缩比。
余隙比K越小，泵充满系数n就越大。而K=VS/VP，要使K越小，可使VS尽可能小，尽量增大柱塞冲程以提高VP 。因此，在柱塞不撞击固定阀的前提条件下，尽量调小防冲距，以减小余隙体积。
2.2.4控制套气和油管气
对于套压高、受气体影响严重的油井或井组，定期排放套管气或实施敞放套气措施，这有利于油套环形空间井液中溶解气的分离，降低进入泵腔前井液中的溶解气，即降低了井液的油气比m。降低了井液的油气比m，就可以提高泵效。
在现场发现，低液面、气体多的油井经常光杆发烫，出现暂时性不出液，有时发生气锁。我们重视放油管气的措施，在平时的技术管理中，要求工人发现光杆烫，就及时排放油管气，把油管气影响产量的因素降低到最小。
3 结论
经过研究和白豹油田生产实践，可得出以下下结论：
（1）气体是影响抽油泵泵效的一大主要因素，引起油井气体影响的主要原因是：油气比高，油层脱气量大；
（2）减少井筒气体的根本措施是加强注水，补充地层能量，减少脱气量；
（3）在平时生产中，对于气特别大，容易发生气锁的油井，需要采取综合防气措施（放油管气、套管气、长冲程、小冲次、调小防冲距有等）。措施后效果仍不明显的油井，在检泵时下油气分离器（气锚），下防气泵。
作者简介
王俊（1984-）男，汉族，甘肃庆城人，助理工程师，主要从事油田采油工艺工作。
【关键词】 白豹油田 井筒 防气技术 泵挂
白豹油田隶属于长庆油田第七采油厂，位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，在相带上属于三角洲前缘亚相，开采主力层位为三叠系延长组长3、长4+5、长6油层。笔者在白豹油田担任近3年的技术员期间，了解到低动液面、高气油比的油井，气体影响是影响泵效和单井产液量的主要因素。下面我浅谈一下引起油井气体影响的因素及应采取的措施与对策。
1 气体影响因素
引起油井气体影响的主要原因是：油气比高，原油脱气量大。油层能量低、供液不足，在泵入口处的压力低于饱和压力，进入泵内的将是油气混合物。一方面由于气体在泵筒中占据部分体积，降低了原油的充满程度。另一方面由于气体的可压缩性，在活塞上下冲程中导致固定阀和游动阀打开或关闭迟缓，造成泵效过低。抽油泵在抽汲过程中，泵腔内存在游离气、溶解气和凝析气。泵上冲程时，若泵腔内的压力低于气体溶于液体的饱和压力，溶于液体中的气体就会从液体中分离出来。这些气体占据泵腔的部分体积，也会降低泵的充满度，从而降低了泵效。泵下冲程时，泵腔内气液两相流体被压缩，直到泵腔内压力大于游动阀上部的压力时，游动阀才打开，将泵腔内的原油排出。含气油井中的抽油泵阀球一般都会开启滞后，当在泵腔内的气体所占据的体积足够大时，不但下冲程时游动阀打不开，甚至上冲程时固定阀也有可能打不开，整个上、下冲程中只是腔内气体在膨胀和压缩，而没有液体举升，此时抽油泵出现“气锁”现象，无法正常工作。
为此，笔者从气体对抽油泵泵效的影响因素和提高泵效的分析中，提出了切实可行治理气体的措施和对策。
2 可采取的措施及对策
2.1 加强注水，保持地层压力稳定
针对白豹油田平均单井泵效低、产液量不高的现象，我们对主力区块（白102、白209、白207区块）油井逐一进行分析、排查、论证，认为受气体影响和供液不足是影响泵效和液量的两个重要因素。白豹油田生产实践证明，有相当数量的低液面油井，功图显示气体影响，日产液量不高于2m3/d，在现场发现油管气和套管气极多，推测油管中油气混合物长期处于雾流状态。造成气体影响的主要原因是：油层能量低、供液不足及油气比高。一般而言，油田开采过程中，由于原始地层遭到破坏，原始地层能量不断释放，油层压力逐步下降，油田由弹性采油阶段过渡到溶解气驱的采油阶段，气油比不断上升，地层原油脱气现象越来越严重。因此，我们要从根本上大面积解决油井气体影响，减少井筒的气体，必须加强油田注水，提高注水效果，稳定地层压力，减少原油脱气量，提高供液能力。
对于白豹油田两大主力区块相比而言，白209区块比白102区块地质情况更为复杂，层内和层间吸水差异大，非均质性的矛盾更为突出。白209区块长6油层分布主要受浊积扇水道控制，圈闭成因与砂岩的侧向尖灭及岩性致密遮挡有关，为特低渗岩性油藏，原始驱动类型为弹性溶解气驱。储层孔隙类型有粒间孔、溶孔（长石、岩屑溶孔）、晶间孔，其中粒间孔、长石溶孔是本区最主要的储集空间。而且白209区块注水时间较短，注水效果很不好。我们下步重点工作将是给白209区块注好水，注够水，保证注水效果。
2.2 日常技术管理
泵效是油机井的实际产液量与泵的理论排量的比值。泵效的高低反映了泵性能的好坏及抽油参数的选择是否合适。影响泵效的因素有三个方面：
（1）地质因素：包括油井出砂、气体过多、油井结蜡、原油粘度高、油层中含腐蚀性的水、硫化氢气体腐蚀泵的部件等；
（2）设备因素：泵的制造质量，安装质量，衬套与活塞间隙配合选择不当，或凡尔球与凡尔座不严等都会使泵效降低。
（3）工作制度因素：泵的工作参数选择不当也会降低泵效。如参数过大，理论排量远远大于油层供液能力，造成供不应求，泵效自然很低。冲次过快会造成油来不及进入泵工作筒，而使泵效降低。
在油井日常生产、维护、管理中，对于经常发生气体影响的油井，可以采取加深泵挂、大冲程小冲次、最小防冲距、控制套气合理套压生产等措施。实践证明，这些措施都能不同程度的提高泵效和单井产量。
2.2.1加深泵挂
常规泵的排出压力由下泵深度决定，只要提高泵的吸入压力，即增加泵的沉没度，就会提高泵效，增加单井日产液量。2010年对泵挂较小、气油比高的井加深泵挂深度，保持油井足够的沉没度，提高深井泵吸入口的压力，减少气体影响。共实施3口井，平均泵效由原来的12.3%提高到30.1%，截止2010年年底共累计增油320t。
2.2.2大冲程、小冲次的工作制度
加大冲程s，可以提高抽油泵的压缩比。降低冲次n，随着冲次的降低，泵腔内的压力变化速度就会减慢，腔内从原油中分离出的溶解气和凝析气就会减少，从而溶解气和凝析气所占泵腔体积就会减少，即冲程损失大大减小。2011年4月百宝作业区所调参油井中的7口，采取长冲程、小冲次的工作制度后，液量和泵效都不同程度的得到提高。平均泵效提高12.4%，单井日产油量提高0.5t/d。
2.2.3减少余隙体积、最小防冲距生产
减小余隙体积。坐泵后，要使游动阀与固定阀在冲程的下死点位置时尽可能接近而又不发生碰撞，坐泵后上提防冲距要尽可能小，从而提高抽油泵的压缩比。
余隙比K越小，泵充满系数n就越大。而K=VS/VP，要使K越小，可使VS尽可能小，尽量增大柱塞冲程以提高VP 。因此，在柱塞不撞击固定阀的前提条件下，尽量调小防冲距，以减小余隙体积。
2.2.4控制套气和油管气
对于套压高、受气体影响严重的油井或井组，定期排放套管气或实施敞放套气措施，这有利于油套环形空间井液中溶解气的分离，降低进入泵腔前井液中的溶解气，即降低了井液的油气比m。降低了井液的油气比m，就可以提高泵效。
在现场发现，低液面、气体多的油井经常光杆发烫，出现暂时性不出液，有时发生气锁。我们重视放油管气的措施，在平时的技术管理中，要求工人发现光杆烫，就及时排放油管气，把油管气影响产量的因素降低到最小。
3 结论
经过研究和白豹油田生产实践，可得出以下下结论：
（1）气体是影响抽油泵泵效的一大主要因素，引起油井气体影响的主要原因是：油气比高，油层脱气量大；
（2）减少井筒气体的根本措施是加强注水，补充地层能量，减少脱气量；
（3）在平时生产中，对于气特别大，容易发生气锁的油井，需要采取综合防气措施（放油管气、套管气、长冲程、小冲次、调小防冲距有等）。措施后效果仍不明显的油井，在检泵时下油气分离器（气锚），下防气泵。
作者简介
王俊（1984-）男，汉族，甘肃庆城人，助理工程师，主要从事油田采油工艺工作。