抽油机井节能降耗技术（共6篇）
1.抽油机井节能降耗技术 篇一
摘要：随着长庆油田勘探开发时间延长，开发条件更加复杂，部分设备老化，抽油机整体运行中能耗较高的问题比较突出。因此，有必要结合抽油机的运行原理、工作特性和能耗因素分析，对节能降耗、节电运行的技术措施进行探究。
关键词：机采系统；影响因素；技术措施
油田采油作业现场的机采系统能耗占到总体能耗的30%以上，是油田作业的能耗大户，在当前原油价格持续低位运行的情况下，采油作业降本增效压力持续加大，本文通过对抽油机现场能耗情况分析，对节能降耗工作进行了探究。
1抽油机能耗基本情况
1.1抽油机运行原理及工作特性
抽油机运行可以简单的看作是活塞运动，也就是通过空气、水压入井下压后，将井下原油抽出的设备，通过利用井下抽油管柱的往复运动，对油气储层中储藏的油气资源产生吸力，使油气资源沿管道抽出井口。当前应用较多的是游梁式采油机，动力供应装置为电动机，通过平衡杆及平衡端的平衡块装置带动抽油杆运动，确保抽油泵的活塞式往复运动，将油气资源采出。
1.2影响抽油机能耗的因素
抽油机运行过程即能量转换过程，每次能量转换都伴随能量损失，地面供能系统提供能量扣除能量损失后剩余能量即机采系统的有效能量，后者与前者比值即机采系统运行效率。一是机采系统设备因素。机采系统运行效率主要取决于功率损失和输入功率的比值，提升机采系统效率就需要降低损失掉的功率。从机采系统设备方面看，主要功率损失因素有：电机损失，电动机作为抽油机功能设备，主要损耗为自然损耗和不当操作损耗，前者是机械长期运行后的机械疲劳和机械磨损造成的电量消耗增加，后者是未按照正确操作顺序操作造成电量增加；皮带和减速箱传动损失，主要是皮带、连杆、齿轮和减速箱等设备构件在传动中因磨损造成的损失；杆端损失，主要是轴承老化、钢丝绳变形、抽油杆弹性变形、泵体机械损伤等造成的损失，长期磨损不仅会加大电量损耗，还会造成机械故障引发设备损坏；管柱损失，主要是水力损失。二是抽汲参数因素。抽油机的冲程（S）、冲次（N）、泵径（D）、下泵深度（L）、抽油杆尺寸等抽汲参数对能耗影响较大，比如在相同条件下，降低冲次可降低能耗，加大泵径也可以降低能耗。三是管理因素。管理因素主要是考虑合理确定平衡比、举升高度等，特别是抽油机分布点多面广的特点，需要配套建设供电线路，所以要合理考虑电路系统设计安装。同时，在配套设备上，抽油机配套三相异步电动机的就地补偿会因为配电箱接线破损、电容击穿等，造成电容量不足，使无功功率得不到补偿，降低运行效率。
2抽油机节能降耗的技术措施
2.1合理配置电动机容量
要根据采油抽油机运行需要，及时配置适宜的电动机，坚决杜绝“大马拉小车”等问题。要积极改进电机接地方式，在轻载情况下利用Y接地，重载情况下采用△接地。在合理计算经济性价比前提下，可进行高转差电机、永磁电机等设备的更换安装。抽油机驱动设备多是利用感应设备进行控制，长期运行中会因为环境因素造成操纵感应失灵而降低运行效率，所以要在相关线路上进行补偿电容器安装，确保电压保持在正常水平。
2.2减少皮带传动损失
常用皮带的传动效率分析看，综合考虑皮带价格，窄型V带传动效率更高，要尽量更换窄型V带，并将皮带大小轮保持四点一线，合理确定皮带的松紧度。
2.3应用节能型盘根
常用类型的盘根盒功率损耗情况分析看，不同材质的盘根盒，在不同润滑条件下，能耗差异较大，综合分析，应用石墨类的密封型材料，可以较好地实现节电目的。
2.4合理确定抽汲参数
要根据抽油机运行情况，及时调整抽汲参数，确保合理的举升高度。一般情况下，举升高度增加后，机采系统运行效率提升、能耗降低，但并非简单的线性关系，在达到某一数值后就不再上升，所以，一般情况下下泵深度在1100m以内时，可将举升高度保持在400-800m范围内。
2.5合理配置机采系统设备
对抽油机运行而言，影响功率的一个重要因素是设备。要进行电动机电压自动调节装置安装，根据电压的正弦波动值对电动机功率因数和运行电流数进行调整，并合理确定控制晶闸管的控制深度，可以及时进行电机电压制度，实现节能目的。要进行全自动感应检测间歇抽油控制装置的安装，对抽油机运行进行实时调节，在油井地层供油充足情况下，可以加大机采系统运行效率，提升油气采收速度；在地层中供油不充足时，要将机采系统进行待机，在检测到地层原油积累到可供开采的情况下，再重新启动机采系统进行采油作业，通过合理的启闭机采系统实现节电目的。
2.6加强作业人员岗位培训和节能教育
集采作业系统很多环节是由作业人员进行的，还不能完全实现机采系统自动化作业，所以作业人员对作业规程的熟悉和掌握程度会影响到能耗，要通过教育培训，提升作业人员对规范操作的认识，及时采集各类作业数据，调整工作状态，特别是无关的设备要做到随时关停，减少电力损耗。
3结束语
综上所述，在油田勘探开发中，机采系统是能耗的主要方面，而能耗水平高低直接影响到油田的整体能耗，通过对抽油机能耗的影响因素进行分析，为采取针对性的节能降耗措施提供了指引，有利于提升集采作业系统运行效率。
参考文献
[1]郭登明.游梁式抽油机的节能改造[J].钻采工艺，2002（3）.[2]苏德胜.游梁式抽油机节能机理综述[J].石油机械，2001（5）.
2.抽油机井节能降耗技术 篇二
关键词：抽油机井,节能降耗,潜力
1 前言
目前采油二厂机采方式主要有抽油机、螺杆泵、电潜泵采油。其中抽油机井238口, 占机采油井总数的87.5%。平均产油单耗为126.07k W·h/吨, 较我厂平均吨油单耗高20k W·h。抽油机井能耗大, 既有技术配套的问题, 也有设备及生产管理的问题, 因此开展抽油井节能降耗潜力分析势在必行。
2 影响抽油机井能耗的主要因素
制约抽油机井系统效率的提高, 具体来说, 可以分为井筒因素和地面因素两大部分。通过分析影响采油厂抽油机井系统效率及能耗的主要因素有以下几个方面。
2.1 机采指标不合理, 造成能量的浪费, 影响了系统效率的提高。
通过调查分析我厂2012年2月份的生产及能耗情况, 认为泵效低、沉没度过大或者过小、泵挂深度不合理等机采指标是造成我厂抽油机井单耗高的主要井筒因素[1]。
2.1.1 低泵效对抽油机井单耗的影响
在电机输入功率一定的情况下, 低泵效井相对于高泵效井, 抽油机在相同的时间内作的有用功较少, 因此单耗高。
通过对比采油厂抽油机井不同泵效下的能耗情况, 可以看出泵效越低能耗越高, 特别泵效小于30%的低泵效井, 能耗显著提高。
2.2.2 受地层供液能力影响, 部分深抽井能耗高
在地面电机输入功率一定的情况下, 抽油泵泵挂深度越深, 抽油机负荷越大, 举升相同液量到地面所需克服的位能越多, 因此, 能耗越高[2]。
我们调查了有电表计量的121口不同泵挂深度的抽油机生产井的实际月耗电量情况, 其中泵挂深度1000米以下的10口井, 平均吨液耗电仅2.91k W·h, 泵挂深度大于2000以上的21口井, 平均吨液耗电为24.88k W·h。这些井由于泵挂深, 一方面造成抽油机负荷增加, 另一方面, 由于杆管的偏磨、抽油泵的漏失量增加等因素也影响了其产液量, 造成能耗高。
2.3.3 生产压差不合理, 造成能量浪费
油井在生产过程中, 随着采出液的不断增加, 地层能量逐步降低, 由于油井生产制度调整不及时造成生产压差过大, 沉没度过低, 抽油泵空抽, 抽油杆在下行过程中, 撞击液面产生液击现象, 增加了抽油机的负荷, 不仅影响了抽油设备的寿命, 同时也浪费了大量的能源。另一方面, 部分井由于其注水井注水量的调整、注水井采取调剖、酸化等增注措施, 使对应油井注水见效、地层能量得到及时补充, 液面回升, 而油井增产措施不及时, 导致沉没度过大, 生产压差不合理, 也浪费了大量的能量。
通过对我厂有液面测试数据并采用单井电表计量103口抽油机井的能耗分析, 可以看出沉没度在300-500之间的井, 吨液耗电量最少, 因此, 合理的生产压差, 是实现节能降耗的有效手段。
2.2地面设备及管理因素
一方面由于电机功率与抽油机匹配不合理, 电机功率利用率低, 大马拉小车现象严重, 造成了大量的能量浪费。另外地面节能配套工艺不完善, 部分抽油井冲次较高, 造成能源浪费。根据电机的装机功率:电机功率==抽油机运行扭矩*冲次/ (9550*传动效率) , 可见冲次越高, 装机功率越高, 配套变压器的功率越高, 对电网的冲击越大、网损、变损越大, 能耗越高。另外, 冲次高也加快了杆管的偏磨、增加了抽油机的负荷, 使抽油设备的磨损快、寿命短。
抽油机的平衡度差, 致使抽油机的电机在上下冲程中电能与机械能来回转换, 特别是在下冲程时, 由于曲柄轴的负扭矩存在, 抽油机带动电动机发电, 发出的电消耗在电网中, 造成用电系统的附加能量损耗, 同时使抽油杆上、下行运行速度不一, 易产生纵向弯曲力, 增大偏磨、断脱几率, 导致油井高耗。
3 主要对策及潜力
根据分析抽油机井能耗产生的原因, 要降低能耗主要从一下三个方面着手, 最终预计可实现降低年能耗223.3万k W·h。
3.1 优化举升参数降能耗
根据油井生产变化情况, 结合检泵作业, 运用整体优化技术对抽油机井各项抽汲参数进行优化, 使其在合理的沉没度压力条件下, 高效低耗运行。据调查, 我厂沉没度大于500米的抽油机井共有52口, 可以结合作业实施换大泵或提浅泵挂深度, 达到节能降耗的目的。同时有22口井沉没度小于100米, 泵挂深度在2000米以上, 可以对其实施泵降级或者适当加深泵挂的优化措施, 降低吨油生产成本。这些井平均单井月产液762方, 如果我们对其中30%的井实现优化, 工作量为22口, 优化后, 吨液耗电下降量预计8KW·h, 在产液不变的情况下, 可实现节能160.9万k W·h。
结合检泵作业利用油井助抽技术、超强降粘增产等技术、配套高效气锚等提泵效新工艺、新技术, 提高单井的产液量, 降低生产能耗。目前我厂泵效在50%以下, 沉没度在300米左右的井共有31口, 具备进一步提高泵效的潜力。这些井目前平均泵效26.6%, 月产液240.0m3, 平均吨液耗电29.6k W·h, 实施后预计平均泵效提高8%、吨液耗电量下降6-8k W·h, 则月产液将增加到312.2m3, 年节能7可达92.9万k W·h。考虑到部分井目前生产正常, 短期内暂不实施检泵作业, 上述工作量按40%计, 年节电也可达到37.16万k W·h。
3.2 合理配套设备
一方面对抽油机的配套电机进行逐级优化的措施, 通过选择合理的装机功率, 有效解决"大马拉小车"的问题[3]。另一方面针对供液不足、偏磨严重的高冲次油井, 通过应用二次过渡轮、调速电机、抽油机变频等新技术, 完善地面节能配套工艺, 有效降低低能井冲次, 实现节能降耗。目前有降冲次潜力井14口, 这些井的平均冲次为3.4次, 具有冲次下调1-2次的潜力。根据测试, 冲次下调1次, 上行电流降低4-6A, 平均下调1.5次, 可实现年节电25.2万k W·h。
3.3 科学管理
首先, 对目前抽油机生产井的平衡度进行重新普查, 对平衡度差的井, 及时调整平衡, 同时, 引进超越离合器等自动调节平衡的新技术, 其次, 根据油井生产动态变化情况, 对低能间出井、高含水井、实施间开, 降低能耗损失。通过加强管理, 实现节能降耗。
参考文献
[1]何乃坤, 等.石油开采十大技术标准规范[M].北京.中国科技文化出版社, 2005:19:-24.
[2]何伟.抽油机井的功率损失分析与对策[J].内江科技, 2004, 4:58.
3.抽油机井节能降耗技术 篇三
关键词：抽油机节能,系统效率,管理措施
目前, 大庆油田油井举升方式主要以抽油机为主, 它的主要作用是完成采油任务, 用以将油井产出液从井下举升到地面。抽油机在大庆油田各种类型机采装置中, 占重要地位, 约占油井人工举升设备的78.5%, 是油田使用最广泛的一种机械采油装置。抽油机是油田的耗电大户, 其用电量约占油田总用电量的37%左右, 占油田总用电量的比例高, 且总体效率仅在23%左右, 效率低, 造成能源浪费, 增加采油成本。
1 抽油机工作原理
抽油机的作用是将电动机的旋转运动变成悬点的往复运动。根据基本工作原理, 可以认为抽油机主要由以下四个系统组成, 即动力传动减速系统、换向系统、平衡系统和支撑系统。由于各种抽油机的动力传动减速系统和支撑系统的工作原理和结构基本相同或类似, 所以抽油机的结构形式主要由换向系统和平衡系统决定。
电动机通过三角皮带传动带动减速箱, 减速后由四连杆机构把减速箱输出轴的旋转运动变为游梁驴头的往复运动。驴头带动光杆和抽油杆作上下往复的直线运动。通过抽油杆将这个运动传给井下抽油泵中的柱塞 (或称活塞) 。在抽油泵泵筒的下部装有固定阀 (吸入阀) , 而在柱塞上装有游动阀 (排出阀) 。当抽油杆向上运动, 柱塞作上冲程时, 固定阀打开, 泵从井中吸入液体。同时, 由于游动阀关闭, 柱塞将它上面油管中的液体上举到井口, 经过采油树排入到地面集输管线。当抽油杆向下运动, 柱塞作下冲程时, 固定阀关闭而游动阀打开, 柱塞下面的液体通过游动阀排到它的上面[1]。
2 抽油机节能管理措施
管理节能是抽油机井节能的重要手段, 管理节能资金投入较小, 主要靠运行管理人员掌握各类设备和各系统耗能规律, 针对不同系统, 合理调整系统参数, 科学维护最大限度的合理调配运行设备。
抽油机井节能管理措施主要有:调整盘根松紧度、皮带松紧度、平衡等设备状态;调整冲程、冲速等生产参数;抽油机井优化设计;更换调配抽油机、抽油泵、电动机等设备。
2.1 盘根松紧度调整
盘根盒是地面设备与地下设备的界限, 是防止井液从井口泄漏的密封装置。适当的盘根松紧度是保证光杆正常工作的重要因素, 其松紧度对系统效率以及耗电量有直接的影响。盘根调整过松会导致密封不好、井口漏油, 而过紧会增大光杆与盘根的摩擦力, 造成载荷增加, 盘根过紧对抽油机系统效率会有1~2个百分点的影响, 对输入功率产生0.5~2.0 k W的影响。
盘根松紧调整标准:盘根密封必须要有一定的窜动量, 该指标不能低于0.2~0.4 mm, 以盘根表面有一层油膜但不漏油为最佳。
2.2 皮带松紧度调整
皮带是将电动机动力传递给抽油机的中间过渡性媒介, 也是抽油机的一级减速装置, 由于弯曲损失、摩擦损失、风阻损失、弹性滑动损失、打滑损失等损失的影响, 皮带传动有一定的能量损失。皮带的传动效率是抽油机系统效率的组成部分, 皮带过松时, 皮带将在皮带轮上打滑, 使小皮带轮急剧发热, 传输效率降低;皮带过紧时, 轮轴所承受的作用力增加, 容易产生磨损, 增加消耗功率, 对系统效率也会产生影响。因此, 必须确立合理的皮带松紧度标准, 保证皮带轮正常传动。
2.3 调平衡
抽油机井平衡率为抽油机正常工作时下冲程峰值电流与上冲程峰值电流的比值。抽油机平衡度标准是80%~110%。通过对比分析, 平衡率良好的抽油机比平衡差的抽油机平均耗电可减少5%以上。抽油机平衡率越低, 则需要电动机提供的动力越大。因为抽油载荷是每时每刻都在变化的, 而平衡配重不可能和抽油载荷作完全一致的变化, 才使得游梁式抽油机的节能技术变得十分复杂。抽油机的配重严重不平衡, 导致抽油机的起动扭矩很大, 惯性也很大, 从而造成较大的冲击电流, 冲击电流不仅浪费掉大量的电能, 而且严重威胁到设备的安全。通过对大庆油田历年监测数据分析, 平衡率合格的抽油机系统效率也较高, 欠平衡和过平衡幅度越大, 系统效率也越低, 轻度欠平衡比过平衡系统效率高。
针对平衡率不合格的抽油机, 应及时调整平衡配重, 对于过度欠平衡的抽油机, 可以采用常规抽油机下偏杠铃节能改造, 达到有效削减峰值扭矩的作用。
2.4 调整参数
随着油田开发时间的延长, 部分油井地层供液能力变差, 导致深井泵的泵况不合理, 造成油井沉没度降低, 泵效降低, 举升高度增大, 单耗增高。这种情况需及时采取下调冲速和冲程, 使油井从参数偏大区进入到参数合理区, 改良供排关系, 降低机采能耗。
2.5 整体优化
将抽油机井作为一个有机整体, 在保证油井产量不变的前提下, 如何从产液量、含水率、动液面、油层深度、原油密度、油气比、饱和压力、溶解系数、油层温度、析蜡温度、地表温度、井斜参数等已知参数来设计优化:抽油机机型、电动机机型、管径、泵挂、泵径、杆柱钢级、杆柱组合、冲程、冲速等求解参数, 并使之达到最优组合, 减少能量传递和转化过程中的损失, 从而获得提高机采效率的措施和手段。
2.6 机泵优化
由于油井供液状况动态发生变化, 导致载荷和消耗功率也随之变化。有部分井载荷降低使电动机功率利用率降低, 如部分井产液下降, 原装电动机功率偏大, 出现“大马拉小车”的情况, 造成浪费;另有部分井载荷增大时, 电动机功率利用率增加甚至过载, 造成电动机过载耗能或电动机烧毁。
针对该类问题, 对地面参数无可调整余地, 且长期无其他增产措施的抽油机井, 在保证油井正常生产的情况下, 通过机型与泵径、产液的合理匹配, 提高设备运行效率, 从而降低能耗。主要措施包括:
1) 更换小泵:针对产液量低、沉没度低、地面参数无调整余地的井, 通过作业加大检换小泵的力度, 可有效提高泵效, 提升系统效率;
2) 降机型:通过对油井产液规律进行分析, 以及优化杆柱组合, 开展抽油机载荷、扭矩计算方法适应性研究, 用于指导抽油机合理选型, 降低机采能耗;对负载率低的抽油机井, 机采能耗相对较高, 可采取抽油机降型措施。
3) 改造电动机:由于抽油机启动力矩大, 需要较高的装机功率, 而实际运行过程中消耗功率较小, 因此造成了正常运行时电动机功率利用率低。通过对近些年大庆油田机采井监测数据分析得知, 中区采油厂抽油机电动机功率利用率平均在30%左右, 外围采油厂抽油机电动机功率了利用率在24%左右。而普通三相异步电动机在功率利用率低于80%时, 效率较低, 因此需要提高电动机功率利用率。通过更换功率较小的电动机, 应用新型高效电动机或节能抽油机等节能技术, 或将可调速电动机调低转速运行等具体措施, 提高电动机负载率。
3 结论与认识
长期以来, 大庆油田通过加大节能资金投入, 推广应用了大量节能设备及节能新技术, 取得了良好的节能效果。但切实可行有效的抽油机节能管理措施在节能降耗方面作用不可忽视, 随着油田开发规模的不断增大, 机采系统用能控制难度也逐年增加, 以最小的投入、最佳的操作获得最大的节能效益是当前生产条件下的目标, 积极推广应用各种节能管理措施, 对降低抽油机能耗, 提高机采节能管理水平, 助力油田发展具有重要意义。
参考文献
4.抽油机井节能降耗技术 篇四
1 问题的提出
1.1 载荷利用率不合理, 且部分机型存在安全隐患
从设计的角度出发, 设计标准是额定载荷在65%~95%之间为抽油机井的合理区间。
统计全厂2200口抽油机井载荷使用情况, 平均载荷利用率仅为53.58%。其中, 载荷偏小有1236口井, 载荷偏大有30口井, 并且存在生产安全隐患。
1.2 机型匹配不合理, 存在高能耗
从运行的角度出发, 抽油机井的运行合理载荷利用率40%~80%, 扭矩利用率40%~80%[1]。统计全厂2025口抽油机井, 其中953口井载荷、扭矩不在该区域, 占统计井数的47.06%。
统计喇嘛甸油田的主要运行机型的能耗情况, 当抽油机井机型载荷与扭矩在合理范围内时, 系统效率最高, 百米吨液耗电最低。因此, 对于1口生产井, 选择合适的机型, 并使其载荷、扭矩在一个合理的工作区间, 才可以达到机型、泵型、生产参数的最佳组合, 最终达到抽油机井能耗最低、系统效率最高的目的。
2 悬点最大载荷公式的优选
2.1 计算公式的优选
抽油机在正常工作时, 悬点所承受的载荷根据其性质可分为静载荷、动载荷、沉没压力以及井口回压在悬点上形成的载荷。静载荷通常是指抽油杆柱和液柱所受的重力以及液柱对抽油杆柱的浮力所产生的悬点载荷;动载荷是指由于抽油杆柱运动时的振动、惯性以及摩擦所产生的悬点载荷。沉没压力的影响只发生在上冲程, 它将减小悬点载荷。液流在地面管线中的流动阻力所造成的井口回压, 将对悬点产生附加载荷, 其性质与油管内液体的作用载荷相同, 即上冲程中增加悬点载荷, 下冲程中减小悬点载荷。因二者可以部分抵消, 一般计算中常可忽略。
在实际生产中对悬点载荷影响最大载荷是抽油杆载荷、液柱载荷、振动载荷和惯性载荷, 在考虑上述因素后优选悬点最大载荷的数学模型。
目前, 方案设计中常用的计算公式有以下几种:
式中:
Pmax——悬点最大载荷, N;
Wr——抽油杆在空气中的重力, N;
W1——液柱在柱塞环形面积上的重力, N;
W′1——液柱在柱塞面积上的重力, N;
S——冲程, m;
N——冲速, min-1;
r——曲柄旋转半径, m。
应用以下数据参数以及5个区块的抽油机井生产参数 (表1) , 对上述公式进行验算。
公式 (1) 、 (2) 、 (3) 计算结果偏大, 公式 (4) 、 (5) 计算结果与实测值比较接近, 其中公式 (5) 考虑了液柱动载荷, 且符合率最高, 优选公式 (5) 作为抽油机悬点最大载荷的预测公式。结合实际生产情况, 对该公式进行修正, 得出平均修正系数 (表2) 。应用修正系数对公式 (5) 进行修正, 从而得到各区块抽油机悬点最大载荷的预测公式。
2.2 装机载荷上限的确定
在抽油机的悬点载荷中, 抽油杆载荷及液柱载荷占总载荷的95%以上, 振动载荷及惯性载荷所占比例低于5%, 抽油机后期的冲程、冲速的变化只影响振动载荷及惯性载荷, 所以, 在考虑载荷、扭矩及装机功率的增加比例时可以忽略冲程、冲速的影响。
现场设计中抽油机载荷利用率小于95%时即可安全使用[1]。油井产液量一定时, 含水100%时抽油机悬点载荷比初期抽油机悬点载荷的增加比例可用下式计算:
抽油机初期装机载荷利用率上限关系式为
其中
式 (6) ~式 (8) 中:ηw为载荷变化率;Wmax 1为含水100%时悬点最大载荷;Wmax 0为含水0时悬点最小载荷;ηwup为初期装机载荷利用率上限。
通过程序, 分别计算不同抽油杆直径、泵径、冲程、冲速及泵挂深度的含水100%时抽油机悬点载荷比初期抽油机悬点载荷的增加百分比, 并绘制成图 (图1、图2) 。
由图1、图2可知, 根据实际井深情况, 可得抽油机悬点载荷的增加范围0<ηw<3%。因此, 抽油机初期装机载荷利用率上限为ηwup=0.95/ (1+0.03) ×100%=92.23%。
3 抽油机井机型优化现场试验
3.1 现场选井情况
根据2013年年底生产数据, 确立选型范围, 见表3。
针对基层反映的机型不匹配的问题, 选取有代表性问题的油井, 结合现场机型及井场实际情况, 以及载荷公式计算结果, 确定20口亟待优化匹配的抽油机井, 为后续上产、扩展节能空间奠定基础。
3.2 现场试施情况
以4-3116、6-SM3111井组为例, 抽油机井生产参数及能耗前后对比情况见表4、图3、图4。
由图3、图4可知, 机型互换效果显著, 既解决了现场抽汲参数、设备匹配不合理的情况, 又大幅度地降低了吨液单耗电量, 仅这一组互换调整日节电170 k Wh, 年节约电费4万元。经现场试验证实, 在新井投产机型选定的同时, 新井可与老井相互匹配, 这样既可以减少后期的投入费用以及投产费用, 又能满足现场的实际生产需要。
4 几点认识
1) 对于1口生产井, 选择合适的机型, 并使其载荷、扭矩在一个更加合理的工作区间, 可以达到机型、泵型、生产参数的最佳组合, 最终达到抽油机井能耗最低、系统效率最高的目的。
2) 在新井投产之前, 购买新机型的同时, 可根据现场实际情况, 进行动态调整, 以达到新装1口井、调整1口井的目的, 既可以满足现场产油的需求, 又降低能耗。
参考文献
5.抽油机井节能降耗技术 篇五
关键词：清防蜡技术,蜡晶,DPW防蜡剂,加药车
1 DPW型聚驱降粘防蜡剂的工作原理
在聚驱抽油机上大规模应用了DPW型聚驱降粘防蜡剂, 取得了较好的效果。DPW型聚驱降粘防蜡剂主要由蜡晶改进剂、分散剂、助溶剂、表活剂和水组成, 具有闪点高、比重大、不具腐蚀性的特点。其主要性能指标为:a、比重:0.98~1.03;b、凝点:-46℃;c、PH值:7~9;d、防蜡率:>77%;e、降粘率:>76%。
该药剂的主要作用机理为:药剂中的各项组分通过渗透和分散, 沿蜡块间或蜡块与井壁间的缝隙渗入, 降低蜡块间或蜡块与井壁间的粘附力, 使之从井壁上脱落, 随采出液流出油井。并通过润湿反转作用, 药剂在管壁、抽油杆等表面上形成极性水膜, 防止蜡、胶质、沥青质在其表面沉积, 从而降低原油粘度, 改善流变性。
2 加药方式的优选
为了探索经济、适用、易于操作、方便管理的加药方式, 大庆二矿现场应用了三种加药方式, 即井口点滴加药, 加药车加药和中转站加药。其中10口井采用点滴加药方式, 70口井采用加药车加药方式, 10口井采用中转站加药方式。
2.1 井口点滴加药方式
点滴加药装置主要由箱体系统、加注系统、加热系统等几大部分组成。药液由储药箱的出液管、滤清器至计量泵的吸入管, 将药液吸入泵腔内, 直接通过泵排液管排出到井口的套管中, 达到准确计量、输出药液的目的。
点滴加药装置具有调节精度高、实现连续加药的特点。但存在药箱容积小、无液位报警等缺点, 对于液面高、套压高的井很难起到和好的效果, 因此该装置适用于“三低井”, 即产量、液面、套压较低井。而聚驱采出井普遍流压及产量较高, 进一步限制了点滴加药装置的规模应用。
2.2 专用加药车加药
D Q G J Y C1-320/10油田专用加药车以大马力、高性能、越野性好的拖拉机为底盘, 采用耐腐蚀、耐高压柱塞式计量泵作为加药泵, 以拖拉机发动机的同步动力输出轴的动力, 通过联轴器、二级减速器带动柱塞式加药泵进行工作。目前经70口井的现场试验, 单井平均加药量为35公斤, 加药周期为15天, 该加药车可实现每天对6~8口井的定量加药, 能够适应野外施工和复杂井况, 现场适应性较强。
DQGJYC1-320/10油田专用加药车主要技术性能指标:
(1) 加药泵最大工作压力:10 MPa;
(2) 加药泵最大工作排量:320 l/h;
(3) 动力输出轴功率:31KW;
(4) 动力输出轴转速:1000r/min。
2.3 中转站加药方式
该加药方式是利用中转站加药间将清防蜡剂输送到掺水热洗泵房, 与热洗炉来水混合后经热洗泵分配至热洗的计量间, 最后至单井加入井下。中转站加药方式采取定期加药方式, 单井加药周期为15天, 平均单井加药量25公斤。
三种加药方式对比来看, 中转站加药方式有利于集中管理和操作, 特别是冬季加药过程中劳动强度较小。但对于地面系统负荷大或无热洗流程井, 采用加药车方式则比较灵活可行, 而井口点滴加药方式适应性较差, 不宜于规模推广应用。
3 加药效果分析
在现场应用按日产油量的80~100ppm浓度进行加药。目前已选择了不同产液 (20~192t/d) 、含水 (51.0~92.1%) 、见聚浓度 (90~461mg/L) 级别的70口聚驱抽油机实施了油田专用车加药。取得了较好的效果。
3.1 热洗周期明显延长
通过对加药前后现场取样化验分析, 采出液中蜡晶颗粒明显变小, 加药后有效地抑制了蜡晶的聚集长大, 从而减缓结蜡速度, 使采出井的热洗周期得到明显延长, 加药井的平均热洗周期由原来的30天延长至90天。
3.2 原油粘度降低, 流动性变好
选择6口井进行了加药前后原油粘度对比, 井口原油平均粘度由加药前的45.96mpa s下降到34.27mpa.s, 粘度值降低了25.44%。可见, 加入DPW型降粘防蜡剂后, 原油粘度有较大幅度的下降, 说明该技术不仅可起到防蜡作用, 还能有效降低原油粘度, 有利于聚驱油井的生产管理。
3.3 载荷变化明显
加药后油井产量、电流、载荷变化平稳, 在延长热洗周期的同时, 可以满足正常生产的需要。从抽油机井的功图测试情况看, 功况得到了改善, 平均上载荷由加药前63.75k N下降到57.89k N, 下降了5.86k N;平均下载荷由加药前的1 7.6 6 k N上升到20.49k N, 上升了2.83k N。下面是1口典型井的加药前后对比情况。
北2-1-P45井
该井日产液103t/d, 日产油10t/d, 含水90.2%, 电流92/84A。该井采用点滴加药方式, 加药后热洗周期由30天延长至90天。对比加药前后生产变化情况, 加药后产量、含水、电流基本平稳, 最大上载荷由74.08KN下降到69.09KN, 降低了4.99KN;最小下载荷由12.72K N上升到14.4K N, 上升了1.68KN, 交变载荷减小了6.67KN。
4 推广应用前景
清防蜡工作是油井日常管理维护的重要内容。而聚驱采出井清防蜡困难是一个共性问题, 完善聚驱清防蜡配套技术, 可有效改善采出设备的运行环境, 提高采出井的有效生产时率, 并可减少因热洗造成的水、气、电等能耗和产量损失。若全厂乃至全油田聚驱抽油机应用化学降粘防蜡技术, 可减少的因热洗造成的原油产量损失是相当可观的, 同时油管结蜡现象的减少也减缓了油管和抽油杆的疲劳程度, 有利于延长抽油机井的寿命。因此, 推广应用清防蜡配套技术, 对于大庆油田今后在进行聚合物驱油过程中实施低成本战略, 提高油田开发效果和经济效益具有十分重要的意义, 该项技术具有广阔的推广应用前景。
5 结论
(1) 油井结蜡严重是聚合物开发过程中存在的一个客观规律, 化学清防蜡技术是油田发展不可忽视也是必然的一个选择。
(2) 油田专用加药车适应性广, 适合大规模推广。
6.抽油机井提高系统效率简析 篇六
将抽油机井的地面设备 (抽油机) 与井下设备 (杆、管、泵) 作为一个系统, 抽油机井系统效率η是系统的输出功率P2与系统的输入功率P1之比η=P2/P1.。
而任何一个功率变换系统都会存在着功率损失, 系统的输入功率P1是系统的输出功率P2与损失功率PS之和。P1=P2+PS
综合上式系统效率可以表示为:
从式中可以看出, 提高系统效率的途径有两个:一是减少损失功率;二是增加有效举升的功率。
2 影响抽油机井系统效率的因素
根据抽油机井工作特点, 抽油机功率损失主要是抽油机正常生产时井下杆柱和液柱重量加载给电动机的负荷引起的功率损失;同时也包括抽油机传动磨损、电动机自损耗以及井下杆、管、泵液体间的磨阻造成的功率损失。
2.1 抽油机井地面部分的影响因素
2.1.1 电动机自损耗
电动机本身发热引起温升增加, 降低了电动机的输出功率。安装电动机功率过大, 出现“大马拉小车”现象, 电动机自损耗增加。
2.1.2 电路线损
供电线路老化以及配电箱设计不合理时线路损耗会大量增加。电动机进行电容无功补偿的容量值设置不合理时会出现过补或欠补, 为克服过补或欠补, 电机运行时能耗也会增加。目前运行的节能配电箱都具有电容自动补偿功能, 电路线损大大降低。
2.1.3 设备传动损耗
设备传动损耗包括皮带传动损失、减速箱损失、四连杆机构损失和井口密封盒功率损失。皮带传动效率较高, 可达98%, 其传动损失仅为2%;减速箱传动效率为90%, 在润滑良好的情况下, 其损失在10%左右;四连杆机构传动效率为95%, 在润滑保养良好的情况下, 其损失在5%左右。以上三部分总的传动效率在84%左右, 在润滑保养到位的情况下, 进一步提高传动效率的潜力不大。
在传动部分井口密封盒功率损失是比较小的, 只有当油井含水达到95%以上时, 盘根容易漏失, 此时密封较紧, 缺少润滑, 盘根密封的有效期缩短, 此时的功率损失才稍微大一点。
2.2 井下部分影响因素
2.2.1 抽油杆与油管间的磨阻
由于井身结构和杆管应力变化的影响, 抽油杆运动时, 杆管弯曲接触部位会产生摩擦阻力。
2.2.2 抽油泵机械磨阻
抽油泵柱塞与衬套间的机械摩擦所产生的阻力, 砂、蜡等异物也会造成柱塞表面光洁度变差而大大增加磨阻。
2.2.3 杆管与流体间的磨阻
抽油井生产时井筒内流体与杆管间存在一定的流动摩擦阻力, 当杆管表面结蜡、腐蚀时会造成磨阻增加, 抽油机负荷增加, 能耗上升。
2.3 其他影响因素
2.3.1 生产参数不合理
当地层能量一定时, 生产参数过小, 违背了效能最大化原则, 生产参数过大, 泵效较低, 无功损耗上升
2.3.2 举升方式不合理
对于地层条件差, 特别是低产液井, 抽油机举升受到杆柱重量的限制, 进一步降低装机功率, 降低抽油机能耗, 降低吨液耗电的潜力不大。
3 影响A油田能系统效率的主要因素
3.1 电动机自损耗大, 电机功率利用率低
A油田目前还有普通Y系列30KW以上电机35台, 普通配电箱16个, 普通Y系列电动机自损耗大, 无用功消耗大。普通配电箱无补偿装置, 功率因数低, 电能利用率低。
3.2 井口密封盒功率损失。
目前A油田油井含水95%以上有149口井, 这部分井盘根与金属光杆的磨阻大, 盘根密封的有效期缩短。
3.3 生产参数不合理。
A油田参数不合理井主要有四方面影响, 一是参数偏大, 泵效偏低;二是泵径偏小, 地面参数调整余地小;三是抽油机机型偏大, 地面参数调整难度大;四是控制高含水井的产液量, 个别井不易放大生产压差。
3.4 举升方式不合理。
目前A油田日产液在4-10t的井有65口井, 平均系统效率13.7%。现有的抽油机举升系统对进一步降低能耗难度很大。
4 提高A油田系统效率的方法探讨
通过抽油机井动态测试数据, 油井管柱结构, 生产参数和地层能量状况进行综合分析, 针对不同影响因素应采取相应的治理方法。
(1) 合理优化匹配抽油机电机的运行。为了提高设备运行效率, 降低设备耗电, A油田加大了对Y型电机的更换力度, 首先, 普通电机改造为多功率一体化节能电机57台, 前后测试数据对比, 平均单井系统效率提高4.52%。其次, 更换高转差双速电机, 10月后更换9台, 安装前后测试数据对比, 平均单井系统效率提高5.2%。但仍有部分油井仍未进行更换, 为了进一步提高油田的平均系统效率, 剩下的抽油机的电机就需要给予及时的更换。
(2) 对参数不合理, 地面参数无调整余地的采油井采取间抽生产。
(3) 实施“五率”动态调整。根据抽油机运行情况, 定期对电流资料进行抽查, 要求单井平衡比在90-100%之间, 对电流变化大和措施井, 及时对平衡率进行调整, 降低无效功消耗。全年共调整平衡124井次, 调整前后测试平均单井日耗电下降20.2KW.h, 系统效率提高1.8%。
(4) 优化调整生产运行参数。A油田按照“大泵径、长冲程、低冲次”的参数调整原则, 对高冲次井调小参数24口井、对泵径偏大井换小泵7口井、对低冲程、高冲次抽油杆弹性变形和惯性损失大的井, 调大冲程、调小冲次4口井。共调整35井次, 平均消耗功率下降1.9KW.h, 平均节电率16.6%, 平均单井日节电25.1KW.h, 平均系统效率提高12.4%。所以在此之上要进一步提高油井生产运行参数的调整。
(5) 改变举升方式, 进一步降低机采能耗。从举升方式看, A油田基本都是采用有杆泵、抽油机连续举升方式采油, 而对于日产液小于10t的井通过调整工作参数和更换节能电机等很难取得较好的经济效益。对日产液在4~10t的井用抽油机连续举升方式采油是不经济的。目前A油田日产液在4~10t的有65口井, 平均系统效率13.7%, 低于全油田15.12%。这部分井可以通过改变举升方式, 建议采用成熟的小排量 (10~20m3/d) 螺杆泵进行连续采油。
5 结论与认识
(1) 对抽油井产量低的井, 可以通过更换螺杆泵来提高系统效率。
(2) 在电机、抽油机改造工作量大, 而耗资大不易执行的情况下。可以通过加大油井的日常管理力度来达到提高系统效率的目的, 例如调平衡、及时检换泵。