内科《应急预案》-袖珍手册

2011年3月二、评价方法及技术路线三、开展主要工作一、前言四、取得主要成果五、认识及建议目录鲁明公司2010年生产耗电4863.65万千瓦时，提液系统耗电3254万千瓦时。占总生产能耗的66.9%。分公司提液系统耗电占总生产能耗的54%。一、前言提液系统耗电占总生产能耗的百分数54.0%66.9%61.0%76.1%96.8%88.9%91.6%89.7%23.9%86.8%96.8%0.0%10.0%20.0%30.0%40.0%50.0%60.0%70.0%80.0%90.0%100.0%分公司鲁明济北商河临邑滨东富林高青昌邑滨海沾化截止到2010年底，公司共有油井785口，开油井660口，开井率84.1%(含合作井）。一、前言提液类型总井数（口）开井数（口）总液量（万方）所占百分比（%）抽油机井657553188.8678.3螺杆泵井1189747.5619.7其它井10104.82合计785660241.22100在提液能耗评价和考核方面，目前国内外石油行业普遍应用的是以机采系统效率和百米吨液耗电为主要指标的传统评价考核体系。这两个指标在本质上是一样的，是常数关系。PQHPgHQ3.881686400HQWx67.31x传统的考核指标体系系统效率：百米吨液耗电：两者之间关系：一、前言目前涉及抽油井系统效率评价与管理相关的行业标准有三个。SY/T5264-2006SY/T6275-2007SY/T6374-2008一、前言传统的考核指标体系油田类型特低渗透油田低渗透油田中高渗油田k11.61.41.0泵挂深度＜1500米1500米～2500米＞2500米k21.001.051.10监测项目限定值节能评价值电机功率因数≥0.40/平衡度L（%）80≤L≤110/系统效率（稀油井）（%）≥18%/（k1.k2)≥29%/（k1.k2)系统效率（稠油热采井）（%）≥15≥20一、前言传统的考核指标体系传统考核指标体系始终没有解决提液能耗评价和能耗潜力预测的问题，无法确定合理能耗水平和掌握潜力分布情况。鲁明公司历年机采系统效率趋势图从2010年系统效率变化趋势来看，通过多方面的工作，系统效率逐年提高，但公司整体水平还能提高多少，潜力在哪说不清楚。一、前言因提液系统的能耗受油藏类型、开发阶段、配套能力、管理水平综合影响，各开发单位的提液合理能耗水平有较大差异。一、前言1012141618202224262830孤东桩西临盘鲁胜孤岛胜采东辛分公司河口纯梁现河鲁明滨南海洋中心东胜系统效率28.728.628.528.1282827.126.826.325.525.425.124.82420.114.3系统效率（%）分公司各开发单位机采系统效率对比图25.6传统评价指标体系存在的主要问题：1.目前的考核评价方法，不能科学、客观、公正的反映油井管理水平。油井系统效率是动态变化的，其影响因素很多：•油藏类型：例如稠油油藏跟稀油油藏•开发阶段：例如油田开发初期和开发的中后期；•开发方式：例如水驱和三采；•油藏介质:含气量、含砂量的变化；•工况运行：参数设计、管理是否优化。诸多因素造成各油井的系统效率各不相同，因此系统效率绝对值指标不能科学的反映各开发单位的能耗管理水平。一、前言2、缺乏系统效率潜力分析和评价手段，治理对象选择没有科学依据。传统的评价方法，通常根据油井当前系统效率值大小，来定性判断能耗潜力的大小。一般认为当前系统效率高，则系统效率提高潜力小；当前系统效率低，则系统效率提高潜力大。这种观点已经被实践证实是错误的。油井能耗潜力的大小受油井自身条件和工况的影响，可以说一口井一个样。因此再用传统的评价方法来判断油井能耗潜力，在治理对象的选择上带有一定的盲目性，造成了人力、物力上的极大浪费。一、前言3.影响系统效率关键因素不明确，油井治理没有针对性。影响系统效率的具体因素很多，不同的油井影响其系统效率的关键因素也不尽相同（可能是地面设备、井下管柱、工作参数等）。由于没有行之有效的判断手段，没有科学、可靠的决策依据，因此无法确定提高油井系统效率的关键因素，就无法有针对性开展油井治理，实现治理的有效性。一、前言基于以上原因，在分析鲁明公司当前提液能耗现状的基础上，利用优化预测技术，在保障液量、生产周期、系统效率最佳匹配的前提下，以举升系统“降耗率”作为评价指标，评价公司目前抽油机井提液系统能耗水平并预测合理的降耗空间。（数据截止2010年4月底，测试数据由技术检测中心能源检测所完成，数据处理由胜利软件公司完成。本研究历时8个月。）一、前言一、前言三、开展主要工作二、评价方法及技术路线四、取得主要成果五、认识及建议目录考虑油井生产的实际情况，按照“系统考虑、分步评价”的原则开展评价工作。系统考虑：在保证产量不降的前提下，整体考虑地面和井下各节点对系统效率的影响和下步调整方向。分步评价：一是油井正常生产情况下通过地面生产参数的调整实现节能降耗的潜力；二是油井躺井后，维护作业时通过优化调整管杆泵的匹配和生产参数，实现节能降耗的潜力。二、评价方法及技术路线以“机采系统优化设计技术”中“理论输入功率”的计算方法为基础，利用油井实测数据和原油高压物性参数对计算模型进行拟合和修正，建立跟实测数据高度吻合的输入功率计算模型。由此可计算每口井当前能耗及预测该井同油藏条件、同产量下最佳能耗，通过计算和分析“降耗率”，对油井的节能潜力做出预测和评价。（一）评价方法二、评价方法及技术路线二、评价方法及技术路线机采系统能耗评价技术核心是准确找出一口井可实现的最佳输入功率值，为此我们提出“降耗率”来判断一口井的能耗潜力。系统效率=有效功率/电机输入功率×100%输入功率系统效率但输入功率不可能无限制的降低，系统效率也不可能无限制的提高，因此每口井必然有一个最佳输入功率值。（二）评价指标R=（1-P最佳/P目前）*100%R——降耗率P目前——目前生产状态下的机采系统输入功率，kW；P最佳——相同产量下能耗最低机采参数组合对应的输入功率，kWR值的范围为0～100%。R值越小，该井的节能潜力越小；R值越大，该井的节能潜力越大，当R值为0时，其节能潜力为零。“降耗率”是油井自身状况的比较，是一个相对值。用“降耗率”作为油井（区块、油田）能耗管理、评价、考核的标准，更加的科学、合理，且具有很好的可操作性。（二）评价指标——定义二、评价方法及技术路线输入功率的理论体系找出各部分功率的主要影响因素及建立各部分功率计算的函数关系式。P输入=P有+P地+P粘+P滑-P膨η=P有/P入=P有/（P地+P粘+P滑+P有-P膨）（二）评价指标——理论依据二、评价方法及技术路线有用功率（Pef）在一定扬程下，将一定排量的井下液体提升到地面所需要的功率称作有效功率。Pef＝Qtρlgh/86400h=H+（P油-P套）/ρlQt－产液量ρl－混合液密度g－重力加速度h－有效扬程（二）评价指标——理论依据二、评价方法及技术路线输入功率的理论体系地面损失功率（PU）深井泵生产过程中，地面抽油机和电机所损耗的功率。Pd：电机空载功率S：冲程n：冲次F上：光杆在上冲程中的平均载荷F下：光杆在下冲程中的平均载荷K1、K2：地面损失功率同光杆在上、下冲程中的平均载荷的相关系数（二）评价指标——理论依据二、评价方法及技术路线输入功率的理论体系粘滞损失功率深井泵生产过程中，被举升的液体因与油管、抽油杆发生摩擦而损耗的功率称作粘滞损失功率。上冲程：发生在液柱与油管壁之间；下冲程：发生在液柱与抽油杆之间μi：在li段油管中的液体的平均粘度li：第i段油管长度m:管径杆径比T油层：油层温度T口：井口温度T析：原油析蜡温度Q油：产油量fw：含水率、0：50℃脱气原油粘度iLi=K10（T油层－T析）+K20Q油（T析－T口）+K30（-f2w+1.2fw）+C（二）评价指标——理论依据二、评价方法及技术路线输入功率的理论体系滑动损失功率：因抽油杆与油管发生摩擦以及泵柱塞与泵筒间发生摩擦而损失的功率称作滑动损失功率。Pk=2fk·q杆·l水平·S·nfk：杆与管的摩擦系数q杆：单位长度杆柱重量l水平：抽油杆在斜井段的水平投影长度（二）评价指标——理论依据二、评价方法及技术路线输入功率的理论体系A：当P沉≥PbP井口时B：当P沉≥Pb且P井口≥Pb时，P膨=0C：当P井口P沉Pb时D：当P沉Pb且P井口P沉时，P膨=0110110ln86400105井口膨PPQPpbb110110ln86400105井口沉沉膨PPQPp溶解气膨胀功率原油在举升过程中，溶解气因所受压力的降低而不断从原油中析出，转化成体积膨胀能而作用于举升系统，这一功率称作溶解气膨胀功率。（二）评价指标——理论依据二、评价方法及技术路线输入功率的理论体系假设条件：油井的生产液量相对稳定（不更换抽油机），即油井的动液面相对稳定（在一定的产液量、动液面、油套压的前提下）•泵径、泵深•冲程、冲次•管径、杆柱钢级•满足生产要求的参数组合满足要求的所有参数组合•每种参数组合对应的输入功率和系统效率输入功率计算公式•泵径、泵深•冲程、冲次•油管组合、抽油杆组合•杆柱钢级能耗最低原则确定P最佳•R=（1-P最佳/P目前）*100%系统降耗率能耗最低机采设计方法二、评价方法及技术路线（二）评价指标——具体算法（二）评价指标——具体算法二、评价方法及技术路线基础数据高压物性设备数据生产数据模型拟合修正（泵效、功率、功图）评价条件设定（产量不降的前提等）评价标准（输入功率最低）评价类型设定（按单位/区块/单井）评价结果(能耗潜力等）（三）评价技术路线二、评价方法及技术路线二、评价方法及技术路线一、项目概况三、开展主要工作四、取得主要成果五、认识及建议目录工作内容合计(口）实际完成工作量（%）资料收集计划440100实际440现场抽测计划26483.7实际221模型校对计划26483.7实际221单井评价计划440100实际440评价报告实际完成评价报告鲁明公司提液系统潜力评价项目工作量统计表（未含合作油井)三、开展主要工作（一）资料收集分类资料主要内容油井基本信息公司、子公司、队、区块、井号、生产层位、井段、油层中深高压物性油层温度、原油密度、油气比、饱和压力、溶解系数、析蜡温度、凝固点、地层粘度、月度生产数据月份、生产层位、产量、含水、油压、套压、动液面、泵径、泵深、冲程、冲次、油管组合、抽油杆组合功率测试数据测试时间、输入功率、产量、含水、动液面、油压、套压、泵径、泵深、冲程、冲次地面设备数据抽油机型号、生产厂家、冲程、大轮直径、传动比、电机型号、生产厂家、额定功率、电机转速、皮带轮径、特殊调速方式累计收集440口油井资料。三、开展主要工作（二）现场测试在公司每个油田、开发单元、生产层位都按比例抽测;开发单元内油井按日产液量从高到低排序，以主力产量为主，每个产量区间都抽测；抽测中兼顾不同泵径、不同抽油机机型；考虑间开井特殊情况，选择少量井进行测试。抽测选井原则:测试油井覆盖公司所有开发单元。按50%比例抽测。三、开展主要工作（二）现场测试现场测试油井共221口，占公司抽油机井440口的50.2%。测试初期完成油井测试155口，结合电表计量折算功率对比情况，为提高模型拟合的准确度，增加油井测试数量66口。三、开展主要工作采油矿滨东滨海昌邑高青济北商河沾化总计测试井数(口)12312021114322221鲁明油井测试数量统计表（三）数据分析与处理通过对数据的分析，找出52口井数据存在明显错误，例如系统效率异常、杆管组合与泵挂不匹配、高产量井沉没度为负等。经过对各项数据的落实和校核，发现这些异常主要是由动液面、套压、输入功率不准确造成的。处理方法：1.动液面：动液面复测;2.套压：落实油井实际套压值；3.输入功率：进行复测；对电表计量波动大，日耗电量取平均值。三、开展主要工作（四）模型校对根据现场测试输入功率，进行各开发单元输入功率理论模型的拟合和修正，共完成33个开发单元的模型校对（中