“三低井”是低液、低能、低含水状态的油井的统称。“三低井”在日常生产中、液体流速低、井简易结蜡、地面温度低,冬季生产管线回压高．易堵管线．冬季生产管理难度增大。三低井泵挂深,井斜变化大，井筒状况复杂,为了减少杆管摩擦带来的影响，最好采取长冲程、慢冲次，生产。“三低井”原油中溶解蜡析出蜡粘附于管杆表面，将会引起油井杆柱载荷逐渐增加，严重时带来蜡卡井停产。

1“三低井”生产隐患简析

1.1井筒隐患特点

地层流体通过深井泵的举升,到达井口。在井筒举升过程中,“三低井”由于低含水率因素的存在,使得流体粘度增大,在地层流体与深井泵凡尔相互作用时,两者之间磨擦阻力增大,从而增加滞留力,导致凡尔座闭缓慢甚至不工作,使得泵筒内充满系数低,泵效降低。

1.2地面隐患特点

在地面管线输送过程中,“三低井”由于其生产特性,最终表现出高回压生产,尤其是在冬季中,因外界环境温度的降低,导致产出液油流粘度增大,甚至冻结,使得单井回压进一步提升,如果不采取各类保障措施,必然会带来管线堵塞、井口憋刺、地面管线憋爆,甚至导致油井躺井发生。

2、 “三低井”现状

以注采站为例。根据统计，区块目前正在生产的“三低”油井70口，占到了开井数的54.6%、日产液410.9吨，占注采站油井日产液量的8.8% :而日产油188.6吨,占A注采站油井日产油量的56.3 %、综合含水仅为37.9%。可以看出、“三低”油井的生产状况是制约原油产量稳定的一个重要因素,所以在冬季生产中,如何保证“三低井”的正常生产、将是一个重要课题。

3、冬季“三低井”管理模式的创建

针对“三低井”生产特点,以“地层能量提升.井筒清蜡降粘、地面提温降压”为手段,按照“两全一多”--全员化、全方位、多措施的管理模式,推动实施“三低井”循环管理流程,从而通过“人、技”并举，实现“三低井”冬季稳定生产,为提升产量打下夯实基础。

3.1全员化管理

建立从干部到职工的全员化管理模式，通过三级人员共同努力，推动冬季“三低井”管理的高效运作。树立“难点问题人人参与”的工作理念,对冬季“三低井”管理全员参与进来,对出现的各类问题实现及时发现、及时诊断、及时处理的“三及时”,减少冬季生产中“三低井”隐患存在的时间及几率。

3.2全方位治理

抓住从地层到井筒到地面的全方位治理,确保冬季“三低井”生产隐患彻底根治。坚持抓好日常的注采开发,补充地层能量,提升“三低井”产能需求;井筒维护措施摸排合理,实现井筒载荷稳定生产;地面保障措施实施到位,保障地面管网安全输送。

3.3措施手段多

应用从井筒降载到地面输送的多措施手段,实现冬季“三低井”综合技术保障。井筒上坚持“以防为主、以清为辅”地面上坚持“一冲二提三串掺”的治理原则,通过集成应用各类井筒、地面降载降压措施，推动冬季“三低井”集成技术的应用,最终保障“三低井”安全过冬,稳定产量基础。

4 机采系统的原理

抽油机升举过程中，会产生电动机的输入功率，也就是油井的耗能，其中包括负责所载液体提升的能量以及在升举过程中损耗的功率、滑动需要的功率以及黏滞损失的功率等。这些功率可以通过公式进行表示：输入功率=地面损失功率+黏滞损失功率+滑动损失功率+有效能量-溶解气膨胀功率。同时通过能耗最低机采系统的优化可以对有杆泵的抽油系统损失功率用公式进行表示：

其中：Pd为电动机的空载功率；

F上和F下分别为抽油机上下冲程的光杆平均载荷；

k1和k2为传输功率和光杆功率的传导系数；

s表示的为冲程，n为冲速，µi为第i段的液体粘度，Li为第i段的油管长度。

M为管径和杆径的比值，fk为杆和管的摩擦系数，q杆为杆的重度。

L水平表示的是井斜水平轨迹长度。

通过式子可以看出，公式中涉及到的各个项目间都具有紧密的联系性。因此在保证能耗最低的情况下，对系统的效率进行优化的设计中，需要综合考虑油层的深度、含水率、饱和压力、原有密度以及地层原油粘度等14项因素，和传统的设计中只考虑的6项因素相比，结果更加优化，与实际契合度更高。通过将以上14项参数在设计中的录入，能够为系统的优化提供有效的条件。首先，选择合理的抽油机机型。其次，科学的设定参数的选择范围，在参数中包括泵深、冲程、管径、材料等。并根据管径的内径、杆柱钢的级别以及泵径的尺寸等依次排序。此外在泵深的排序中，需要从动液面开始，按照特定的步长进行加深排序，直到流压饱和。再次，抽油机额定的负载和扭矩的范围内，确定原油的抽汲产量，所有的机采系统的参数包括泵径、泵深、冲程、杆柱组合。为了保证抽汲目标的产量相同，还需要通过将各参数进行组合，同时每一种组合都对应一种能耗，也就是系统效率。确定输入功率最低为机采优化的参数，并根据机采系统的重塑和输入功率等对抽油机的电动机机型进行确认。

5、应用科技精细管理“三低井”

5.1摸排治理措施

通过建立三低井台帐、明确采油注采站三低井总量,总掺水量,每口井对应水嘴大小，每口井的回压大小。班组每天上报“三低井”掺水量，回压，对台帐数据做到及时更新。由地质人员通.过注采对应分析、提出各类增注解堵措施、提升“三低井”地层能量;由地质管理人员针对“三低井”原油物性、井筒特点．制定井筒各类清蜡降粘措施;由采油管理人员针对冬季生产特点．对每口“三低井”进行调查,制定地面掺水降压措施。

5.2优化措施方案

5.2.1 调整注采井网，补充地层能量

70口“三低井”中。目前有54口井有水井对应、平面注采井网比较完善。在注采完善的三低井中，已经有27口井注水见效.由于与水井连通层数较少、且层间矛盾较为突出，对层间矛盾较为突出的水井采取调剖措施，控制油井的含水上升"。其余27口油井,虽然有水井对应，但没有见到注水效果。主要原因在于砂砾岩扇体沉积具有随机性，在地震上反射情况复杂，对于这一区域内构造解释仍然存在疑点.对其余16口无对应水井的“三低井”，采取优化生产参数．保证油井正常生产,

5.2.2应用新工艺，热洗药剂交替实施

目前井筒清蜡最有效的措施是高压锅炉车热洗清蜡,但是热洗对油层有水敏伤害.尤其是在“三低井”中，所以常规热洗不能够得到广泛的应用"。对此我们应用新工艺、在易结蜡部位下空心杆、实现在油管内热洗、避开水敏的雅题。同时积极开展了周期性药剂投加与热洗ls清蜡。“三低井”目前实施降粘药剂投加2口井、为了连续达到降粘目的,持续体现药剂保护效果,我们在“三低井”中应用了井口点滴加药泵装置,通过连续点滴投加．保障了“三低井”井筒负荷稳定

5.2.3 优化油井管柱、参数，提高采油效率

结合作业积极优化井筒管柱、增大上部油管过油面积,以减轻调油高负荷对井筒的伤害、降低日常稠油井管理难度。优先长冲程、慢冲次参数生产、提高泵充满程度。“三低井”具有低液、低能、低含水的生产特点．日常生产中表现为供液不足。我们采用多种参数调整手段,从而实现了“三低井”小泵径、长冲程、慢冲次生产，满足了油井产能需求。

5.2.4  机采系统优化

5.2.4.1 机采系统优化的前期应用

根据以上的优化过程分析，将冲程设计为2.9m，冲速设计为5.03每分钟，泵径为38毫米，泵挂为1401米，杆柱组合为906/19mm以及479/22mm。

油井优化前的生产参数为：日产含水液为6.3吨，含水量为90.7%，动液面为1.395米，有功功率为5.3kW，光杆功率为2.94kW，有效功率为1.1kW，地面效率为55.6%，井下效率为35.7%，每日耗电量为127.2kWh，泵效为24.5%，系统的效率为19.9%。

油井高压物性参数，地层原油密度为0.8036克每平方厘米，油体积比为16.4，原油饱和压力为4.02MPa，溶解系数为4.07，油层中深为1793米，油层的温度为81.384摄氏度，脱气原油为15mPa·s，地层原油为6.2mPa·s，地表的恒温温度为12摄氏度。

优化前油井杆柱为二级杆柱组合，其中泵挂为1401米，冲速为5.03每分钟，泵效为24.5%，系统效率为19.8%。通过优化设计后，能耗最低的参数组合情况下，泵挂的深度达到1465米，冲速降低为3.5每分钟。

在优化完成后，冲程为2.9米，冲速3.06每分钟，泵径38毫米，泵挂1470米，关注组合847/19mm，613/22mm。

优化后的生产参数如下：日产液为6.5吨，含水为90.1%，动液面为1345米，有功功率为2.86kW，光杆功率为1.68kW，有效功率为0.97kW，地面效率为58.5%，井下功率为58.5%，日耗电量为68.63kWh，泵效为41.40%，系统效率为33.60%。

通过优化后，油井的产量得到有效的提升功能，同时油井泵效也提升了16.9个百分点，系统的效率也得到大幅度的提升，提升的幅度超过68%，同时日耗电也大大的降低，所以通过设计优化后，降耗的效果比较明显。

5.2.4.1系统优化推广情况

系统设计优化后，通过在近百口油井中的实施，发现平均单个井泵的效率能够提升19个百分点左右，单井系统的效率也提升近10个百分点，系统的效率提升高达75%左右，每天的单井日耗电降低58kWh，节电效率为33.2%，单井的年节电能力超过20100kWh，共节约费用为1万元左右，单井的优化设计需要投入的费用0.6万元，而且节省的费用中没有计算油井的维护费用，而且大大的降低了磨损以及干疲劳断脱的情况。

5.2.5 实施地面掺水措施，确保油井低压输送

针对“三低井”在冬季回压高,输送难的问题、我们及时采取上掺水措施,增加油井的生产压差，提高泵效。在冬季，“三低”油井是制约原油产量的一个主要因素，但“三低”井区采出程度低,又是剩余油富集区，所以“三低”井又是上产的主阵地,如何提高“三低”井的产量,降低制约因素，一直是我们主攻的方向。当前注采站“三低井”中均有地面掺水管线，冬季掺水井数控制在49口，平均掺水水嘴1.4mm，平均日掺水水量15方、通过多种地面降压措施的实施,实现了注采站“三低井”冬季生产正常、平均单井回压控制在0.57MPa。达到了“三低井”低压输送、平稳过冬的目的。

冬季生产中、配套各种地面、井筒、地下新工艺技术治理三低井,能有效挖掘剩余油潜力，通过实施冬季“三低井”精细管理模式,努力实现“三低井”管理高效运作、隐患彻底根治、技术集成全面,保障了采油注采站冬季管理难点-“三低井”的稳定生产,

参考文献

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