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摘要：通过对油井含水、动液面和原油地面粘度对系统效率的影响分析，建立一套机采系统效率评价体系。
关键词：系统效率；评价体系
机采系统效率的高低反映了石油开发行业的生产技术和经营管理水平，但影响系统效率的因素比较多，主要有两个方面：一是客观因素，包括储层条件（渗透率和地层能量）和原油物性（原油粘度和综合含水），客观条件可以通过技术措施进行改善，但不能从根本上消除对机采系统效率的制约：二是管理因素，是指地面设备和井下管柱的设计和管理，地面设备的选型和配备是否合理、井下管柱设计是否科学、井口设备和井筒日常管理是否精细到位，直接影响到机采系统效率水平。近年来，通过对机采耗电的套算分析和机采耗电定额的研究，力求建立一套科学合理的评价体系，以衡量开发条件相近的单井、井组或单元的机采系统效率水平。
对2009-2011年共计47095条单井数据，在忽略抽油机类型、抽油泵类型和管理水平带来的机采效率差异的前提下，分析系统效率与含水、原油地面粘度、动液面的变化趋势，编制分类区间系统效率基础定额。
油井系统效率=【0.002722×液量×（动液面+100）/耗电量】
1、粘度对系统效率的影响趋势分析
随着粘度的增加，系统效率先期逐渐增加，到一定粘度后，系统效率逐渐下降。分析其原因，在初始阶段随着粘度的增加，漏失量减少，泵效提高，驴头载荷逐渐增加，电机效率逐渐提高：当粘度增加到一定程度时，流动阻力逐渐增大，同时造成深井泵充满系数下降，泵效降低，從而使系统效率逐渐下降。考虑到稠油开采生产中采用了各种降粘工艺措施，结合统计资料分析，将粘度划分为100 mPa·s以下、100～500、500～5000、5000 mPa·s以上四段。
2、含水对系统效率的影响趋势分析
从图中可以看出，随着含水的上升，系统效率略有所下降，当含水超过某一点时，系统效率呈现上升趋势。这是由于在含水由低到高变化时，井液由油包水变为乳化液，再变为水包油，而使粘度由低到高、再由高到低所造成的。根据资料介绍，不同的原油物性其形成水包油的含水值也不相同，通常在65%到75%左右，因此将含水70%定为分界点，当含水大于70%后不再考虑粘度变化的影响因素。
3、动液面对系统效率的影响趋势分析
随着液面的下降，系统效率逐渐上升，当液面下降到一定程度后，系统效率开始逐渐下降。这是因为，动液面较浅时，系统有效功较小，电机负载率低，效率低，且系统自身损耗比重大，随着液面的下降，负载逐渐增加，电机效率逐渐提高直到接近最佳工作效率，自身损耗比重下降：但同时管柱的漏失量、管杆弹性损失、沿程摩阻也逐渐增大。几种因素在不同阶段作用程度不同，使系统效率发生变化。经过分析，结合现场生产经验，将动液面划分为0～500、500～1500、1500～2000、大于2000米四个区间。
根据上述确定的区间值，我们将系统效率划分为五大类20个小类进行统计分析，得出相应的机采提液系统效率数据表。详见下表。
同时根据油井含水和生产油气比的大小，对系统效率进行修正。当含水大于70%时，游离气含量低，对泵效影响可忽略不计，因此，只对含水小于70%的定额标准进行修正，修正公式如下：
油井系统效率=0.002722×（单元动液面+100）×单元提液液量，（相应区间系统效率-系统效率修正值）
4、机采系统效率评价方法的建立
为了更直观地描述石油开发单位机采能耗水平，引入了机采系统效率评价系数，机采系统效率评价系数是指某一油井、井组或开发单元的实际耗电量与定额耗电量的比值。比值越小，说明该区域用电和开发管理水平越高。
4.1 机采系统效率评价系数的分析以2009-2011年采集的各单位油井产液量、综合含水、原油粘度、动液面深度、耗电量和油气比为依据、以机采耗电定额为标准，测算得出各单位机采系统效率评价系数。
从上表可以看出，评价系数波动较大，主要原因有两个，一是井、站用电混合计量拆分不准确：二是包含或分摊了其它非提液耗电。但从总体趋势上仍能直观反映出各单位机采能耗的实际水平。
4.2 机采系统效率评价体系的特点
（1）机采系统效率评价体系与目前的工艺技术现状和生产管理情况是基本适应的，能客观反映各单位采油工艺技术和用电管理水平。
（2）运用机采系统效率评价体系，不考虑抽油机和抽油泵的选型造成系统效率的差异，有利于鼓励各单位优选机采方式，以提高机采系统效率。
（3）以机采系统效率评价体系为标准进行能耗分析，只区分开发条件的差异，不考虑各单位管理水平的差异，有利于调动各单位积极提高用电管理水平，提升开发管理水平。同种开发条件的单井、井组或单元耗电标准是统一的，通过纵向对比各单位耗电评价系数，能直观的反应各单位管理水平的优劣，同时，从机采耗电主要影响因素着手，能找出各单位机采能耗差异的主要原因，为开发管理提出改进的方向。
关键词：系统效率；评价体系
机采系统效率的高低反映了石油开发行业的生产技术和经营管理水平，但影响系统效率的因素比较多，主要有两个方面：一是客观因素，包括储层条件（渗透率和地层能量）和原油物性（原油粘度和综合含水），客观条件可以通过技术措施进行改善，但不能从根本上消除对机采系统效率的制约：二是管理因素，是指地面设备和井下管柱的设计和管理，地面设备的选型和配备是否合理、井下管柱设计是否科学、井口设备和井筒日常管理是否精细到位，直接影响到机采系统效率水平。近年来，通过对机采耗电的套算分析和机采耗电定额的研究，力求建立一套科学合理的评价体系，以衡量开发条件相近的单井、井组或单元的机采系统效率水平。
对2009-2011年共计47095条单井数据，在忽略抽油机类型、抽油泵类型和管理水平带来的机采效率差异的前提下，分析系统效率与含水、原油地面粘度、动液面的变化趋势，编制分类区间系统效率基础定额。
油井系统效率=【0.002722×液量×（动液面+100）/耗电量】
1、粘度对系统效率的影响趋势分析
随着粘度的增加，系统效率先期逐渐增加，到一定粘度后，系统效率逐渐下降。分析其原因，在初始阶段随着粘度的增加，漏失量减少，泵效提高，驴头载荷逐渐增加，电机效率逐渐提高：当粘度增加到一定程度时，流动阻力逐渐增大，同时造成深井泵充满系数下降，泵效降低，從而使系统效率逐渐下降。考虑到稠油开采生产中采用了各种降粘工艺措施，结合统计资料分析，将粘度划分为100 mPa·s以下、100～500、500～5000、5000 mPa·s以上四段。
2、含水对系统效率的影响趋势分析
从图中可以看出，随着含水的上升，系统效率略有所下降，当含水超过某一点时，系统效率呈现上升趋势。这是由于在含水由低到高变化时，井液由油包水变为乳化液，再变为水包油，而使粘度由低到高、再由高到低所造成的。根据资料介绍，不同的原油物性其形成水包油的含水值也不相同，通常在65%到75%左右，因此将含水70%定为分界点，当含水大于70%后不再考虑粘度变化的影响因素。
3、动液面对系统效率的影响趋势分析
随着液面的下降，系统效率逐渐上升，当液面下降到一定程度后，系统效率开始逐渐下降。这是因为，动液面较浅时，系统有效功较小，电机负载率低，效率低，且系统自身损耗比重大，随着液面的下降，负载逐渐增加，电机效率逐渐提高直到接近最佳工作效率，自身损耗比重下降：但同时管柱的漏失量、管杆弹性损失、沿程摩阻也逐渐增大。几种因素在不同阶段作用程度不同，使系统效率发生变化。经过分析，结合现场生产经验，将动液面划分为0～500、500～1500、1500～2000、大于2000米四个区间。
根据上述确定的区间值，我们将系统效率划分为五大类20个小类进行统计分析，得出相应的机采提液系统效率数据表。详见下表。
同时根据油井含水和生产油气比的大小，对系统效率进行修正。当含水大于70%时，游离气含量低，对泵效影响可忽略不计，因此，只对含水小于70%的定额标准进行修正，修正公式如下：
油井系统效率=0.002722×（单元动液面+100）×单元提液液量，（相应区间系统效率-系统效率修正值）
4、机采系统效率评价方法的建立
为了更直观地描述石油开发单位机采能耗水平，引入了机采系统效率评价系数，机采系统效率评价系数是指某一油井、井组或开发单元的实际耗电量与定额耗电量的比值。比值越小，说明该区域用电和开发管理水平越高。
4.1 机采系统效率评价系数的分析以2009-2011年采集的各单位油井产液量、综合含水、原油粘度、动液面深度、耗电量和油气比为依据、以机采耗电定额为标准，测算得出各单位机采系统效率评价系数。
从上表可以看出，评价系数波动较大，主要原因有两个，一是井、站用电混合计量拆分不准确：二是包含或分摊了其它非提液耗电。但从总体趋势上仍能直观反映出各单位机采能耗的实际水平。
4.2 机采系统效率评价体系的特点
（1）机采系统效率评价体系与目前的工艺技术现状和生产管理情况是基本适应的，能客观反映各单位采油工艺技术和用电管理水平。
（2）运用机采系统效率评价体系，不考虑抽油机和抽油泵的选型造成系统效率的差异，有利于鼓励各单位优选机采方式，以提高机采系统效率。
（3）以机采系统效率评价体系为标准进行能耗分析，只区分开发条件的差异，不考虑各单位管理水平的差异，有利于调动各单位积极提高用电管理水平，提升开发管理水平。同种开发条件的单井、井组或单元耗电标准是统一的，通过纵向对比各单位耗电评价系数，能直观的反应各单位管理水平的优劣，同时，从机采耗电主要影响因素着手，能找出各单位机采能耗差异的主要原因，为开发管理提出改进的方向。