...井机采系统效率影响因素分析
张琳
[摘 要]油井在生产时，如果泵效变差，会产生很多危害，如影响油井的沉没度、产量及杆管泵的寿命等，保持良好的泵效，是油井正常生产的保障。
本文分析了导致油井泵效变差的各种因素，并结合一矿702队采油井在日常生产中的实际情况，对泵效变差井的治理措施进行了探讨，对今后油井泵效的治理具有指导作用。
[关键词]泵效；影响因素；治理措施
中图分类号：TE933.1 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）31-0300-01
1 影响油井泵效的因素
抽油机井泵效为实际产液量与泵的理论排量的比值，用公式表示为η=Q液/Q理×100%（Q液为油井实际产量，Q理为泵的理论排量）。
泵效的高低是杆、管、泵性能好坏、地层能量是否充足及抽汲参数是否合理的一种表现。在实际生产中，我们遇到过多种原因导致泵效变差的情况，大体可以分为三种情况。
（1）设备因素：泵的制造质量和安装质量差、设备损坏或由于出砂、结蜡使凡尔闭合不严会导致泵效变差，而且抽油管漏、抽油杆断、光杆被割、地面组合阀不严等情况也会使泵效明显变差
（2）参数因素：油井参数过大，導致注采不平衡，使理论排量远大于油层供液能力时，出现供不应求的现象，会使泵效下降
（3）地质因素：地层供液不足或连通水井停注时，油井井底汽液供应能力会明显降低，油井泵效会下降
2 泵效变差井治理措施
为了保证油井产量、提高机采效率，702队在日常管理中始终将泵效管理作为一项重要内容。
发现油井泵效变差，员工及时报告工程技术员，技术员结合现场泵效、电流、油套压等数据进行分析判断，初步确定导致泵效变差的原因是设备因素、参数因素还是地质因素，再根据功图、量油及井上情况等最终确定泵效变差的具体原因，从而制定出有针对性的措施。上措施后，还要不断监测功图、液面、泵效，有必要进行动态调整的要及时进行调整。
我们对于泵效差井的治理实现了程序化、科学化，日常管理变得有据可循，泵效管理工作的效率和措施制定的准确性都明显提升，在实际工作中取得了很好的效果，下面列举702队出现的一些泵效变差的典型情况进行分析。
2.1 抽油泵漏失、抽油杆底部断脱导致泵效变差
以葡10-7-50井为例，该井于2015年6月7日发现泵效变差，第二天测试功图液面进行核实，显示泵漏失、沉没度明显上升，达到754.01米。
该井5月25日打过化清，之后也没有出现电流异常的情况，可以排除凡尔结蜡导致泵效变差的情况，判断为抽油泵出现问题，因此申报检泵。
该井于6月18日检泵完井，之后连续三次测试功图正常、沉没度稳定，并且持续好泵效，达到正常生产状态。
再以葡115-54井为例，该井于2015年1月7日发现井口无泵效，测试电流显示倒挂、测试泵效时压力值一直保持在油压值不动，用管钳旋转光杆不动，初步判断为底部断脱。第二天测试功图液面进行核实，确定为杆断。该井正常生产时沉没度长期在300米以上，地面参数已无调大余地，因此申请随检换大泵。
该井于1月18日随检换大泵完井，之后连续三次测试功图正常、沉没度稳定，并且持续好泵效，达到正常生产状态，冲次也由原来的6次/分降为3.5次/分。
2.2 光杆上提被锯导致泵效变差
以葡112-49井为例，该井于3月23日发现井口无泵效，测试电流显示倒挂、测试泵效时压力值一直保持在一定值不动，光杆有明显上提被锯的痕迹，第二天测试显示杆断，该井泵径为83mm，有脱节器，判断该井光杆上提后脱节器脱开，因此申报小修换光杆。
该井于3月25日换光杆，小修后测试泵效好、电流正常，测试功图正常，达到正常生产状态。
2.3 井底结蜡导致泵效变差
以葡10-7-47井为例，该井于6月19日发现泵效变差，第二天测试功图液面，显示漏失，该井平时参数、液面一直很稳定，根据实际情况可以排除杆断、抽油泵磨漏或气体刺漏抽油泵等可能，而且自2014年12月份作业后一直未化清过，判断该井为凡尔结蜡导致泵效变差。
6月20日该井进行吊杆打化清处理，化清后该井泵效明显好转，电流恢复正常，6月24日测试功图、液面均恢复正常，达到正常生产状态。
2.4 地层出砂导致泵效变差
以葡10-8-49井为例，该井于6月21日发现泵效变差，第二天甚至出现卡井现象，之后进行过吊车吊杆打化清的措施，但未起到任何效果，光杆也未吊动，该井之前有过出砂记录，判断这种情况是由于地层出砂所致，为了较彻底消除出砂影响，因此申请化学固砂。
该井于7月29日化学固砂完井，之后连续测试功图正常，沉没度趋向合理，持续好泵效，达到正常生产状态。
2.5 抽汲参数过大导致泵效差
以葡10-4-47井为例，该井于6月14日发现泵效不如以前，油压明显下降，打开取样口发现不能连续出油，出气较多，测试功图液面显示气影响，该井冲次达到6次，判断该井参数过高导致注采不平衡，出现“供不应求”现象，需尽快对该井进行降参。
第二天，立即对该井进行降冲次（6↓4），之后该井泵效明显变好，测试功图显示正常，达到正常生产状态。
2.6 地层供液不足导致泵效差
以葡111-54井为例，该井于2014年11月1日发现泵效不如以前，油压明显下降，打开套管出气较多，测试资料显示从9月份开始该井一直处于液面较低、气影响的状态，而且与该井地层连通的葡110-53井也是长期低液面、气影响，因此判断该井地层供液能力不足导致泵效变差。
该井连通水井葡185于2014年11月17日方案提水（75m？/d↑85m？/d）。大约20天后测试泵效明显变好，测试功图、液面正常，达到正常生产状态。endprint
再以葡114-55井为例，该井2014年12月机械堵水，堵水后该井严重供液不足，井口无泵效，取样不出油。
立即对该井进行降参，先后将冲次、冲程降至最低后，仍然供液不足、低液面、泵效差。因此立即对该井执行低液面间抽，通过摸索确定该井间抽制度为停井3天启抽1天。目前该井每当启抽时都能保持好泵效、功图正常。
3 702队泵效治理效果
702队自2015年7月份以来，共治理泵效差井37口，包括泵漏失10口、抽油桿断6口、井底结蜡2口、地层出砂3口、光杆被割2口、井口组合阀不严1口、参数过大4口、地层供液不足9口，目前这37口井通过作业、参数调整、间抽、水井提水等措施，均已恢复好泵效。
所取得的效果主要体现在两方面：
（1）泵效差井比例明显减少
由16.5%减少到0。
值得一提的是，702队2015年以来先后有13口水井进行钻控放压，共计16口油井受影响，这16口油井钻控前均为正常生产井，平均沉没度由钻控前的311米降到钻控后的238米，但通过降低参数、低液面间抽等措施的治理，这16口井目前均保持良好泵效，处于正常生产状态。
（2）因泵效差导致的作业井比例降低
由23.07%减少到13.48% 。
（3）平均沉没度持续下降、沉没度合理率显著提升
由84.1%提高到95.2%。
4 认识和结论
（1）油井泵效是动态数据，要根据实际生产情况及油套压、电流、回油温度等数据变化及时测试，才能及时发现泵效变差；
（2）油井泵效变差后，要准确录取数据，综合分析找出影响泵效的主要因素，才能有针对性地制定出最合理的措施，值得注意的是对于需要作业的井，要首先考虑是否应该进行堵水、固砂等措施，再考虑是否符合随检换泵的要求，最后才考虑进行检泵；
（3）采油队要加强日常巡检，尽量避免光杆破坏、井口被憋导致设备损坏从而造成油井泵效变差的情况出现；
（4）采油队要加强电流监测，对于到周期、负荷增大的井及时打化清处理，尽量避免井底结蜡导致泵效变差或因负荷增大而导致杆断的情况出现；
（5）及时治理参数过高、供液不足等情况导致泵效变差的井，使泵效、功图、液面恢复合理，对于保护杆、管、泵等井下设备，降低油井作业率、延长检泵周期以及沉没度治理等有很大作用。endprint
