中石化胜利油田限公司现河采油厂1

　 史南油田机采系统节能技术改造可行性研究报告

　东营华威石油工程技术有限责任公司

　 2007 年 02 月

　 目 录

　一、方案概况

　1、编制依据

　2、编制的目的3、编制原则

　4、设计指标及范围

　5遵循的规范、标准

　二、区块油藏特征与开发现状

　三、区块油井系统配置与工况描述

　四、区块机采系统效率状况分析暨技改的可行性评价

　五、提高机采系统效率的技术路线和方法

　六、提高系统效率措施及投资安排

　七、技术指标及经济效益预测

　史南油田机采系统提高系统效率技改方案

　一、方案概况

　1、方案编制依据

　现河采油厂史南油田2004年9月XXXXX块机采系统设备现状调查和单井机采效率测试与节点效率分析以及油井工况分析（详见附表）。

　2、方案编制的目的史南油田是典型的薄层低渗透油田，注采管理难度大、产能低、吨油成本高、开采效益相对较低是目前低渗透油田开采的普遍特征。提高油井系统效率、延长油井免修期，最大程度地降低单位原油生产成本是史南油田良性开发、提高效率的必由之路。

　结合区块开发特征及中长期开发规划，充分考虑影响机采系统效率的各个因素及节点效率，利用技术适应性强且成熟、先进、实用的节能技术和抽油设备，在满足产量要求（产量基本不变）的条件下，力求大幅度地提高系统效率，降低单位能耗，达到降本增效、提高区块开发效益的目的。

　3、方案编制的原则

　3.1 科学化、系统化原则

　方案从基础指标分析入手，影响因素分析、技术路线、技术应用、效益评价环环相扣；加之采用节点分析的方法，不同的井况采取不同的技改措施，使提高系统效率技改方案具有显著的科学性与系统性。

　3.2 投资效益最大化原则

　技改方案不但注重系统效率提高、吨液节电率等经济技术指标，更追求最终投资效益。配套硬件的技术适应性与环境适应性充分依据采油工艺原理，并充分考虑采油现场环境，技术设备不但节能效果好，而且耐用性强，确保投资效益的最大化。

　3.3务实性原则与操作便捷性原则

　本着具体问题具体分析或节点分析的原则，对技改对象分类管理、区别对待，依据技改对象的系统配置的合理程度采取不同的技术路线与技改措施。提高系统效率集成技术还具有操作便捷的显著特点，保证了方案的可执行性。

　4、设计经济技术指标及范围

　4.1设计经济技术指标

　从史南油田机采系统效率现状分析，技改前平均机采系统效率20.64%，依据油田开采特征及系统技改后的系统配置水平，预测技改后在油井产能基本不变的条件下，系统效率可达到28%以上，达到该类开采特征油田系统效率的较高水平，平均有功功率由10.23kW降到7.2kW，吨液节电率达到21.0%以上，年节约电费1280000元。

　此外，技改后免修期可由520天延长至635天，达到该类开采特征油田油井免修期的较高水平，杆管年报废率降低25%，每年可节约更换管杆费用350000元，节约油井维护费用250000元。同时，由于作业周期的延长，相应的降低了油藏受污染的频次，可有效的降低油层改造费用、提高采收率。上述几项属于间接效益，不列入本次技改效益预测与评价之内。

　4.2设计内容与范围

　优化设计的主要目标函数是日产液量ql、系统效率η、泵效η_pump、吨液耗电qe；设计内容主要是建立抽油单元科学合理的供排体系、电动机配置等。

　5、遵循的规范、标准

　（1）《油田机械采油系统效率测试和计算方法》SY/T5266-1997。

　（2）《油田企业节能检测综合评价方法》SY/T6275-1997

　（3）《油田企业节能产品节能效果测定》SY/T6422-1999。

　二、区块油藏特征与开发现状

　1史南油田油藏特征

　史南油田是典型的低渗透油田，油田主要包含史深100、史3块、史8-170块、河87块等四个区块，主要含油层系为砂三段，油层埋深2770—3260米，区块含油面积20.7kｍ^2，地质储量1938×10^4t，标定采收率21.2%，可采储量368×10^4t。史南油田层多、层薄、渗透率低、产液指数小、单井产能低，是典型的低渗透油藏。

　（1）储层特征

　该地区储层埋藏较深(3100—3400m)，储层具有微孔隙、微裂缝双重孔隙介质特征，平均孔隙度为18.5%，平均渗透率为13.3×10-3μm2，单砂体内部的物性变化受沉积微相控制，核部砂体孔渗性最好，中部次之，边部砂体较薄，孔渗性最差。

　（2）流体性质

　史深100地区沙三中油藏属于自生、自储式油藏，形成了低密度、低粘度的优质原油。地面原油密度为0.8543—0.9059g/cm3，粘度为7.92—82m.Pa.s，地下原油密度为0.7458—0.8059g/cm3，粘度为0.5—3.26 m.Pa.s。原油体积系数1.16—l.25，原始气油比36.63—84.7m3/t。地层水矿化度较高为111562—186294mg/l，水型为CaCL2型。

　2、史南油田油藏开采简历及开发现状

　（1）开发简历

　史南油田自84年试采到目前，大致经历了以下三个开采阶段：

　第一阶段，试采及产能建设阶段（84-93年）

　该阶段主要进行油井试采，方案规划及产能建设，注采配套完善，并在各项试验的基础上，对区块生产方式进行试验优选。到91年底，主体完成产能建设，采用320m*320m五点法面积注水井网，采取水力泵深抽，优选本区馆陶组浅层水作注入剂进行全面注水开发。此时该块建成年产15×10^4t的生产能力。1992-1993年，进一步深化油藏基础研究工作，先后在油藏东部和西部进行扩边完善，钻新井24口，完善注采配套工程，使该块产能增加到23*10^4t。

　第二阶段，含水上升，产量递减阶段（94-99年）

　该阶段由于油田多层合采合注，层间物性差异大的矛盾日益突出，水井吸水不均衡，部分油井单层突进，使油井含水由94年的7.4％迅速上升到99年的56.5％，油田进入递减阶段。阶段末开油井65口，日产液896t/d，日油389t/d，含水59.5%，年产油9.14×10^4t；开水井34口，日注1340m^3/d，年注采比1.26，阶段采出程度5.4%，平均年采油速度0.9%。

　第三阶段，完善注采，稳定生产阶段（2000-目前）

　针对产量下降、含水迅速上升的不利形势，2000年以来，通过强化油藏研究工作，针对油田开发动态中出现的矛盾，精细油藏描述，采取油水井对应补孔、完善注采，在边部储量动用程度较低的区域钻完善井22口等措施，有效的控制了含水上升，含水维持在50％～56％之间， 年产油量稳中有增，由99年的9.1×10^4t持续上升至2003年的14.2×10^4t。

　（2）开发现状

　截止到2004年8月底，史南油田开油井131口，日产水平1356/509/62.4%，平均单井产液水平10.5吨，平均动液面1560.1米，采油速度1.01％，采出程度16.96％，月注采比1.35，累计注采比1.28，自然递减2.83％，综合递减-6.25％。

　三、区块油井系统配置与工况描述

　史南油田举升方式为抽油机有杆泵生产，抽油机以12型普通游梁式抽油机为主，其中12型普通游梁式抽油机51口，占装机总数的50.49%，配套电动机容量55kw，平均负载率26.8%，平均载荷利用率61.2 %，平均扭矩利用率50.2%，平均冲程利用率78.4%，平均冲次4.5；10型普通游梁式抽油机31口，占装机总数的30.69%，配套电动机37kw，平均负载率43.6%，平均载荷利用率 72.6%，平均扭矩利用率68.2%，平均冲程利用率80%，平均冲次5.0；高原皮带机ROTAFLEX－700型10口，占装机总数的10%，配套电动机37kw，平均负载率385%，平均载荷利用率61.8 %，平均扭矩利用率55.2%，平均冲程利用率100%，平均冲次3.0；高原皮带机ROTAFLEX－600型9口，占装机总数的8.91%，配套电动机30kw，平均负载率41.8%，平均载荷利用率75.6%，平均扭矩利用率61.2%，平均冲程利用率100%，平均冲次3.0。

　抽油机 台数 占总装机 电动机 负载 载荷利 扭矩利 冲程利 系统效率 机型 (台) 比例(%) 容量(kw) 率(%) 用率(%) 用率(%) 用率(%) (%) CYJY12 71 50.5 55 26.8 61.2 50.2 78.4 14.5 CYJY10 31 30.6 37 43.6 72.6 68.2 80 23.9 ROTAFLEX-700 10 10 37 38.5 61.8 55.2 100 20.1 ROTAFLEX-600 9 8.9 30 41.8 75.6 61.2 100 21.2 注：负载率、载荷利用率、扭矩利用率、冲程利用率均为平均值。

　在用深井泵泵径为￠38-57mm。其中￠38mm系列泵为10口，占总井数的9.9%，平均泵掛深度2028.50m，平均动液面1815.2m，平均泵效21.9%，平均系统效率15.6%；￠44mm系列泵为82口，占总井数的81.2%，平均泵挂深度1798.3m，平均动液面1555.8m，平均泵效35.8%，平均系统效率20.4%；￠57（56）mm系列泵为9口，占总井数的8.9%，平均泵掛深度1753.8m，平均动液面1476.6m，平均泵效48.8%,平均系统效率22.5%。

　泵型 井数 占总井数 泵深 动液面 泵效 系统效率 吨液耗电 ￠mm 　(口) 比例(%) (m) (m) (%) (%) (kw*h) 38 10 9.9 2028 1815 21.9 15.6 28.9 44 102 81.2 1798 1525 35.8 20.4 21.1 57 9 8.9 1753 1446 48.8 22.5 19.8 注：系统效率、吨液耗电、泵效、动液面均为平均值。

　该块平均系统效率20.64%，平均泵效35.6%，平均吨液耗电21.5kwh，平均百米吨液耗电1.36kw*h(平均值均为加权平均)。效率与能耗指标以及工况指标在同类开采特征的油田中属于中等偏低，同时单井系统效率很不均衡，该快具有一定的效率指标提升空间以及节能降耗潜力。

　四、区块机采系统效率状况分析暨技改的可行性评价

　下面就史南油田影响机采系统效率的主要因素及系统效率状况进行详细分析，以便对史南油田提效技改的可行性及技改工作方向做出科学准确的评价与判断。

　一）、地面设备装机容量高，“大马拉小车”现象较严重，地面效率相对较低

　史南油田油井下泵深大（平均1805m）、载荷大，由于要满足大载荷、大启动扭矩、长冲程的需求，在原有设备技术条件下须配备大容量抽油设备；史南油田地面抽油设备以12型普通游梁式抽油机+45kw配套三相异步机为主，地面设备装机容量大。而另一面由于油井产液量低，泵的实际举升能力（ql*hf*g/86400）小，因而致抽油机容量、电机容量与泵实际举升能力严重不协调即“大马拉小车”，最终导致载荷利用率低、扭矩利用率低、电机负载率小、功率因数低、运行效率低。大北油田大37块油井平均负载率35.5%，平均功率因数0.35。

　抽油设备类型 电机功率 台数 负载率 功率因数 地面效率 (kw) (%) (%) (%) 12型普通游梁机 55 71 26.8 0.255 43.0 10型普通游梁机 27 31 25.1 0.456 48.8 ROTAFLEX-700皮带机 37 10 41.9 0.423 49.8 ROTAFLEX-600皮带机 30 9 43.9 0.428 50.1 注：负载率、功率因数、地面效率均为平均值。

　二）、供排关系不协调，是制约井下效率与系统效率提高的先决性因素

　有效功率Ne正比例于产液量ql、举升高度hf（ql=f(hf)、ql∝hf) ,功损正比例于抽汲能力。系统效率的变化最终决定于举升高度、产液量与抽汲能力的相对关系，其主要控制因子是井下泵充满系数β。因而供排关系是系统效率的主要控制因素之一。

　抽油系统在做有效功的同时必然产生无效功即功耗。油井如抽汲能力大于供液能力，沉没泵充满系数低、泵效低，抽油系统一个循环中做相对较小的有效功却产生相对同等的无效功，系统效率较低。从另一角度分析，抽汲能力大于供液能力，ql=1440*fp*s*n*β*η，在产量一定时，如β小则fp*s*n大，则相应增加了无效功耗（△N增大）。鉴于 η= Ne /Nr=Ne/（ Ne +△N），抽汲能力远大于供液能力必然降低举升效率。

　从史南油田油井工况分析可知，该块平均沉没度为217m，井下泵充满系数小，平均井下泵充满系数仅为46.4%；生产泵效低，平均泵效仅为35.6%；供排严重不协调即抽汲能力远大于供液能力。椐大37块开采特征与高压物性特征分析，沉没度在250-310m,泵效在50%-70%比较合理。

　供排关系是提高系统效率的基础，供排关系严重不协调严重影响了该块油井井下效率指标；据节点效率测试分析，大37块平均井下效率仅为44.7%，与该类生产特征油井的期望值52%以上还有较大的提升空间；供排关系不协调在一定程度上影响了地面效率。总之，供排关系严重不协调是影响大37块井下效率与系统效率的重要因素之一。

　三）、抽汲参数匹配欠合理，也是影响了系统效率的主要因素之一

　 史南油田油井平均冲次达4.6次/min，平均杆柱运动速度达0.60m/s。大冲次不但增加了各个能量传递环节的功耗损失，而且也加剧了杆管的偏磨频次与程度。大杆柱运动速度、大冲次，这样就违背了提高系统效率、延长免修期的基本原则与规律，导致油井井下、地面功耗大，系统效率低、检泵周期短，抽油设备的折旧速率加快。

　四）、抽油设备技术特性与油井工况特征不适应，是制约系统效率提高的基础性因素

　史南油田油井抽油设备技术特性与油井生产特征不适应主要体现在，在用抽油机电动机输出速度大，而单井产液量低。史南油田油井在用Y系列三相异步机或永磁同步电机均为6、8极，电机输出速度大（一般大于740-960r/min） 井号 泵径 泵挂深度 冲程 安装前后 电机类型 电机功率 冲次 产液量 泵效 载荷（最大/最小） 电流（上行/下行） 平衡率 有功功率 日耗

　电量 mm m m KW 次/分 t/d % KN A ％ KW kw.h/d 1 梁60-C25 38 2100 3 前 普通 37 4 0.6 3.06 61/46 50/24 48 6.04 144.96 后 专用 14 1 0.5 10.2 44/38 18/22 81.8 3.19 76.56 2 史6-X33 38 2100 3.6 前 永磁 30 3 1.5 8.52 70/41 16/18 88.9 4.33 103.92 后 专用 14 1.5 1.6 18.2 55/39 16/17 94.1 2.39 57.36 因此，解决该块低效运行的主要技术措施是应用技术适应性强、运行效率高的拖动系统替代在用拖动系统。而低产液井专用拖动系统、高效变频调速拖动系统是最佳选择。

　低产液油井专用拖动系统以其容量小、输出速度低、输出转矩大、效率高、平衡易控制、无污染、耐用性强、管理方便等独特技术特性，可完美、巧妙地规避了上述导致低产液油井低效运行的两大根本因素，满足了油井高效率运行的四个基本条件：设备装机容量与泵的实际举升能力的协调一致、供排平衡、杆柱运动最小化、设备自身效率高，真正实现该块低产液油井的高效优化运行。

　高效变频调速拖动系统以其转矩输出恒定、无级调速性能优越以及调速运行效率高等优势，也可完美、巧妙地规避了上述导致低产液油井低效运行的两大根本因素。

　低产液油井专用拖动系统与高效变频调速拖动系统技术适应性强、环境适应性强、性价比高、投资效益高，是该油田低产低效井提高系统效率、节能降耗效果最显著的拖动系统。

　该块提效技改的技术路线是以不动管柱的方式合理的降低电动机拖动系统容量与冲次，对不合理的供排关系与设备配置进行优化与校正，使油井的工况区域从“抽汲能力远大于供液能力区域”移至“供

　2、项目实施的初步方案与工作程序

　ⅰ、进行全面系统的区块机采系统设备现状调查、单井机采效率测试与节点效率分析、油井工况分析、油井供排关系以及参数匹配分析，在此基础上系统分析影响区块系统效率的主要因素并制定提高系统效率的技术路线、方法以及具体措施，并进行投资效益预测与评价，为用户编制区块提高系统效率整体技改方案。

　ⅱ、依据区块提高系统效率技改方案，针对单井工况与生产数据，设计单井不动管柱最佳生产参数，并提供最佳地面拖动系统优化配套。

　ⅲ、运行效率指标测试，进行技改后效果跟踪分析与评价，为用户提供提高系统效率技改验收报告。

　六、提高系统效率措施及投资安排

　针对史南油田影响系统效率的因素以及提高系统效率的技术路线，结合当前史南油田系统配置情况，项目的具体改造措施是对99口供排严重失调的油井进行技术改造。技术改造的内容是应用低产液油井专用拖动系统与高效变频调速拖动系统替代现有拖动系统以达到三个目的。一是拖动系统能力与泵的实际举升能力的协调一致；二是合理优化冲次，协调供排关系；三是提高拖动系统运行效率。项目投资额度：420.8万元。

　具体措施及投资安排包括两个方面

　一是小容量高转矩低速节能拖动系统（包括电控系统）的应用

　依据史南油田油井节能技改的技术路线，史南油田适合于应用低产液油井专用拖动系统（N-YDCJ260-18.5/22- LV/HV）的油井74口，单项技改投资236.8万元。

　投资额=井数*单价=94口*3.2万元=300.8（万元）

　二是稠油井专用拖动系统的的应用

　依据史南油田油井节能技改的技术路线，史南油田适合于高效变频调速拖动系统（IVSC-TNCY225M22KW/8）的油井25口，单项技改投资120.0万元。

　投资额=井数*单价=25口*4.8万元=120.0（万元）

　项目投资一览表

　序 项目名称 工作量 单价 金额 号 （口） （元） （元） 1 低产液井专用拖动系统的应用 　94 　32000 　3008000 2 高效变频调速拖动系统的应用 　25 　48000 　1200000 合计 　 　119 　 　4208000

　七、技术指标及经济效益预测与评价

　1、效益预测：

　在抽油机机型、产液能力基本不变的条件下，综上技术路线与技改措施，史南油田油井技改后平均地面效率可由46.1%提高到最高期望值55%，平均井下效率可由44.7%提高到最高期望值55.6%。

　地面效率最大理论目标值 ——η1xη2xη3xk=75% x 90% x 93% x 95% = 59.6%

　大37块地面效率当前值 ——η1xη2xη3xk=62% x 87% x 92% x 93% = 46.1%

　大37块地面效率最大期望值——η1xη2xη3xk=72% x 87.8% x 93% x 94% = 55.1%

　η1--电动机最大效率、η2--皮带轮减速箱最大效率、η3--四连杆机构最大效率、k--有效载荷系数

　井下效率最大理论目标值 ——η4xη5xη6xη7 = 96% x 82% x 81% x 87% = 55.5%

　史南油田油井井下效率当前值 ——η4xη5xη6xη7 = 93% x 75.4% x 75% x 85% =44.7%

　史南油田油井井下效率最大期望值——η4xη5xη6xη7 = 95% x 80.3% x 80% x 85% = 51.9%

　η4--盘根盒效率、η5--抽油杆柱效率 、η6--抽油泵效率、η7--油管柱效率。

　 技改后整个系统效率最大目标值——地面效率最大期望值x 井下效率最大期望值=55.1% x 51.9% = 28.6%。

　由以上分析，平均系统效率最高期望值可由20.64%提高到28%以上，平均有功功率由10.23kW降到7.2kW，吨液节电率达到21%以上，节能技改121口井，年节约电费1805500元以上。

　拖动系统技术改造后，供排关系与参数匹配得到了优化，也相应延长了油井免修期，降低了物耗。杆管年报废率降低15%以上，每年可节约更换管杆费用150000元。

　2、单纯考虑节电率的项目的投资效益评价：

　（1）、投资回收期：项目总投资为420.8万元，年创效益180.55万元，项目投资回收期=项目总投资/年创效益=420.8/180.55=2.33年。

　（2）、投资效益率：

　按照投入设备的技术特征、折旧标准与统计规律，节能技改所投入设备的使用年限平均为4.5年，项目完成后1年免费保修，第二年后维护费用25万元/年。

　项目投资效益=年节电费*4.5年-项目总投资-维护费用=180.55*4.5-420.8-25.0*3.5万元=304.2万元。

　项目投资收益率=项目投资效益/项目总投资=304.2/420.8=72.2%。

　如果考虑降低物耗等综合效益则项目的投资效益更高。

　另一方面，项目实施后，生产系统安全可靠性显著改善，生产管理更趋便捷。总之，节能技改不但有利于油田企业降本增效，也符合国家“节约资源，建立循环经济、构建和谐社会”的政策导向，意义重大，具有显著的社会效益。

　综合分析，该项目经济效益与投资效益非常显著，项目的立项与实施非常可行也非常必要。

　1

　小容量高转矩低速节能拖动系统

　&

　高效变频调速拖动系统

　供排基本

　协调区

　0

　抽汲能力大

　于供液能力区

　抽汲能力小于供液能力区

　系统效率η

　0

　hl(动液面)

　h_pump(泵深)

　η

　冲次n

　供排基本

　协调区

　管柱不动条件下，提高系统效率优化版图

　抽汲能力大

　于供液能力区

　抽汲能力小于供液能力区

　0

　n(冲次)

　ql

　油井生产数据与技术资料录取

　区块提效技改整体方案的编制

　地面拖动系统技术改造

　单井不动管柱优化设计

　技术改造效果评价