一种有杆泵机械采油工艺参数设计方法 本发明涉及石油开采技术领域，是一种有杆泵机械采油工艺参数设计方法。
在石油开采时采用有杆泵抽油方式的油井生产中，能耗费用在采油变动成本中所占比例较大，随着电价上涨，己大于12％。平均机采系统效率也是关系能耗的关键问题，我国“八五”平均为24％，这表明有大量的能量在举升过程中浪费掉了，如果机采系统效率从20.4％提高到30％，仅仅一个小油田每年可节约电费1600万元，同时可延长机、杆、泵、管的寿命，延长油井免修期及清防蜡周期，为油藏合理开发提供工艺保障，因此，提高机采系统效率有其广阔的应用前景。60年代末，美国就对此做了大量的研究工作，并于1984年将其研究成果应用于加利福尼亚的1065口井中，平均机采系统效率达到29.4％，国内，大庆油田于80年代初开始对这一问题进行研究，并把其结果应用于大庆的69口井中，平均系统效率达28.7％。
近年来，随着研究工作的不断深入及管理工作的进一步细化，机采系统效率不断提高，然而，这些工作主要着眼于机械改造和提高泵效上，在机采参数设计上主要以API标准和《采油工艺原理》为准则，这些基本准则存在着一些缺陷，它们既不意味着能量消耗最低，也不意味着机械损耗最低，只是满足产量需要和强度要求为基本出发点。
例如：《采油工艺原理》的选泵原则是根据选定的抽油机、产液量和泵挂，在满足产量要求的条件下，尽可能选小泵。没有考虑原油物性及井斜的影响。API标准选泵原则是以举升液体为纯水时，各种泵径条件下光杆功率最低者为所选取的泵径，没有考虑原油物性及井斜的影响。又如确定沉没度原则，即：当气油比＜80m3/m3时，沉没度要求在50m-200m，实际上，按这一要求确定沉没度，一般泵效较低。上述原则均不能对采用不同管径、不同杆柱钢级所对应的经济效益进行对比，更不能确定不同机采参数组合所对应的机械采油成本，其主要原因是没有计算有杆泵机采系统效率与油井动、静态参数的函数关系的理论公式，尚缺少科学合理地确定何种采油方式的依据。
在一口特定的油井中，为生产同一产量，可采用不同的生产参数组合来实现，然而不同的机采参数组合所对应的机械采油成本是不同的。由于没有计算有杆泵机采系统效率与油井动、静态参数地函数关系的理论公式，对有杆泵抽汲方式的油井进行机采参数设计时，不能确定采用何种管径的油管及何种钢级的油杆；不能预测各种参数组合所对应的能量消耗及机械消耗，难以确定出最佳参数组合(管径、杆柱钢级、泵径、泵挂、杆径、冲程、冲次)。如果只根据产液量、含水率、油气比、动液面而定，由于不同油藏、不同油层、不同油井的其它原油物性及油层物性以及井斜各不相同，都会不同程度影响着机采能耗及机械损耗，因此既使在产液量、动液面、含水率、油气比完全相同的甲、乙两井中，同一种参数组合在甲井中效率高，但在乙井可能效率很低，所以，尚不存在适应性广泛的成熟设计经验，更没有以采油功耗最低或综合经济效益最好为原则的机采参数设计方法。
本发明目的在于通过分析机采过程中的能耗，以损失功率最低或采油成本最低为原则直接计算确定采油工艺参数的一种有杆泵机械采油工艺参数设计方法。
本发明通过以下步骤实现：(1)将管径分别按内径大小依次排序；(2)将杆柱钢级类别分别按强度大小依次排序；(3)将泵径按尺寸大小依次排序；(4)按泵挂深度大小排序；(5)各种冲程按长度大小依次排序；(6)将以上参数—一组合，查出相应各杆柱组合，计算每一种组合的泵效、冲次；(7)根据下列公式分别计算出每一种机采参数组合所对应的输入功率P入：P入＝P有-P膨+∑P损；其中：
P有为有用功率(W)
P膨为原油在泵固定凡尔以上油管脱气所引起的膨胀功率(W)∑P损为∑P损＝Pu+Pr+Pk
Pu为地面损失功率(W)
Pk为在抽油杆往复运动过程中，抽油杆因与油管发生磨擦而产生的滑动损失功率(W)
Pr为泵筒以上油管液体因与油管、油杆发生磨擦而产生的粘滞损失功率(W)；(8)计算出每一种组合相应的机采成本，选择所列成本最低的组合选择各机采参数。
本发明还可以通过以下步骤实现：
可按下列公式计算膨胀功率P膨；A：当P沉≥Pb时：(1)P井口＜Pb，则(2)当P沉≥Pb时，则P膨＝0B：当P井口＜P沉＜Pb且放套管气生产时：C：当P井口＞P沉时，则P膨＝0D：当P沉＜Pb，关闭套管气生产时：
其中：
P沉：泵沉没压力(Mpa)
Pb：原油饱和压力(Mpa)
P井口：井口油压(Mpa)
Q：日产液量(m3/d)
fw：含水率
α：溶解气在原油中的溶解系数(m3/m3 Mpa)
ρ：原油密度()
按下列公式计算地面损失功率Pu：Pu＝Pd+( F上+ F下)snk1+( F上+ F下)snk2
其中：
Pd：电机空载功率(W)
F上：上冲程，光杆平均载荷(N)
F下：下冲程，光杆平均载荷(N)
s：冲程(m/次)n：冲次(次/S)k1：实测抽油机结构系数，取0.03k2：实测电机与皮带传动系数，取0.15按下列公式计算滑动损失功率Pk∶Pk＝2fkq杆L水平sn其中：fk：杆、管间滑动磨擦系数，可取0.1q杆：井斜段平均单位长度杆柱重量(N/m)L水平：井斜段抽油杆水平投影轨迹长度(m)按下列公式计算粘滞损失功率r：Pr=k3π3s2n2m2-1(m2+1)lnm-(m2-1)ΣμiLi]]>其中：T井口：原油在举升过程中，井口油温(℃)T地层：地层油温(℃)T析：原油析蜡温度(℃)Q油：油井日产原油量()μ0：50℃脱气原油粘度μi：原油在举升过程中，第i段油管中的原油粘度(mpa.s)Li：第i段油管长度(m)m：油管内径与油杆直径比k3：油管系数，取1.5k4：实测系数，取0.185k5：实测系数，取-0.0189k6：实测系数，取0.0762C：实测系数，取152还可按下列公式计算损失功率∑P损：
将采油工艺计算公式套入，还可按下列公式计算损失功率∑P损：其中：D泵：深井泵柱塞直径(mm)η：泵效
本发明每一组合的各机采参数为：管径、杆柱钢级、泵径、泵挂深度、冲程、冲次、泵效、有用功率、输入功率、系统效率、年成本。
在泵挂深度排序时：当流压大于、等于饱和压力时，将泵挂从动液面始，按一步长依次加深排序直到流压等于饱和压力为止；当流压低于饱和压力时，将泵挂从动液面始，按一步长依次加深排序直到油层顶部为止。
计算机采成本时包括：相应的年度耗电费用、据油管、油杆、泵的价格，计算相应的年度机械损耗值，并一次性投资的年息。
本发明的效果如下：克服了API标准和《采油工艺原理》准则存在的一些缺陷，实现了以能量消耗最低、成本最低为目的直接计算选择参数，由于研究了泵效的主要影响因素，查出了影响泵效的主要因素，考虑了原油物性及井斜的影响，可对采用不同管径、不同杆柱钢级所对应的经济效益进行对比，确定不同机采参数组合所对应的机械采油成本，可科学合理地确定采油方式。应用本发明可大幅度提高机采系统效率，一般达到37％以上，使油井免修期成倍延长。
本发明应用的对比效果可通过以下三口油井的实测数据明显可见：
表2为在井1应用本发明与采油工艺原理和API方法对比表；
表3为在井1应用本发明的实测结果与计算的误差表；
表4为在井2应用本发明与采油工艺原理和API方法对比表；
表5为在井2应用本发明的实测结果与计算的误差表；
表6为在井3应用本发明与采油工艺原理和API方法对比表；
表7为在井3应用本发明的实测结果与计算的误差表。
本发明实施例如下：
实施例油井的基础数据：
日产液量(t/d)：19.6 油气比：19.00
动液面(m)：871.20 原油密度(g/cm3)：0.8600
造斜点(m)：650.0 电机空载功率(W)：1.00
电机型号：cjt-10a 冲程组合(m)：3/2.40/1.80
抽油机机型：cyj8 油层中深(m)：1504.10
原油饱和压力(Mpa)：3.82 油压(Mpa)：0.80
套压(Mpa)：0.00 溶解系数(m3/m3·Mpa)：4.2450
地层油温(℃)：68.00 原油析蜡温度(℃)：40.00
原油凝固点(℃)：35.00 50℃脱气原油粘度(cp)：27.70
地层原油粘度(cp)：9.39 含水率(％)：0.00
查表计算各种组合的参数。
根据《采油工艺手册》和有关通用公式查找、计算管径(可预先选定)、杆柱钢级类、泵径，泵挂深度按10m～100m步长依次加深选择(本发明实施例为30M)，当流压大于、等于饱和压力时，将泵挂从动液面始，按加深顺序直到流压等于饱和压力为止；当流压低于饱和压力时，将泵挂从动液面始，按加深顺序直到油层顶部为止，在泵挂深度选定后，计算冲程、冲次、杆柱组合及泵效。
将查找、计算的数据进行一一组合排列，即先管径分别按内径大小依次排序，管径相同时再按杆柱钢级类别分别按强度大小依次排序，杆柱钢级类别相同的，再将泵径按尺寸大小依次排序，依此类推，按泵挂深度大小；各种冲程按长度大小排序组合，然后根据以上参数组合，查出各组合的杆柱组合、泵效、冲次。
根据油井基础数据和上述的各种组合数据按P入＝P有-P膨+∑P损计算出每一种机采参数组合所对应的输入功率P入，其中P有为有用功率(W)，等于产液量×有效扬程，P膨为原油在泵固定凡尔以上油管脱气所引起的膨胀功率(W)，可用以下公式计算：A：当P沉≥Pb时：(1)P井口＜Pb，则(2)当P沉≥Pb时，则P膨＝0B：当P井口＜P沉＜Pb且放套管气生产时：C：当P井口＞P沉时，则P膨＝0D：当P沉＜Pb，关闭套管气生产时：
其中：
P沉：泵沉没压力(Mpa)
Pb：原油饱和压力(Mpa)
P井口：井口油压(Mpa)
Q：日产液量(m3/d)
fw：含水率
α：溶解气在原油中的溶解系数(m3/m3 Mpa)
ρ：原油密度()
∑P损为总损失功率，等于∑P损＝Pu+Pr+Pk，Pu为地面损失功率(W)，Pk为在抽油杆往复运动过程中，抽油杆因与油管发生磨擦而产生的滑动损失功率(W)，Pr为泵筒以上油管液体因与油管、油杆发生磨擦而产生的粘滞损失功率(W)，可按以下公式计算：
地面损失功率Pu＝Pd+( F上+ F下)snk1+( F上+ F下)snk2
其中：
Pd：电机空载功率(W)
F上：上冲程，光杆平均载荷(N)F下：下冲程，光杆平均载荷(N)s：冲程(m/次)n：冲次(次/S)k1：实测抽油机结构系数，取0.03k2：实测电机与皮带传动系数，取0.15滑动损失功率Pk：Pk＝2fkq杆L水平sn其中：fk：杆、管间滑动磨擦系数，可取0.1q杆：井斜段平均单位长度杆柱重量(N/m)L水平：井斜段抽油杆水平投影轨迹长度(m)粘滞损失功率Pr=k3π3s2n2m2-1(m2+1)lnm-(m2-1)ΣμiLi]]>其中：T井口：原油在举升过程中，井口油温(℃)T地层：地层油温(℃)T析：原油析蜡温度(℃)Q油：油井日产原油量()μ0：50℃脱气原油粘度μi：原油在举升过程中，第i段油管中的原油粘度(mpa.s)Li：第i段油管长度(m)m：油管内径与油杆直径比k3：油管系数，取1.5k4：实测系数，取0.185
k5：实测系数，取-0.0189
k6：实测系数，取0.0762
C：实测系数，取152
通过本实施例的计算和全排列可以明显看出，各种管径、各种杆柱钢级、各种泵径与各种泵挂(对应科学的杆柱组合)各种冲程、冲次—一组合，每一种组合对应着一种机采系统效率，即对应着一种能量消耗和一种管、杆、泵的投入和损耗。用公式分别计算出每一种机采参数组合所对应的损失再计算相应的机采成本，机采成本时可包括：相应的年度耗电费用、据油管、油杆、泵的价格，算出相应的年度机械损耗、维修值，投资利息等，将每一组合的各机采参数：管径、杆柱钢级、泵径、泵挂深度、冲程、冲次、泵效、有用功率、输入功率、系统效率、年成本等结果做出表格，直接选择所列成本最低的组合为机采参数，即达到最低成本组合，同理，也可按最低损失功率选择相应组合的管径、管长、杆柱钢级、泵径、泵挂深度、杆柱组合、冲程、冲次。
本发明实施例计算列表见表1，从表中“输入功(功率)”和“年成本”栏中的计算结果直接选择最小和最少的，对应行中的各参数就是该井机采参数的设计参数，本实施例选择参数为：抽油机型cyj8-3-37HB：电机型号：12级15kw，油管内径：62mm，抽油杆钢级：E，泵径：56mm，泵挂：1321m，冲程：3m，冲次：3次/分，杆柱组合：5/8in×1321m。
为了方便，本发明还可按下列公式计算损失功率∑损：
将采油工艺原理计算公式套入，还可按下列公式计算损失功率：
其中：D泵：深井泵柱塞直径(mm)；η：泵效。
表2.①静态参数：油层中深：2339.9，油层温度：87.8℃，结蜡温度：41.0℃，原油凝固点：36.0℃，原油密度：0.87g/m3气油比：12.5m3/m3，原油饱和和压力：3.41Mpa，溶解系数：3.68m3/m3.Mpa，地层原油粘度：10.00cp，50℃脱气原油粘度数38.9cp。②动态参数：产液量41.5t/d，动液面：290.0m，含水率：1.32％，油压：1.27Mpa，套压：0.00套管内径：127造斜点：318.4m井斜资料。 设计准则油气比 产液量动液面沉没度 泵挂泵径管径 杆柱组合冲程×冲次 输入功率 泵效系统效率年采油成本 API 12.5 41.5 290 30.5 320.5 Φ44 62 5/8×320.5 3×20 38.36 0.37 5％ 294538 目前的API标准已取消确定沉没度的原则，故无法予以对比采油工艺原理 12.5 41.5 290 50 340 Φ44 62 5/8×340 3×16 25.57 0.48 8％ 198098 12.5 41.5 290 200 490 Φ44 62 5/8×490 3×9 12.49 0.83 17％ 101110 GLZD 12.5 41.5 290 404.7 694.7 Φ83 76 7/8×694.7 2.4×3 3.40 0.93 61％ 38779
表3. 次序 测试日期 产液量 动液面 泵挂 泵径冲程×冲次计算类型输入功率 有用功率 泵效系统效率相对误差生产层位相同 调 参 前1998.08.24 47.5 295 1507 Φ44 3×9 实测 16.13 1.98 0.922 12.2％ 9.3％ 47.5 295 1507 Φ44 3×9 理论 17.79 1.98 0.967 11.1％ 调 参 后1999.12.06 41.5 290 900.9 Φ56 2.4×6 实测 7.10 2.087 0.932 29.1％ 8.6％ 41.5 290 900.9 Φ56 2.4×6 理论 6.54 2.087 0.948 31.6％
表4.①静态参数：油层中深：1504，油层温度：68℃，结蜡温度：40℃，原油凝固点：35℃，原油密度：0.8600g/m3，气油比：19.00m3/m3，原油饱和压力：3.82Mpa，溶解系数：4.245m3/m3.Mpa，地层原油粘度：9.39cp，50℃脱气原油粘度数27.70cp。②动态参数：产液量19.2t/d，动液面：871.2m，含水率：0，油压：0.8Mpa，套压：0，套管内径： 造斜点：井斜资料。 设计准则油气比 产液量 动液面 沉没度 泵挂 泵径 杆柱组合 冲程×冲次输入功率 泵效系统效率 年采油成本 API 19 19.6 871.2m 30m 901 Φ38 5/8×901 3×17.9 22.06 0.26 10％ 178657元 目前的API标准已取消确定沉没度的原则，故无法予以对比 采油 工艺 原理 19 19.6 871.2m 50m 921 Φ32 5/8×921 3×18.4 23.18 0.36 9％ 187377元 19 19.6 871.2m 200m 1071 Φ32 5/8×1071 3×9.4 8.62 0.70 25％ 79200元 GLZD 19 19.6 871.2m 453m 1324 Φ56 5/8×1324 (E级) 3×2.6 3.45 0.73 62％ 44390元
表5. 次序 测试日期 产液量 动液面 泵挂 泵径冲径×冲次计算类型 输入功率 有用功率 泵效 系统效率相对误差调层前1997-1-17 15.1t/d 890.9 1208 Φ38 6×2.4 实测 4.860 1.688 0.747 0.347 7.7％ 15.1t/d 890.9 1208 Φ38 6×2.4 理论 4.494 1.688 0.775 0.376调层后1997-4-1 19.2t/d 874.2 1350 Φ44 5×2.4 实测 4.150 2.192 0.811 0.528 5.8％ 19.21/d 871.2 1350 Φ44 5×2.4 理论 4.389 2.192 0.802 0.499
表6.(1)静态参数：油层中深：1503.6，油层温度：68.0℃，结蜡温度； 40.0℃,原油凝固点：35℃，原油密度：0.8600g/m3气油比：19.00m3/m3，原油饱和压力：3.82Mpa，溶解系数：4.24m3/m3.Mpa，地层原油粘度：9.39cp，50℃脱气原油粘度数27.7cp。(2)动态参数：产液量19.2t/d，动液面：905.9m，含水率：0，油压：0.65Mpa，套压：0套管内径：12造斜点：450m井斜资料。设计准则油气比 产液量 动液面 沉没度 泵挂 泵径 杆柱组合 冲程×冲次 输入功率 泵效系统效率年采油成本 API 19.0 19.2 905.9 30m 936 Φ38 5/8×936 3×17.6 21.61 0.26 10％ 175694目前的API标准已取消确定沉没度的原则，故无法予以对比 采油 工艺 原理 19.0 19.2 905.9 50m 956 Φ32 5/8×956 3×18.1 22.65 0.35 9％ 183809 19.0 19.2 905.9 200m 1106 Φ32 5/8×1106 3×9.2 8.44 0.70 25％ 78278 GLZD 19.0 19.2 905.9 453m 1349 Φ56 5/8×1.349 (E级) 3×2.9 3.41 0.71 63％ 44284
表7. 次序 测试日期 产液量 动液面 泵挂 泵径 冲径×冲次 计算类型 输入功率 有用功率 泵效系统效率 相对误差生产层位相同 调 参 前1997-6-27 19.20 905.90 1238 Φ38 2.35×8.46 实测 6.126 2.141 0.688 0.349 2.2％ 19.20 905.90 1238 Φ138 2.35×8.46 理论 6.265 2.141 0.781 0.342 调 参 后1997-8-30 19.20 969.0 1238 Φ44 2.32×6.31 实测 4.53 2.266 0.693 0.5 10.1％ 19.20 969.0 1238 Φ44 2.32×6.31 理论 5.037 2.266 0.589 0.45