大排量抽稠泵替代稠油电泵应用实践

2018-05-07夏新跃

钻采工艺 2018年1期

夏新跃

(中国石油化工股份有限公司西北油田分公司)

塔河油田为非均质性极强的奥陶系缝洞型碳酸盐岩，油藏埋深5 350～6 600 m，由于热损失及原油脱气影响，原油在2 500～4 000 m的井筒内不具有流动性，为此，采用套管掺入稀油降黏方式进行开采[1-2]。塔河油田十二区2、4小区为超稠油区块，生产期间稀稠油混配效果差导致稀稠比高，鉴于电泵具有举升能力强、排量大的优势，形成了以电泵开采为主，抽稠泵开采为辅的机械举升方式，截至2015年12月，电泵井数66口，占机采井数69%，产量占比83%。

一、电泵开采存在问题

随着国际油价大幅下跌，现有电泵开采存在采油成本高、效益变差的问题，主要表现在以下方面：

(1)电泵机组功率大，电机通常配置在100～140 kW，系统效率低[3]，日耗电量大。

(2)因含水波动、稀稠油混配差导致机组负载变化敏感，表现为电流频繁波动，优化掺稀困难，造成稀油浪费。

(3)通过改进机组及配套工艺，电泵适应性明显提升，但仍存在部分井况恶劣，机组不适应导致短期检泵问题，增加检电泵费用。

(4)变频器应用时间较长，部分电子元器件老化，维修成本较高。

(5)电泵初次投入成本高，增加采油成本压力。

二、抽稠泵适应性分析

随着70/32、83/44大排量抽稠泵成功应用[4-5]，排量由日产液50 m3提升至100～143 m3，满足了稠油掺稀井需求，现已在稠油区块得到有效推广。为提高超稠油区70/32、83/44抽稠泵适应性，进一步替代稠油电泵井数，降低采油成本，开展了以下改进工作：

(1)针对不锈钢密度轻，稠油包裹凡尔球导致密封不严的问题，进行了泵材质改进，即凡尔球及阀座材质由不锈钢改为硬质合金，密度由8.0 g/cm3提高至13.5 g/cm3，硬度由58 HRC提升至88 HRA，提升抗稠油性能，减少稠油包裹凡尔球风险，降低泵漏故障率。

(2)针对超稠油井稀稠油混配深度要求深的需求，增加了70/32、83/44抽稠泵泵筒强度，泵下续接尾管深度由1 000 m提升至2 400 m，结合70/32、83/44抽稠泵泵挂深度约2 000 m，掺稀混配点深度由3 000 m提升至4 400 m，提高稀稠油混配效果。

图1 不同掺稀点处井筒黏度分布图

由不同掺稀点处井筒黏度分布图可知(图1)，混配深度在1 500 m处掺稀时流经1 000 m的黏度为400 mPa·s，混配深度在3 500 m处掺稀时流经1 000 m的黏度为250 mPa·s，不同混配点黏度相差约150 mPa·s，即随着掺稀混配点加深，稀稠油混配效果明显提升，亦即加深尾管可以改善稀稠油混配效果，降低稀油用量。

(3)通过加深尾管解决稀稠油混配问题，结合油井供液及配产需求，合理优化泵挂深度，改变前期为满足入泵需求过度加深泵挂的问题，进一步改善杆柱受力，减少杆断风险。

由不同泵挂液面及载荷对比图可知(图2)，在其它因素不变条件下，随着泵挂深度由2 200 m上提至1 800 m，最大载荷由146 kN降至138 kN，液面抽深能力由1 630 m上升至1 800 m，即在同一液面条件下，杆柱受力显著改善。