孟曉春 韓歧清 韓濤 陳銳

（1.大港油田公司第二采油廠；2.大港油田公司采油工藝研究院）

大港油田稠油油藏動用地質儲量占總儲量的30%，主體分布在棗園、王官屯、羊三木、劉官莊等區(qū)塊；原油黏度高，50℃條件下地面原油黏度為200～16 800 mPa·s，井筒流動性差，油藏整裝程度低，無法配套蒸汽驅、火燒油層等熱采開發(fā)技術，需配套電加熱、井筒摻水、加藥等降黏措施輔助生產；開采能耗大，抽油機配套電加熱工藝，單井年運行能耗費用高達30萬元；一次性投入及維護成本高，較抽油機有桿泵一次性投入增加25萬元，井筒摻水、加藥投入增加7萬元。因此，高黏稠油油藏面臨降投入和降運行成本的技術需求[1]。

電動潛油螺桿泵舉升工藝具有系統(tǒng)效率高、直驅無減速裝置、無桿采油等工藝優(yōu)點，同時螺桿泵利用擠壓增壓方式，剪切作用小，適合發(fā)展稠油冷采舉升工藝。大港油田首先開展了電動潛油螺桿泵新型無桿泵舉升工藝配套研究試驗，為大港油田稠油區(qū)塊效益開發(fā)和大斜度井的工藝配套提供了有效技術途徑。

1 工藝原理及適用條件

1.1 工藝原理

電動潛油螺桿泵采油系統(tǒng)是將潛油電動機置于井下機組的底端，通過保護器、聯軸器組件與螺桿泵的轉子下端直接連接，利用電纜將電力傳送至井下潛油電動機，電動機通過轉子輸出扭矩驅動螺桿泵運轉，將井液舉升到地面。

電動潛油螺桿泵井筒配套主要由螺桿泵、聯軸器、保護器、永磁同步電動機、測溫測壓裝置等組成[2]（圖1）。

圖1 電動潛油螺桿泵管柱

1.2 工藝特點

1）井筒機組配套：低轉速大扭矩永磁同步電動機+保護器+聯軸器+PCM螺桿泵+智能測溫測壓裝置。

2）地面控制系統(tǒng)配套：智能啟停及保護+運行監(jiān)測及智能控制+數據遠傳及診斷系統(tǒng)。

3）相比于貝克休斯?jié)撚吐輻U泵，應用了10級永磁同步電動機，配套變頻控制，轉速降為80～250 r/min，無需配套減速器裝置，避免了故障點。另外，無轉子損耗、無轉差損耗，電動機效率達到80%；啟動扭矩高，可達到額定扭矩的250%；機組溫升低，配套電動機功率低，運行電流低，發(fā)熱量僅為異步電動機的20%。

4）相比于潛油電泵，螺桿泵采用擠壓增壓方式，機械效率高，低剪切作用，從而提高稠油進泵效率，節(jié)能降耗；相比于電熱桿舉升工藝，螺桿泵應用連續(xù)舉升方式，致使過流面積大幅增加、摩阻大幅降低，從而實現稠油的井筒冷采，降低能耗。

1.3 技術適應條件

排量≤80 m3/d

舉升揚程≤2 600 m

50℃地面脫氣原油黏度≤16 000 mPa·s

套管內徑≥121.4 mm

泵掛處井斜≤90°

泵掛處全角變化率≤5°/30 m

2 稠油冷采工藝試驗

針對稠油開采能耗高的問題，開展稠油冷采舉升工藝試驗，初期試驗6口井，4口井成功，2口井出現問題。針對試驗中出現的問題，依據大港油田的油藏特征、液性、井況，對工藝設備進行了優(yōu)化和改進，同時開展了不同井況配套技術研究，提高了電動潛油螺桿泵在大港油田稠油井的適應性。

2.1 試驗中存在的問題

A井是1口因原油黏度大而不能正常生產的長期關停井，也是開展冷采試驗的第1口低含水率、低液量、高黏度的油井。生產井段為1406.1～1 411.9 m，50℃地面原油黏度為10 918 mPa·s，泵入口處溫度60℃，套管內徑124.26 mm。設計螺桿泵型號13E2600（在轉速100 r/min情況下，理論排量是13 m3/d），配套電動機功率11 kW，泵掛深度1 375 m，泵掛處井斜18.6°，泵掛處全角變化率0.35°/30 m，泵上最大井斜23.25°，泵上最大全角變化率3.15°/30 m。

問題一：高黏稠油井筒摩阻預測不準，對地層供液能力估計不足，螺桿泵排量選型不當。2017年5月完井投產，機泵轉速66 r/min，日產液5 m3，日產油4.75 t，含水率5%，電流9 A。頻繁出現過流報警，判斷地層供液不足，采取套管補液的方式實現連續(xù)生產。每天摻水3～5 m3，摻水后電流迅速降低，隨著液面逐漸降低，電流逐漸升高，電流多次超額定電流運行，摻水生產10天后，電動機無絕緣（圖2）。

問題二：小扁電纜與電動機接頭處無絕緣，小扁電纜密封失效。

問題三：螺桿泵吸入口過流面積小，稠油進泵阻力大。

B井為2014年11月開發(fā)的探井，投產后含水率高達98%，采用普通抽油機有桿泵，由于原油黏度大、流動性差、出砂等原因導致其生產不正常，頻繁檢泵，2015年8月關停。該井為開展電動潛油螺桿泵試驗的第1口井，是1口中高含水率、中高液量、中高黏度稠油井。生產井段為1908.2～1932.2 m，套管內徑為124.26 mm。設計泵型13E2600，配套電動機功率11 kW，泵深1 600 m，泵上最大井斜2.44°，泵上最大全角變化率1.28°/30 m，泵掛處井斜2.19°，泵掛處全角變化率0.28°/30 m。2017年5月試用電動潛油螺桿泵，機泵轉速100 r/min，日產液22 m3，日產油3.4 t，含水率84%。

問題四：2018年5月17日電流頻繁過載，采用罐車熱洗無效，作業(yè)后發(fā)現螺桿泵轉子卡死在定子橡膠內，分析為干抽，轉子與定子干摩溫度升高，破壞了定子橡膠。

問題五：作業(yè)發(fā)現保護器放油孔的螺釘存在松動情況，判斷為震動導致。該螺釘松動使井液從此處進入保護器內部，致使保護器失效。

圖2 摻水生產過程中電流變化

2.2 含水率對井液黏度的影響

摩阻計算模型中，雖然考慮了原油黏度、地層溫度、井眼軌跡等因素對黏度變化的影響[3]，但是通常應用50℃地面脫水原油黏度值計算摩阻。而實際生產過程中，井筒液體為油水混合物而非純油，因此，需要研究不同含水率條件下油水混合物黏度的變化規(guī)律，應用油水混合物黏度來計算摩阻，其結果更貼合實際情況，為螺桿泵舉升揚程優(yōu)選提供重要依據[3]。

研究了不同含水率條件下油水混合物的黏度，發(fā)現在含水率為40%時是油水混合物黏度的轉向點，即含水率為40%時油水混合物黏度最高，含水率高于40%后，黏度急劇降低（圖3）。

圖3 不同含水率條件下油水混合物的黏度變化

選取劉官莊油田油水混合物黏度最高的1口C井，進行了不同含水率油水混合物黏度條件下的摩阻計算?；緮祿澳ψ栌嬎憬Y果見表1及表2。

表1 C井基本數據

表2 C井摩阻計算結果

2.3 研究配套井下測溫測壓裝置

為了預防螺桿泵干抽，同時解決稠油井地面測量動液面誤差大或無法測量的問題，優(yōu)化配套了井下測溫測壓裝置，實時獲取井下壓力、溫度數據。依據沉沒壓力自動調節(jié)轉速，恒定控制沉沒度，預防干抽的同時實現油井產量的最大化。

最終形成了間抽自動啟停及恒定動液面自動調速兩種智能控制模式。測溫測壓裝置見圖4，裝置參數見表3。

表3 測溫測壓裝置參數

圖4 測溫測壓裝置示意圖

恒定動液面自動調速模式：依據監(jiān)測的壓力值可計算出沉沒度，通過設定壓力值實現油井在最佳沉沒度下高效生產，超過設定壓力值，自動提高轉速，低于設定壓力值自動降低轉速，實現恒定動液面智能采油。例如A井，設置壓力值為2.0 MPa，通過壓力數據自動調節(jié)轉速，實現了恒定動液面生產（圖5）。

間抽自動啟停模式：與恒定動液面自動調速模式不同的是設定壓力上下限值。當監(jiān)測壓力低于設定的壓力下限值時，關停電動機恢復液面；當監(jiān)測壓力高于設定壓力上限值時，自動啟動電動機。

例如C井，由于近井地帶污染，油流通道不通暢導致供液不足，設置壓力上限值為2 MPa，壓力下限值為0.3 MPa，通過壓力數據自動啟停電動機，壓力在該區(qū)間內變化，實現了自動間抽采油（圖6）。

圖5 恒定動液面模式下壓力-轉速示意圖

圖6 間抽模式下壓力變化示意圖

2.4 優(yōu)化螺桿泵吸入口

螺桿泵吸入口尺寸由110 mm×12 mm優(yōu)化為120 mm×15 mm，過流面積增加62%，進液阻力降低27%[4]。螺桿泵吸入口優(yōu)化對比見圖7。

圖7 螺桿泵吸入口優(yōu)化示意圖

2.5 優(yōu)化保護器結構

由于稠油黏度大、流動性差，在下井過程中以及正常生產過程中井液不能快速通過呼吸孔填充保護器腔體，從而導致保護器內外壓差增大，致使電動機內外壓差不能快速平衡，在電源接頭處易出現密封失效問題。

考慮稠油流動引起的壓力差，將保護器呼吸孔由下端優(yōu)化至上端，并在下井前在膠囊外腔體注入電動機油。在下井過程中由于提前注入電動機油，使保護器內外壓差迅速得到平衡，有效提高了對稠油井的適應性[5]。保護器結構優(yōu)化對比見圖8。

圖8 保護器結構優(yōu)化示意圖

2.6 改進小扁電纜接頭材質

小扁電纜接頭密封件材質承壓失效是導致電動機進液短路的重要原因，因此將接頭密封件材質由耐壓0.35 MPa提升至0.6 MPa；同時對小扁電纜規(guī)格進行升級[6]，進一步提升小扁電纜適應能力和工作穩(wěn)定性。

2.7 機組管柱減振優(yōu)化

潛油螺桿泵機組總長度18.2 m，平均轉速150 r/min。電動機的運行以及螺桿泵轉子的偏心旋轉運動易引起機組在套管內產生非線性振動，造成機組殼體連接處、電纜接頭松動，保護器損壞等現象，也是電動機短路失效的重要原因；因此，在螺桿泵兩端優(yōu)化設計了阻尼減振器，外徑為?124 mm或?121 mm，減少了機組在套管內的振動，提高了運行的穩(wěn)定性。

3 應用效果

電動潛油螺桿泵在高黏稠油冷采等方面取得良好成效，共實施27口井，平均單井產量由2.9 t提升至4.1 t，排量效率由43.7%提升至82.5%，平均運行電流為9.8 A，平均運行功率為3.7 kW，平均日耗電由應用前的1 281 kWh降至89 kWh，節(jié)電率為93%，累計節(jié)電411×104kWh，年均運行能耗由30萬元降至6.6萬元，節(jié)能效果顯著。

恢復因油稠不能正常生產的長停井7口，實現高黏稠油無輔助降黏冷采，累計增油6 000 t。單井投入成本由75萬元降至54萬元，累計節(jié)省一次性投入592萬元。通過高黏稠油難采區(qū)塊工藝技術評價，增加經濟動用地質儲量343×104t，部署新井34口，新建產能3.48×104t。

4 結論及認識

1）研究了不同含水井液黏度變化規(guī)律，為準確計算摩阻、準確配套螺桿泵型號提供了依據。

2）優(yōu)化改進了保護器結構及電纜接頭材質，解決了稠油井保護器及電動機內外壓力平衡慢的問題，優(yōu)化了螺桿泵吸入口，提升了對稠油井的技術適應性。

3）研究配套了智能測溫測壓配套技術，應用壓力數據智能控制技術杜絕了螺桿泵干抽問題，為低液量稠油井的應用提供了技術保障。

4）應用電動潛油螺桿泵取代高耗能的電加熱工藝，實現高黏稠油無輔助降黏工藝冷采，相比抽油機電加熱工藝，節(jié)電率為93%，節(jié)能成效突出。