秦 飛，金燕林，李永壽，邱華標(biāo)，劉 勇

(中石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

塔河稠油電泵摻稀開采系統(tǒng)效率測試分析評價

秦 飛，金燕林，李永壽，邱華標(biāo)，劉 勇

(中石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

通過系統(tǒng)效率測試可以準(zhǔn)確獲得效率參數(shù)以及各種工作參數(shù)，是塔河稠油電泵井維護和管理的一項重要工作。立足于塔河油田2010年的系統(tǒng)測試資料，對比分析了電泵井與常規(guī)機抽井的系統(tǒng)效率與泵效，解釋了“高泵效、低系統(tǒng)效率”的原因，進而初步確定了最優(yōu)系統(tǒng)效率下相關(guān)參數(shù)的合理范圍，為油井提高提液效率、優(yōu)化摻稀工藝和工作制度提供了合理的決策指標(biāo)和評價手段，對提高稠油采收率有十分重要的意義。

塔河油田;深層稠油;電泵井;摻稀開采;系統(tǒng)效率

引言

塔河油田奧陶系典型的稠油或超稠油油藏形成于海西運動晚期［1］。從分區(qū)位置看，塔河油田稠油主要分布于塔河油田的西北部，具有碳酸鹽巖儲層埋藏深、溫度高、壓力高的一般特點，同時還具有以下顯著特點［2－3］:原油黏度高 (地面50℃為1 500～180×104mPa·s)，原油密度大(地面0.92～1.10 g/cm3)，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)、無機鹽、蠟、過渡金屬元素(N、S、P)及鎳含量高。為克服黏度對稠油開采帶來的不利影響，塔河油田進行了大量室內(nèi)和現(xiàn)場試驗。井筒環(huán)空摻稀油生產(chǎn)降黏效果好，并且摻稀自噴期產(chǎn)量較為穩(wěn)定。但隨著開發(fā)中后期壓力衰減和含水率上升［4－5］，電泵井摻稀開采陸續(xù)出現(xiàn)生產(chǎn)狀況不穩(wěn)定、系統(tǒng)效率與泵效匹配關(guān)系變差、管理維護難等諸多問題。因此，有必要從實際的生產(chǎn)測試資料入手，通過對生產(chǎn)指標(biāo)的分析評價，找到油井的最優(yōu)生產(chǎn)狀態(tài)，為機采井的摻稀工藝優(yōu)化提供合理的決策指標(biāo)和評價手段。

1 塔河油田電泵摻稀開采現(xiàn)狀

塔河油田經(jīng)過室內(nèi)實驗、現(xiàn)場試驗和大規(guī)模推廣3個階段的實踐，最終確定摻稀降黏是塔河油田深層稠油開采應(yīng)用效果最好，經(jīng)濟性、適應(yīng)性和操作性最強的工藝［6－8］。電潛泵因其具有排量大、揚程高、采液強度大的優(yōu)勢，在稠油摻稀開采領(lǐng)域顯示出廣闊的推廣價值和使用前景。主要有利條件表現(xiàn)為:能很好地滿足油井配產(chǎn)及摻稀排量要求;較有桿泵而言，能以較小摻稀比生產(chǎn)，一定程度地增加摻稀降黏幅度，提高稀油利用率;相對有桿泵能更好地解決深抽時泵掛深度與泵排量的矛盾;更好地克服黏溫拐點深度大［9］(塔河10、12區(qū)稠油黏度拐點深度平均為2 800 m)的問題(圖1);隨著稠油老區(qū)塊的深度開發(fā)和新區(qū)塊的不斷擴大以及稠油產(chǎn)量所占比例的快速增長，電泵井摻稀工藝對于油田長期增產(chǎn)增效起到了決定性的推進作用。

據(jù)現(xiàn)場應(yīng)用情況統(tǒng)計，目前塔河油田電泵有50、80、100、120、150、200 m3等多種理論排量，揚程范圍為2 500～3 500 m;電機功率范圍為60～140 kW，電機耐溫為120℃，電機耐電壓范圍為1 470～2 282 V，電流為48 A;電纜耐溫為135℃，耐電壓為3 000 V。受摻稀的影響，電泵生產(chǎn)時常出現(xiàn)異常停機、電流突變或回壓突升、稠油凝管等異常情況。因此需要結(jié)合現(xiàn)場生產(chǎn)測試情況，通過優(yōu)化摻稀工藝，建立電潛泵泵效與系統(tǒng)效率的良性匹配關(guān)系。截至2011年3月，塔河油田摻稀電泵井131口，占總開井?dāng)?shù)的14%。電泵井開井率為97%，日產(chǎn)油為4 680 t/d，占產(chǎn)量構(gòu)成的25%。

圖1 塔河油田稠油黏溫關(guān)系曲線

2 系統(tǒng)效率測試結(jié)果對比

2.1 系統(tǒng)效率測試情況簡介

系統(tǒng)效率的具體計算方法見機采井系統(tǒng)效率測試方法行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)［10］，但計算時涉及參數(shù)多，摻稀之后參數(shù)的確定比較困難，而且使用軟件計算的結(jié)果也不能完全滿足現(xiàn)場的需要。前期相關(guān)測試數(shù)據(jù)統(tǒng)計和理論研究［11－12］表明，塔河油田機采系統(tǒng)出現(xiàn)了“高泵效、低系統(tǒng)效率”的典型特征。2010年塔河油田共對64口井進行了系統(tǒng)效率測試，其中機抽井37口(摻稀井6口)，電泵井20口(摻稀井18口)。摻稀的電泵井理論排量有50、80、100、200 m34種，揚程主要是2 500、2 800 m，其中理論排量為100 m3的摻稀井有11口(含10區(qū)8口)，揚程主要為2 800 m。

2.2 系統(tǒng)效率測試對比分析

圖2反映了不同井型泵效與系統(tǒng)效率的關(guān)系。從摻稀角度來看:在泵效相同的情況下，摻稀井的系統(tǒng)效率(0～20%)要大大低于不摻稀井(20%～60%)，電泵井摻稀的系統(tǒng)效率(10%～20%)要高于機抽井摻稀(0～10%)。這說明油質(zhì)越稠，機采系統(tǒng)效率越低，因此可以考慮將黏度引入本區(qū)系統(tǒng)效率計算，以解決塔河油田系統(tǒng)效率理論值偏高的問題。從泵效角度來看:電泵井的泵效范圍(20%～200%)要大于機抽井(0～100%);系統(tǒng)效率最優(yōu)時，電泵井摻稀的最佳泵效值域［12］(80% ～140%)要大大高于機抽井摻稀(60%～80%)。這主要是電泵井本身排量大而且摻稀之后采液強度大的緣故。從井型來看，機抽井系統(tǒng)效率隨泵效的增長出現(xiàn)了2種趨勢:一種是線性增大趨勢，這些井大部分含水率低，產(chǎn)量壓力穩(wěn)定，并且沒有摻稀;另一種是先增大后減少的拋物線趨勢，這些井生產(chǎn)狀況很不穩(wěn)定，而且受摻稀的影響很大;電泵井的系統(tǒng)效率隨泵效的變化是一個拋物線趨勢，隨著泵效增大，系統(tǒng)效率到20%又逐漸減小，“高泵效、低系統(tǒng)效率”特征十分明顯。要進一步提高系統(tǒng)效率，須合理選擇泵型和控制摻稀量，并適時調(diào)整電泵工作參數(shù)。

圖2 塔河油田2010年系統(tǒng)效率測試結(jié)果統(tǒng)計

2.3 高泵效、低系統(tǒng)效率的原因

機械舉升方式的泵效相對較高而系統(tǒng)效率偏低，并且隨著泵效的增加，存在1個極限值使得系統(tǒng)效率達到最大。造成這種異常情況的原因主要有以下幾點:①氣油比高，使很多井具有一定程度的自噴舉升能力，很大程度提高了泵效［11］，卻降低了機采系統(tǒng)效率;②稠油摻稀的影響，摻稀之后稀油的產(chǎn)出提高了泵效，但機采系統(tǒng)的有效功率偏小，系統(tǒng)效率低;③開采方式特殊，碳酸鹽巖油藏產(chǎn)量上升快，含水上升迅速，注水替油會顯著提高產(chǎn)液能力，使泵效有一定提高;④儲層的非均質(zhì)性強，地下油水關(guān)系復(fù)雜，地區(qū)能量和含水差異大，使機采井的管理難度大，系統(tǒng)效率偏低;⑤設(shè)備工藝的固有缺陷，譬如管式泵、桿式泵、抽稠泵的系統(tǒng)效率依次降低。

3 相關(guān)測試參數(shù)分析與評價

3.1 摻稀量與泵效

對摻稀量的控制是電泵井日常管理和維護的重要工作，摻稀量不穩(wěn)為電泵井的躺井埋下隱患。結(jié)合現(xiàn)場測試資料來看，電泵井的摻稀量與泵效有很好的正相關(guān)線性關(guān)系(R2＞80%)。以理論排量100 m3的電泵(圖3)為例，當(dāng)摻稀量大于20 t/d時，泵的排量越小，其泵效越大。因此要有效解決深層稠油入泵困難、流動阻力大、泵效和系統(tǒng)效率低等問題，宜采用小泵深抽［27］，大泵淺抽，并適當(dāng)加大摻稀量。對于某一既定排量的電泵，當(dāng)摻稀量增大時，實際產(chǎn)液量會相應(yīng)增大，然而稀油在混合液中所占的比例也會顯著增多，因此必然存在1個最優(yōu)的摻稀區(qū)間，使稠油的產(chǎn)量達到最大。如果以系統(tǒng)效率達到20%為優(yōu)化目標(biāo)，則電泵井泵效的合理范圍為80%～140%，50型電泵摻稀量的合理范圍為25.75～46.55 t/d;80型電泵摻稀量的合理范圍為33.59～77.86 t/d;100型電泵摻稀量的合理范圍為37.88～87.78 t/d;如果確定出混合液的密度，就能很快確定出相應(yīng)的稠油產(chǎn)量。

圖3 電泵井摻稀量與泵效的關(guān)系

3.2 沉沒度與泵掛深度

電泵井深抽時，環(huán)空動液面由于受到摻稀的影響，經(jīng)常會制造1種沉沒度合理的假象。適當(dāng)增大沉沒度或加深泵掛，有利于電潛泵正常工作。電潛泵摻稀后，泵效與沉沒度呈二次關(guān)系，不摻稀的泵效要比摻稀大，并且當(dāng)沉沒度大于1 500 m時，泵效隨沉沒度的變化增大幅度較大 (圖4)，這證明電潛泵更適合深抽。以系統(tǒng)效率達到20%為優(yōu)化目標(biāo)，則由泵效推測沉沒度的合理范圍為2 171～2 713 m，摻稀電泵井目前動液面平均為1 000 m，則泵掛深度沉沒度的合理范圍為3 171～3 713 m。考慮到沉沒度過大沖程損失會顯著增大，而且摻稀動液面不能反映真實情況，可以考慮將泵深范圍縮小到2 971～3 513 m。

圖4 電泵井沉沒度與泵效的關(guān)系

3.3 電流、電壓及井下效率

圖5 電泵井電流、電壓、井下效率隨摻稀比的變化趨勢

電流、電壓體現(xiàn)了地面系統(tǒng)的工作效率，井下效率體現(xiàn)了深井泵的工作效率。如果三相電壓不平衡、電壓值不規(guī)則、瞬間電壓波動造成電流突變及供電系統(tǒng)的頻繁中斷等，都將嚴(yán)重影響潛油電機的工作特性，使有效功率比下降，進而影響地面效率［13］。管堵、泵漏失、沉沒度、原油黏度、氣體、砂、鹽、特別是摻稀的影響，都會影響井下效率。同時由于油田對產(chǎn)量過分關(guān)注，忽視了機械系統(tǒng)效率的提高所帶來的效益。圖5是電泵井摻稀之后電流、電壓、井下效率隨摻稀比的變化趨勢圖。由圖5可知，電流、電壓隨著摻稀的變化呈現(xiàn)先減后增的趨勢，井下效率則相反。當(dāng)摻稀比在1.5～2.5之間變化時，消耗的電流電壓較低，井下效率較高，因此可以把1.5～2.5作為最優(yōu)摻稀比。

3.4 摻稀比

摻稀比是摻入的稀油量與產(chǎn)出的稠油量的比值，是體現(xiàn)摻稀降黏效率的重要指標(biāo)。提高摻稀系統(tǒng)效率、改進井下?lián)较」苤?、合理調(diào)參均可以很大程度地提高摻稀比。目前關(guān)于摻稀比的室內(nèi)實驗較多，但結(jié)合現(xiàn)場的研究較少。在現(xiàn)場調(diào)節(jié)摻稀比的時候，一般以提高產(chǎn)量為目標(biāo)進行多次嘗試，即將初始摻稀比設(shè)定為1∶1，當(dāng)返出油中稀油比例過大時，可以適當(dāng)減小稀油注入量;當(dāng)返出油中稀油比例過小時，可以適當(dāng)增大稀油注入量［14］。塔河油田諸多的室內(nèi)實驗研究把摻稀比定在0.5～1.0［15－16］，這對于開發(fā)后期深層特超稠油的開采顯然是不夠的。對于電泵摻稀井而言，實際摻稀比與泵效、系統(tǒng)效率沒有很好的相關(guān)關(guān)系。結(jié)合系統(tǒng)效率測試相關(guān)數(shù)據(jù)看，摻稀比在0.5～2.5之間系統(tǒng)效率較大，摻稀比在1.0～2.0之間泵效較高，綜合地面、地下機械效率的因素，可將摻稀比確定在1.5～2.0之間。

4 結(jié)論與建議

(1)塔河油田機采系統(tǒng)具有“高泵效、低系統(tǒng)效率”的典型特征，摻稀之后情況進一步惡化。電泵摻稀的深井系統(tǒng)效率要高于機抽井摻稀，系統(tǒng)效率隨著泵效增大先增后減。

(2)高泵效、低系統(tǒng)效率的主要原因主要體現(xiàn)在地層原油高氣油比、稠油摻稀降黏、注水替油開采方式、強烈的儲層非均質(zhì)性、設(shè)備工藝缺陷5個方面。

(3)以系統(tǒng)效率最大(20%)為優(yōu)化目標(biāo)，電泵摻稀的最佳泵效范圍為80%～140%，50型電泵摻稀量的合理范圍為25.75～46.55 t/d;80型電泵摻稀量的合理范圍為33.59～77.86 t/d;100型電泵摻稀量的合理范圍為37.88～87.78 t/d;最佳摻稀比可確定為1.5～2.0。

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編輯 張耀星

TE242

A

1006－6535(2012)04－0145－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.04.037

20120203;改回日期:20120301

中石化“十條龍”重點科研攻關(guān)項目“超深層稠油降粘開采關(guān)鍵技術(shù)”(210003)

秦飛(1985－)，男，助理工程師，2008年畢業(yè)于中國地質(zhì)大學(xué)(武漢)石油工程專業(yè)，2011年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事油藏開發(fā)地質(zhì)、采油工藝方面的研究。