劉正偉,解廣娟,楊 程,張瑞綱

（1.中海油田股份有限公司,天津塘沽300452;2.天津機(jī)電職業(yè)技術(shù)學(xué)院,天津紅橋300131;3.中海油能源發(fā)展監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)公司,天津塘沽 300452）

稀油作動(dòng)力液射流泵技術(shù)在旅大稠油油田的應(yīng)用

劉正偉1,解廣娟2,楊 程3,張瑞綱3

（1.中海油田股份有限公司,天津塘沽300452;2.天津機(jī)電職業(yè)技術(shù)學(xué)院,天津紅橋300131;3.中海油能源發(fā)展監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)公司,天津塘沽 300452）

旅大27-2油田是一個(gè)多含油層系,各油組原油黏度差異大。東營(yíng)組為稀油,地面原油黏度4.8～6.0 mPa·s,適合采用電潛泵開采;而明化鎮(zhèn)組稠油油藏地面原油黏度1 052.0～5 369.2 mPa·s,地面原油密度0.968～0.989 g/cm3,常規(guī)的電潛泵難以正常開采,若采用常規(guī)熱采方式開采,將會(huì)花費(fèi)巨大的成本。因此嘗試以同一油田的下部東營(yíng)組稀油作為射流泵的動(dòng)力液,對(duì)上部明化鎮(zhèn)兩口稠油井選擇射流泵試驗(yàn)開采。經(jīng)對(duì)該油田兩口稠油井A14h、A15h現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用,油井產(chǎn)量達(dá)到ODP配產(chǎn),生產(chǎn)穩(wěn)定。這為該類型油田的后續(xù)開發(fā)積累了經(jīng)驗(yàn)。

稀油;動(dòng)力液;射流泵;稠油;采油工藝

Abstract:Viscosity of crude oil in LD 27-2 oil field was different in different layers.Light oil mainly existed in Dongying formation and viscosity was 4.8 ～ 6.0 mPa·s,and it was produced by electric submersible production.Heavy crude oil existed in Minghuazhen formation and its viscosity was 1 052.0～5 369.2 mPa·s,surface oil density was 0.968 ～ 0.989 g/cm3,so it is difficult to use electric submersible pumps for oil extraction.Therefore,we try to use crude oil in Dongying formation as power fluid to extract oil from Minghuangzhen A14h well and A15h well using jet pump.After field application,oil production was stable and reached ODP production proration,and cost was reduced.This is the first application of jet pump production using light oil as power fluid in offshore heavy oil field and some proposals to improve this technology was also put forward in this paper.

Key words:light oil;power liquid;hydraulic jet pump;heavy oil and oil production

眾所周知,海上稠油油田開發(fā)難度大,采用的工藝技術(shù)應(yīng)能夠適應(yīng)海上復(fù)雜多變的海況、氣象,以保證人員和設(shè)施的安全,從而保證油田的正常生產(chǎn)[1]。在舉升工藝上,同樣要求能夠根據(jù)油田的實(shí)際情況,恰當(dāng)?shù)倪x用合適的機(jī)采方式。

旅大27-2油田是一個(gè)多含油層系,各油組原油黏度差異大。該油田下部東營(yíng)組為稀油,可采用電潛泵開采,但對(duì)上部明化鎮(zhèn)組稠油油藏不適合。如果采用常規(guī)熱采方式開采明化鎮(zhèn)組稠油油藏,需要熱采生產(chǎn)管柱、租用蒸汽吞吐設(shè)備等,將花費(fèi)高額成本。因此嘗試以同一油田東營(yíng)組稀油作為射流泵的動(dòng)力液,對(duì)明化鎮(zhèn)組稠油選擇射流泵試驗(yàn)開采,稠油黏度將大幅降低,更有利于射流泵舉升。經(jīng)對(duì)A14h、A15h兩口稠油井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)應(yīng)用后,產(chǎn)量穩(wěn)定,超過ODP配產(chǎn)要求。在旅大27-2油田的首次成功應(yīng)用為該類型油田的后續(xù)開發(fā)積累了經(jīng)驗(yàn)。

1 油藏特點(diǎn)

旅大27-2油田油層深度1 500 m,自下而上依次為東營(yíng)組、館陶組和明化鎮(zhèn)組,其中明化鎮(zhèn)組油藏屬于重質(zhì)稠油油藏。旅大27-2油田屬于正常的溫度和壓力系統(tǒng),壓力系數(shù)為1.0,地溫梯度為2.6℃/100 m。儲(chǔ)集層巖性主要為細(xì)—中粒巖屑長(zhǎng)石砂巖,顆粒分選中—好。

旅大27-2油田東營(yíng)組為稀油,地面原油黏度4.8～6.0 mPa·s,采用電潛泵開采;而明化鎮(zhèn)組稠油地面原油黏度1 052.0～5 369.2 mPa·s,地面原油密度 0.968～0.989 g/cm3,含蠟量0.68%～18.32%,膠質(zhì)瀝青質(zhì) 4.31%～45.36%,凝固點(diǎn) -8～+18 ℃。因此,采用常規(guī)的電潛泵機(jī)采方式難以正常開采。

2 稀油作動(dòng)力液射流泵開采旅大27-2稠油油田的應(yīng)用

2.1 射流泵優(yōu)選和生產(chǎn)管柱設(shè)計(jì)[2]

射流泵井下裝置包括:射流泵井下機(jī)組、封隔器、油管及井口裝置;配套地面設(shè)備包括:高壓泵機(jī)組、動(dòng)力液處理、加熱裝置、計(jì)量?jī)x表等。生產(chǎn)方式為反循環(huán)式,即動(dòng)力液由油套管環(huán)空進(jìn)入射流泵,與地層液體混合后從油管返回到地面生產(chǎn)流程。射流泵工作管柱結(jié)構(gòu)如圖1所示。

射流泵工作筒為滑套結(jié)構(gòu),連通油套管和射流泵,是射流泵動(dòng)力液從油套環(huán)空進(jìn)入的通道。射流泵靠井下固定裝置（鎖芯）安裝在工作筒（滑套）內(nèi),通過鋼絲作業(yè)和專用投撈工具進(jìn)行安裝和打撈作業(yè)。采用反循環(huán)式射流泵,更換射流泵喉管和噴嘴時(shí)需要進(jìn)行起下管柱作業(yè)或連續(xù)油管投撈;對(duì)喉管和噴嘴的選取,應(yīng)根據(jù)每口井產(chǎn)能和地面設(shè)備情況,對(duì)比分析不同尺寸喉管和噴嘴對(duì)油井產(chǎn)液量的影響,在固定喉管和噴嘴時(shí),還應(yīng)考慮不同的環(huán)空動(dòng)力液的注入排量和注入泵壓對(duì)油井產(chǎn)液量的影響。

圖示:1.井下安全閥;2.“X”型滑套（內(nèi)裝射流泵）;3.電子壓力計(jì);4.定位密封總成;5.倒角帶孔管;6.帶孔圓堵;A.頂部封隔器;B.油藏保護(hù)閥;C.5-1/2”盲管;D.5-1/2”梯級(jí)優(yōu)質(zhì)篩管。

2.2 稀油作射流泵動(dòng)力液技術(shù)

2.2.1 所用動(dòng)力液的技術(shù)難點(diǎn)

本文所用動(dòng)力液的技術(shù)難點(diǎn)在于:（1）動(dòng)力液液體不同。其它油田多采用處理后的污水,而本油田采用的是油田下部油層的稀油,對(duì)動(dòng)力液設(shè)計(jì)的考慮因素更加細(xì)致,如,動(dòng)力液與地層產(chǎn)液的配伍性問題、混合液乳化問題、黏度問題、動(dòng)力液指標(biāo)確定問題等;（2）動(dòng)力液地面供給處理流程不同,即增壓設(shè)備、供給設(shè)備、處理設(shè)備等一系列裝置都與其它海上油田及陸上油田不同。

2.2.2 射流泵采用稀油作動(dòng)力液的工藝要求

在開采明化鎮(zhèn)組稠油時(shí),采用東營(yíng)組產(chǎn)出的稀油,經(jīng)過井口分離器脫水脫氣處理后作為射流泵采油的動(dòng)力液。稀油動(dòng)力液注入前所含固體顆粒直徑要求小于0.5 mm,體積含量要求小于0.05%。稀油動(dòng)力液注入前最大限度減少自由氣體的含量,并且不含腐蝕性物質(zhì)。稀油動(dòng)力液注入時(shí)溫度不低于45℃、壓力不低于12 MPa。動(dòng)力液供給系統(tǒng)最小注入排量為200 m3/d,且供給系統(tǒng)運(yùn)轉(zhuǎn)穩(wěn)定,注入排量及壓力恒定,供給系統(tǒng)異常停泵出現(xiàn)幾率最小。地面動(dòng)力液供給系統(tǒng)配置緩沖罐,動(dòng)力液增壓進(jìn)入每口井前需配備計(jì)量裝置進(jìn)行計(jì)量。射流泵對(duì)動(dòng)力液水質(zhì)的要求不高,只要過濾掉機(jī)械雜質(zhì)和除掉細(xì)菌即可使用。

射流泵生產(chǎn)采油時(shí),需要較高的吸入壓力以防止氣穴;由于機(jī)械效率較低,所需輸入功率比一般水力泵要高;生產(chǎn)中要求動(dòng)力液量要計(jì)量準(zhǔn)確,油井產(chǎn)液要計(jì)量準(zhǔn)確,油井含水要化驗(yàn)準(zhǔn)確,否則,將影響油井產(chǎn)量計(jì)算的準(zhǔn)確性,進(jìn)而影響油井的動(dòng)態(tài)分析。

2.2.3 動(dòng)力液地面流程

對(duì)于海上油田來說,動(dòng)力液的存儲(chǔ)、供給以及地面機(jī)組的配套,都需要安裝在采油平臺(tái)上。旅大27-2油田射流泵使用的動(dòng)力液為東營(yíng)組的稀油,與油田注水系統(tǒng)共用一套流程（圖2）,經(jīng)井口管匯分配到每一口射流泵井。每口射流泵井的實(shí)際注入量通過針型閥調(diào)整,用渦輪式動(dòng)力液流量計(jì)計(jì)量,管匯額定壓力10 MPa。動(dòng)力液和注水泵為電機(jī)驅(qū)動(dòng)的三缸柱塞泵,共有3臺(tái)機(jī)組（1臺(tái)為備用）,總排量為1 000 m3/d,總功率為225 kW。在油田實(shí)施注水前,3臺(tái)泵全部向射流泵供動(dòng)力液。

圖2 射流泵采用稀油作動(dòng)力液地面流程圖Fig.2 Flow chart of hydraulic jet pump with light oil as power fluid

2.2.4 動(dòng)力液的設(shè)計(jì)

鑒于上述稀油作動(dòng)力液的工藝要求,需詳細(xì)研究稠油在不同含水率下的溫—黏關(guān)系、井筒溫度與壓力隨深度的變化,以便設(shè)計(jì)出最優(yōu)的動(dòng)力液。

（1）選擇合適的動(dòng)力液量與稠油井產(chǎn)液量的體積比

根據(jù)參考文獻(xiàn)[3]和實(shí)驗(yàn)室實(shí)驗(yàn)結(jié)果,表明旅大27-2油田射流泵所需動(dòng)力液量與稠油井產(chǎn)液量的體積比選擇1∶1,降黏效果較好。

（2）動(dòng)力液中固體顆粒粒徑

據(jù)調(diào)研結(jié)果與實(shí)驗(yàn)室研究,對(duì)泵舉升影響的主要是動(dòng)力液中固體顆粒含量及大小,推薦顆粒介于噴嘴大小的1/2～1/3之間。

（3）溫—黏關(guān)系

含水稀油作為動(dòng)力液對(duì)開采過程可能會(huì)有兩個(gè)方面的影響:（1）含水后在某個(gè)階段會(huì)增加混合原油的黏度,引起更大壓降,增加能耗;（2）在射流泵噴嘴處油水可能有時(shí)不均勻引起能量分配不合理。所以,對(duì)旅大27-2油田明化鎮(zhèn)稠油在不同含水率下的溫—黏關(guān)系進(jìn)行分析顯得特別重要。

通過對(duì)其進(jìn)行試驗(yàn)分析（圖3）,表明含水率40%～70%和小于40%的原油黏度隨溫度變化明顯不同,當(dāng)溫度在50～70℃之間,含水大于40%的原油黏度不到100 mPa·s。根據(jù)調(diào)查和研究,確定旅大 27-2油田明化鎮(zhèn)兩口稠油井（A14h、A15h）產(chǎn)液含水小于60%時(shí),選擇射流泵試驗(yàn)開采,以熱稀油作為動(dòng)力液;而產(chǎn)液含水大于60%后,改為電潛泵生產(chǎn)。

（4）井筒溫度、壓力隨深度變化

圖3 旅大27-2油田明化鎮(zhèn)組稠油黏度在不同含水率下隨溫度變化Fig.3 Curve of variation of viscosity with temperature according to different water cut for Minghuazhen formation heavy oil in LD27-2 oilfield

通過對(duì)正常生產(chǎn)中的井筒溫度隨深度的變化的模擬結(jié)果（圖4,模擬基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表1）,表明在動(dòng)力液注入量50 m3/d時(shí),壓力呈直線梯度下降,而溫度在井深580 m處,出現(xiàn)正常拐點(diǎn)。對(duì)上述模擬結(jié)果進(jìn)行計(jì)算,目前兩口稠油井注入溫度至少要保持在用作動(dòng)力液的稀油的析蠟點(diǎn)5℃以上,注入壓力為12 MPa。

圖4 井筒溫度、壓力隨深度變化曲線Fig.4 Curve of variation about wellbore temperature and pressure

表1 旅大27-2油田井筒溫度模擬計(jì)算基礎(chǔ)數(shù)據(jù)Tab.1 Basic data of wellbore temperature simulation for LD27-2 oilfield

（5）動(dòng)力液設(shè)計(jì)

根據(jù)上述溫黏關(guān)系和井筒溫度、壓力隨深度的變化的模擬結(jié)果,設(shè)計(jì)了旅大27-1油田的動(dòng)力液（表2）。

表2 旅大27-2油田動(dòng)力液設(shè)計(jì)Tab.2 Result of power fluid design for LD27-2 oilfield

2.3 啟泵投產(chǎn)技術(shù)

調(diào)節(jié)采油樹油嘴至最大（51 mm）,連接平臺(tái)壓井泵管線至油套環(huán)空,利用平臺(tái)壓井泵往環(huán)空注入柴油5 m3,注入排量10～20 m3/d,注入壓力控制在12 MPa以內(nèi);改為注入地?zé)崴鳛閯?dòng)力液,進(jìn)行試生產(chǎn),注入排量為80 m3/d,注入壓力為8～12 MPa,根據(jù)返排時(shí)生產(chǎn)壓差調(diào)節(jié)油嘴;穩(wěn)定生產(chǎn)后,改為注入稀油動(dòng)力液轉(zhuǎn)為正式生產(chǎn)。注入液排量為80 m3/d,注入壓力為8～12 MPa。

3 采用稀油作動(dòng)力液射流泵在旅大油田的應(yīng)用效果

LD27-2-A14h和A15h井ODP配產(chǎn)（產(chǎn)油量）分別為24.7 m3/d和20 m3/d。該油田投產(chǎn)后,兩口井實(shí)際產(chǎn)油量（不包括東營(yíng)組稀油）分別為43 m3/d和38 m3/d,目前兩口井已穩(wěn)定生產(chǎn)90天。采用稀油作動(dòng)力液射流泵采油效果十分明顯。

4 結(jié)論和建議

（1）旅大油田利用該油田東營(yíng)組稀油作射流泵的動(dòng)力液,開采同一油田的另一個(gè)層位明化鎮(zhèn)組稠油,現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用表明效果良好。

（2）旅大27-2油田射流泵所需動(dòng)力液量與稠油井產(chǎn)液量的體積比按1∶1,降黏效果較好;影響泵舉升的主要因素是動(dòng)力液中固體顆粒含量及顆粒大小,建議顆粒直徑是噴嘴大小的1/2～1/3。

（3）稀油動(dòng)力液中,對(duì)于稀油中固體顆粒大小、含水比例、含氣以及稀油與稠油之比等關(guān)鍵參數(shù),還需要做進(jìn)一步的研究。

（4）稀油作動(dòng)力液射流泵開采稠油技術(shù)可以應(yīng)用在類似稠油油田。

[1]孫寶全.海上油田水力射流泵采油工藝技術(shù)[J].石油機(jī)械,2008,10:60-62.

[2]李成見.射流泵在渤海埕北稠油油田的成功應(yīng)用[J].中國(guó)海上油氣,2005,17（2）:108-111.

[3]張大椿,唐善法,丁洪坤,等.水力噴射泵舉升稠油摻稀比影響因素研究[J].斷塊油氣田,2009,16（4）:92～94.

Technology of hydraulic jet pump using light oil as power fluid in LD heavy oil field

Liu Zhengwei1,Xie Guangjuan2,Yang Cheng3,Zhang Ruigang3

（1.China Oilf ield Services Ltd.,Tanggu300452;2.Tianjin Institute of Electrical and Mechanical Technology,Hongqiao300131;3.Supervision Branch of CNOOC Energy Technology Development Co.,Ltd.,Tanggu300452）

TE345;TE355.5

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.04.076

1008-2336（2010）04-0076-05

2010-06-08;改回日期:2010-07-12

劉正偉,男,1978年生,碩士,現(xiàn)從事海上石油完井相關(guān)技術(shù)工作。E-mail:liuzw@cosl.com.cn。