蔡 萌1，2
1.大庆油田有限责任公司采油工程研究院；
2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室
摘 要：机械采油是大庆油田主要采油方式，目前面临着机采井体量大、能耗总量控制难，区块储层差异大、机采指标提升难度大，员工总量减少与油井数量增加矛盾日益突出、管理难度大等问题。为此开展了老油田机采提效改造技术的研究与攻关，实施机采提效、井筒治理、机采数字化、机采标准化、示范区五大建设工程。机采提效中应用抽油机节点分析技术、等壁厚螺杆泵采油技术、超长冲程采油技术等，保证合理流压。井筒治理方面，建立措施图版，提高井筒治理水平。围绕新产品新技术检测评价、维护操作等方面，“十三五”期间共制修订标准25项。机采数字化建设方面，建立了基于电参数的工况诊断分析模型，攻关形成基于电参数的抽油机井自动优化运行技术。通过老区A油田和外围B油田两个示范区建设，实现提效技术集成落地应用，措施后，节电1131×104kW·h，检泵率分别下降2.0个百分点和0.9个百分点，应用效果显著。
关键词：机械采油；提效；井筒治理；数字化；标准化；示范区
大庆油田机械采油技术历经40多年发展，形成了抽油机、螺杆泵、无杆泵三大主体技术系列，通过不断创新—实践—优化—提升，实现了不同排量、不同井型、不同驱替方式油井全覆盖，支撑了油田的持续高产和稳产。目前机采井超过7万口，其中抽油机井、螺杆泵井、电泵和新型无杆泵井占比分别为88%、10%、2%。伴随大庆油田不断发展，机采井技术指标持续向好：一是系统效率稳中有升，平均系统效率28%以上；二是检泵周期进一步延长，平均检泵周期800d以上；三是机采能耗得到较好控制，较“十二五”末降低了10%。
机采指标虽持续向好，但老油田机采提效仍面临3个主要问题：（1）机采井体量大，点多面广，尤其随着低渗透、特低渗透储层的深入开发，低产低效井占比逐年增加，能耗总量控制难度加大 ；（2）长垣老区和外围油田储层差异大，机采指标提升难度大，老区储层发育好，渗透率高，供液能力足，平均单井产液高，水驱、聚合物驱、复合驱并存，检泵率较高，而外围油田储层发育差，渗透率低，供液能力差，平均单井产液低，系统效率低，二者差异性明显 ；（3）员工总量减少与油井数量增加的矛盾日益突出，人均管井数逐年增加，且油田数字化覆盖率较低，测试工作量大，工况分析诊断及时率较低，管理难度大。
为解决大庆油田面临的机采井提效困境，依托中国石油勘探与生产分公司“3+1”机采提效总体工作部署（“3+1”指机采提效、井筒治理、机采数字化和技术标准化），大庆油田自2020年，紧密围绕“提质、提效、降本”要求，开展了老油田机采提效改造技术研究与攻关。围绕机采提效、井筒治理、机采数字化、机采标准化4个方面实施建设工程，同时，建立机采提效示范区，树立机采提效精品工程，以点带面，推动老油田机采井提效技术快速发展。
1 机采提效工程建设
1.1 老区机采提效
“十三五”末，大庆油田老区共有机采井4万余口，井数多、能耗基数大，精细挖潜系统效率是老区机采提效的工作重点。2020年开始主要围绕抽油机节点优化分析和提效技术研究两方面开展工作，形成了抽油机节点分析技术、塔架式抽油机采油技术、等壁厚螺杆泵采油技术。
抽油机节点分析技术，通过深入分析抽油机运行方式，从效率源头出发，将抽油机井系统细分为6个节点，分别为拖动装置、抽油机、密封盒、抽油杆、含气液柱、抽油泵，形成抽油机系统节点划分，建立抽油机井六维效率因数雷达图（图1），分析拖动系统效率、抽油机效率、密封盒效率、杆柱效率、气体膨胀效率、抽油泵效率各处的节能潜力，明确挖潜方向。现场实施原则：一是坚持“一井一策”原则，根据抽油机井六维效率因数雷达图确定挖潜方向，量身打造节点优化措施；二是坚持“简单、经济、适用”原则，明确优化措施流程，不动管柱优先实施，动管柱随检泵作业实施。截至2021年6月，现场试验439口井，系统效率提高1~2个百分点，节电率为8.1%~26.5%。
图 1 抽油机井六维效率因数雷达图
新型抽油机方面，发展完善了塔架式抽油机采油技术，并阐明了其适用井况。塔架式抽油机改变了游梁式抽油机的平衡方式，由直接平衡取代了曲柄平衡模式，传动环节少，降低了装机功率，提高了系统效率。现场应用436口井，平均装机功率由37kW降至22kW，系统效率由24.2%提升至32.1%，节电率为23.2%，主要适用于中高排量油井举升。
螺杆泵举升技术方面，针对常规螺杆泵定子橡胶溶胀大、受力不均、寿命短、停机扭矩释放存在安全隐患等问题，围绕结构设计、地面驱动、参数优化3方面开展工作，创新发展了等壁厚螺杆泵采油技术，图2为等壁厚螺杆泵三维结构。（1）针对螺杆泵本体进行结构研发，持续优化定子、转子结构和型线设计，实现定子橡胶溶胀均匀，转子运动轨迹更圆滑，无曲率突变点。优化后，扭矩下降23%，系统效率提高7.4个百分点。（2）研发新型地面直驱装置，由电动机直接驱动光杆，取消皮带传动，减少井口运动部件，提高传动效率。螺杆泵停机时，由原来光杆瞬间“急刹”改为缓慢“点刹”制动，消除了井口操作时存储扭矩突然释放导致的安全隐患。（3）明确了螺杆泵工作参数合理匹配原则，坚持“降泵型、提转速”原则，同等工况下，通过降低一级泵型、提高工作转速，扭矩可下降18.9%~25.3%，系统效率提高6.8~7.1个百分点。等壁厚螺杆泵采油技术现已实现工业化应用，与常规螺杆泵相比，系统效率提高5.3个百分点，检泵周期延长137d，满足了聚合物驱、复合驱等复杂流体介质井、平台井和环境敏感区井的举升需求。
图2 等壁厚螺杆泵三维结构
1.2 外围机采提效
大庆外围油田共有抽油机井2万余口，日产液低、系统效率低。以提高低产井系统效率为核心，提高泵充满度为手段，采用优化间抽时间、提高有效冲程两种方式，应用不停机间抽采油技术、超长冲程采油技术，保证合理流压，和谐供排关系。
不停机间抽采油技术，采用曲柄整周运行与摆动运行组合的工作模式，实现停泵不停机。克服了常规间抽人工启停机工作量大，工作制度合理性尚需完善，雨季、冬季执行难度大的弊端，同时在理念、技术、管理方面实现三大创新。理念创新方面，间抽制度由停8h、开16h转变为10min或20min小间隔自动间抽。技术创新方面，研发了不停机间抽驱动控制系统，实现抽油机自动运行。管理创新方面，形成了单井个性化工作制度的自动优化方法，实现个性化运行、高效稳定生产。不停机间抽采油技术现场应用效果良好，与常规间抽相比，系统效率提高3个百分点，节电率达36.7%，已成为低产老井提效改造主体技术。
超长冲程采油技术，是人工举升领域的一次跨越性发展，首创“超长冲程、超低冲次”举升理念，以“超长冲程抽油机、柔性光杆和长冲程泵”为核心（图3）。与常规抽油机相比，超长冲程采油技术具备四大技术优势：一是系统效率高，最大冲程为50m，冲程损失比例仅为常规抽油机的1/13；二是检泵周期长，最低冲次为1h-1，每天冲次数为常规抽油机的1/60，杆管磨损次数显著降低；三是清蜡效果好，配套专用井筒刮蜡装置，随抽油杆往复运动对全井筒清蜡；四是管理效率高，地面控制装置直读产量、动液面、电参数、示功图等数据，降低了人工成本。
图 3 超长冲程采油技术示意
超长冲程采油技术已形成系列化，可满足斜角30°、日产液40m3以内油井的举升需求，应用过程中可根据油井泵挂深度，制定相应技术对策，提高系统效率，降低生产能耗。泵挂深度小于1500m，采用柔性光杆+常规钢杆+长冲程抽油泵的组合方式；泵挂深度大于1500m，采用柔性光杆+碳纤维抽油杆+加重杆+长冲程抽油泵的组合方式。截至2021年6月，现场应用408口井，平均冲程为45.2m，冲次为4.1h-1，与常规抽油机相比，系统效率由10.8%提至18.7%，节电率达55.4%，充分验证了超长冲程采油技术的可靠性，应用前景广阔。
2 井筒治理工程建设
对 抽 油 机、 螺 杆 泵 两 类 有 杆 举 升 方 式 井 的 检泵原因分析发现，抽油机井中泵、杆管问题占比为88.1%，螺杆泵井中泵、杆管问题占比为89.4%。确定检泵原因后，以技术提升和管理提效作为井筒治理工程建设的切入点。
在技术上采取多措并举的方式，建立井筒治理技术提升措施图版（图 4），提供技术指导，提高井筒治理效果。抽油机井方面，针对“磨、断、卡、漏”等问题，形成四大类11项治理措施，与“十二五”末相比，现在的检泵次数减少1302井次，检泵周期延长68d。螺杆泵井方面，以降低作业成本、提高洗井质量、增加举升扬程为目标，形成三大类治理措施，与“十二五”末相比，现在的检泵次数减少988井次，检泵周期延长163d。
图 4 井筒治理技术提升措施图版
在管理上精益求精，实施精细管理措施，提高井筒治理水平。一是建立设计标准，实现合理匹配。从方案设计入手，从源头上建立与不同井况匹配的设计图版，规范应用，确保单井精准施策。二是注重日常管理，实现精细管控。认真落实日常管理重预防、故障出现重落实、问题处理重优化、方案落实重执行、施工过程重监督的“五重”管理理念，形成“少发生、早发现、提效率、保质量”精细管理措施（表1），实现对井筒全生命周期的规范管控与治理。
表 1 井筒精细管理措施
3 机采数字化与标准化工程建设
3.1 机采数字化
“十二五”以来，建立了以庆新油田、萨北油田为代表的机采数字化试验区，初步形成了数据自动采集、远程控制、生产预警、指挥协调于一体的生产管理模式，建立基于电参数的工况诊断分析模型（图5），攻关形成基于电参数的抽油机井自动优化运行技术。一是形成基于电参数的工况诊断分析方法，建立电参数与力学参数的转换模型，根据电参数、电动机转速及曲柄位置等数据，通过力学传递关系，反演示功图，实现工况分析诊断，准确率达95%以上。二是形成基于电参数的产量和动液面计算方法，采用有效冲程法，对每一冲程进行积分迭代计产，理论产液量准确率达90%。采用有效液柱载荷法，计算上、下冲程平均载荷，得出动液面，理论误差50m以内。三是建立自动优化运行工作制度，实时判断抽油泵充满度，自动调整工作模式，实现抽油机井全过程自动优化运行，合理流压稳定生产，提高系统效率。截至2021年6月，现场应用1000口井，系统效率提高2个百分点，运行时率提高1.5个百分点。
图5 基于电参数的工况诊断分析模型
3.2 机采技术标准化
“十三五”以来，围绕新产品新技术检测评价、维护操作等方面，共制修订标准25项，为机采技术规范化应用、科学化管理提供了保障。为提高行业话语权和影响力，积极推进国际标准制修订工作。2021年完成《潜油直线电机》国际标准立项工作，实现了中国石油天然气集团有限公司（简称中国石油）机采设备领域国际标准制定“零”的突破。
4 示范区工程建设
以“目标导向、问题导向、结果导向”为根本遵循，2020年根据大庆油田老区和外围储层特点，建立了2个机采提效示范区，实现提效技术集成落地应用。
4.1 老区油田示范区
老区A油田机采提效示范区共有机采井1700余口，系统效率、检泵周期等主要指标均低于全厂平均水平，降本增效挖潜空间大。以降检泵率、返工率为核心，通过抽油机机型优化匹配、节能抽油机扩大应用、抽油泵抽汲参数优化、井筒杆管偏磨防治、抽油机井自动优化运行技术的不断配套完善，形成老区A油田机采提效示范区建设图版（图6）。2021年示范区效果：（1）实施机采提效1590井次，系统效率提高2.41个百分点，节电870×104kW·h；（2）实施井筒治理技术473井次，检泵率下降2.0个百分点，检泵周期延长21d。
图 6 老区 A 油田机采提效示范区建设图版
4.2 外围油田示范区
外围B油田机采提效示范区共有机采井1000余口，平均日产液2.9m³，系统效率为11.3%，提效潜力大。以“提效率”为核心，重点推广超长冲程采油、不停机间抽、杆管偏磨治理等技术，形成外围B油田机采提效示范区建设图版（图7）。2021年示范区效果：（1）实施机采提效596井次，系统效率提高1.6个百分点，节电261×104kW·h ；（2）实施井筒治理技术296井次，检泵率下降0.9个百分点，检泵周期延长36d。
图 7 外围B油田机采提效示范区建设图版
依托机采提效示范区工程建设，构建“五化”作业管理体系，提高示范区管理的全面性、及时性和有效性。（1）设计标准化。按照“动态管理”理念，实时分析、实时调整，确保技术措施精准实施。（2）流程规范化。分类管理，明确不同井况工作重点，实现“能完善不停井，能处理不作业”目标。（3）治理系统化。每月开2~3次治理分析会，讨论分析，明确治理重点。（4）施工专业化。由“分散管理”向“集中管理”转变，测试班组与加药班组整合，构建厂、矿、队三级监督。（5）管理精细化。形成多项精细管理措施，总结管理经验，推动日常管理图版化，提高效率。通过技术和管理创新，最终形成可复制、可推广、可借鉴的示范区建设模式。
5 结束语
面临“十四五”时期的新形势、新任务，大庆油田将继续贯彻落实“3+1”工作部署，做好“十四五”机采提效技术发展规划和顶层设计，从机采井提效改造、井筒有效治理、数字化快速建设等重点工作入手，重点围绕提效理论、提效技术、数字化建设、示范区建设4方面开展工作部署，加快技术创新，加速成果应用，深挖提效潜力，提升管理效能，努力打造高标准、高水平、高效益精品示范区，为中国石油支撑引领油气行业高质量发展贡献力量。
提效理论方面，一是继续完善系统效率节点分析理论模型，丰富匹配模板，进一步精细挖掘潜力。二是开展节能抽油机、电动机及控制柜全生命周期技术经济评价，规范组合使用原则，提高节能效果。
提效技术方面，一是完善配套成熟技术。老区推广抽油机井节能措施优化技术，扩大塔架式抽油机等技术应用规模，进一步挖潜系统效率；外围油田推广应用不停机间抽和超长冲程采油技术，扩大技术适用范围，进一步提升系统效率。二是攻关新型无杆泵举升技术。攻关电潜隔膜泵和电潜双螺旋泵等新型无杆泵举升技术，满足大斜度井、水平井举升需求；攻关无杆泵连续管采油作业一体化技术，提高作业效率。
数字化建设方面，一是完善基于电参数的抽油机井自动优化运行技术，提高产液量和动液面计算准确率。二是攻关完善基于电参数的机采井群控技术，形成智能化管控模式，提高人均管井能力。
示范区建设方面，按照“分批推进、逐步实施”和“边应用、边完善、边总结、边固化”模式，全力推进两个示范区建设。
蔡萌.大庆油田机械采油提效改造及示范区建设[J].石油科技论坛,2022,41(3):43-49.
Cai Meng.Renovation and Demonstration Zone for Artificial Lift Efficiency Improvement Constructed in Daqing Oilfield[J].Petroleum Science and Technology Forum,2022,41(3):43-49.
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