鄭春峰，宮紅方，岳世俊，李 芳，沈 思

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司，天津 塘沽 300452; 2.中石化勝利石油管理局，山東 東營 257000; 3.中油勘探開發(fā)研究院西北分院，甘肅 蘭州 730020)

QHD32－6油田電泵井憋壓曲線模型的設(shè)計與應(yīng)用

鄭春峰1，宮紅方2，岳世俊3，李 芳1，沈 思1

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司，天津 塘沽 300452; 2.中石化勝利石油管理局，山東 東營 257000; 3.中油勘探開發(fā)研究院西北分院，甘肅 蘭州 730020)

為加強QHD32－6油田電泵井管理和有效判斷電泵井井下工況，根據(jù)電泵井工作原理和井下流體力學(xué)理論，結(jié)合電泵井結(jié)構(gòu)特征，對電泵井憋壓值與時間的變化關(guān)系進行論證分析，從而建立了電泵井憋壓曲線模型。該模型可繪制并分析不同工況下電泵井憋壓曲線及其對應(yīng)規(guī)律。實際應(yīng)用表明，該電泵井憋壓曲線模型(結(jié)合其他生產(chǎn)及測試資料)可實現(xiàn)對電泵井井下工況的相對準確分析，為現(xiàn)場施工提供理論依據(jù)。

潛油電泵井;憋壓曲線模型;憋壓峰值;工況分析;QHD32－6油田

引言

QHD32－6油田開發(fā)生產(chǎn)過程中，均采用電泵井進行油田開發(fā)。統(tǒng)計表明，電泵井在生產(chǎn)過程中會因氣油比過高、乳化，管柱漏失和泵軸斷裂等因素的影響，造成泵排量效率偏低，導(dǎo)致開發(fā)效果變差［1－3］。在日常電泵井管理中，除了電流卡片、油壓變化曲線，動液面等檢測資料外，經(jīng)常應(yīng)用井口憋壓手段來判斷井下工況。因此，急需建立1套有效的電泵井憋壓曲線模型，對電泵井憋壓曲線進行準確的判斷，進而對實際油田電泵井工況進行分析［4－5］。

1 模型建立

1.1 理論憋壓模型建立

以往學(xué)者根據(jù)憋壓過程中壓力上升速度將其過程分為4個階段，并給出不同階段的壓力響應(yīng)特征方程［6］，見圖1、2中曲線 。

(1)憋壓第Ⅰ階段:井口油壓與憋壓時間呈指數(shù)上升關(guān)系(油管內(nèi)自由氣的壓縮過程)。

式中:p為t時刻井口油壓，MPa;p0為憋壓初始時刻井口油壓，MPa;VP為單位時間內(nèi)電泵泵入油管內(nèi)的液體量，m3/s;Vg為t時刻油管內(nèi)氣體體積，m3;t為憋壓時間，s。

(2)憋壓第Ⅱ階段:井口油壓與憋壓時間呈線性關(guān)系(油管內(nèi)混合液體的壓縮過程)。

式中:βl為油管內(nèi)液體綜合壓縮系數(shù)，m3/m3;Vt為油管內(nèi)液體體積，m;t1為氣體壓縮結(jié)束時間，s。

(3)憋壓第Ⅲ階段:井口油壓與憋壓時間呈現(xiàn)關(guān)井壓力恢復(fù)的對數(shù)關(guān)系(泵排出口壓力與液面恢復(fù)造成的吸入口壓力同步增加)。

式中:t2為混合液體壓縮結(jié)束時間，s;p2為混合液體壓縮過程結(jié)束時的井口油壓，MPa;q為油井產(chǎn)量，m3/d;μ為井液黏度，mPa·s;B為地層流體體積系數(shù);K為儲層滲透率，10－3μm2。

(4)憋壓第Ⅳ階段:井口油壓與憋壓時間呈現(xiàn)水平直線關(guān)系(憋壓不停泵，無流體與外部介質(zhì)進行交換，壓力將保持在停泵前的水平上)。

式中:pa為恒定油壓，MPa。

1.2 不同影響因素下憋壓曲線模型

1.2.1管柱漏失情況下憋壓曲線模型

電泵井管柱存在漏失時，在憋壓過程中由于內(nèi)外壓力差的作用，油管內(nèi)井液流入油套環(huán)空中，其流動特征可歸結(jié)為孔口滲流過程。選取油管漏失點及井口壓力表處為基準面建立伯努利方程［7］，得:

式中:H1為油管內(nèi)液柱高度，m;H2為套管內(nèi)液柱高度，m;pc為套壓，MPa;p為井口油壓，MPa;v1為井口處液面的運動速度，m/s;v為油管壁漏失處液體流動速度，m/s;ξ為孔口阻力系數(shù)。

因v1為井口處液面的運動速度，可近似認為液面始終保持不動，速度為0。對于圓形薄壁小孔口來說，ξ=0.06。一般認為套壓pc是常數(shù)，得:

式中:V為單位時間內(nèi)油管內(nèi)漏失體積，m3/s;ε為孔口的收縮系數(shù);A為孔口處的液流斷面，m2。

管柱存在漏失時，油管內(nèi)的液體量應(yīng)該為單位時間內(nèi)電潛泵泵入液體量與管柱漏失量之差，即:

式中:βm為油管內(nèi)流體混合物的綜合壓縮系數(shù);為單位時間內(nèi)管柱漏失量，m3;ΔP為單位時間內(nèi)的壓力變化量，MPa。

將式(9)變換成積分式并積分，得出管柱漏失情況下憋壓曲線變化關(guān)系為:

由初始條件t=T2，p=p2，可得管柱漏失條件下的井口油壓變化關(guān)系式:

根據(jù)式(11)繪制憋壓曲線(圖1)。管柱存在漏失情況下，電泵井憋壓曲線主要體現(xiàn)3個特點:①油壓憋壓值相比正常工況下憋壓值l上升緩慢(圖1中曲線l1);②油壓憋壓峰值小于正常工況下憋壓峰值;③不停泵憋壓，當(dāng)油壓達到最大值后會緩慢下降，后期井口油壓的憋壓峰值維持在較低水平線上(圖1中曲線l2、l3)。

圖1 管柱漏失情況下不停泵電泵井憋壓曲線示意圖

1.2.2高生產(chǎn)氣油比、乳化或泵軸斷裂情況下憋壓曲線模型

高生產(chǎn)氣油比，乳化或泵軸斷裂等因素造成電泵井實際運行情況發(fā)生改變都可以歸結(jié)為電泵井實際提供的揚程減少，即可歸結(jié)為電泵揚程系數(shù)下降。

(1)假設(shè)電泵級數(shù)為n，距離泵出口處第n1個泵軸斷裂，則泵的實際運行級數(shù)為n－n1，此時電泵提供的實際揚程降低，電泵揚程系數(shù)減小，即:

式中:η為電泵的揚程系數(shù);H為電泵提供的實際揚程，m。

(2)若因乳化或高生產(chǎn)氣油比等原因，造成井液黏度變大或造成電泵欠載。此時電泵提供的實際揚程降低，電泵揚程系數(shù)減小，即:式中:η2為因乳化或高生產(chǎn)氣油比等原因產(chǎn)生的潛油電泵實際揚程系轉(zhuǎn)換系數(shù)。

總體來看，可將二者歸并到電泵實際揚程系數(shù)減小上，即:

式中:η1為因其他原因產(chǎn)生的潛油電泵實際揚程系轉(zhuǎn)換系數(shù)。

實際上在4個不同憋壓階段，揚程系數(shù)的降低均可導(dǎo)致實際提供揚程的減小，即:

根據(jù)式(15)～(18)繪制憋壓曲線(圖2)，可以看出因高生產(chǎn)氣油比，乳化或泵軸斷裂等因素造成電泵實際提供揚程減小，其憋壓井口曲線主要呈現(xiàn)以下3個特點:①在相同的憋壓時間內(nèi)，油壓上升的值小于正常工況下憋壓值;②憋壓至相同的壓力下，需要更長的憋壓時間(圖2中曲線l1);③不停泵憋壓，井口憋壓峰值小于正常工況下泵憋壓峰值，且維持在較低水平線上(圖2中曲線l2、l3)。

圖2 高生產(chǎn)氣油比，乳化或泵軸斷裂情況下不停泵電泵井憋壓曲線

2 現(xiàn)場應(yīng)用

2.1 管柱漏失對潛油電泵井影響判別

QHD32－6油田X1井檢泵后產(chǎn)液量突然下降，含水變化不大，電流變化微小，分析認為電泵上方管柱存在漏失點。于2011年1月平臺操作人員進行井口不停泵憋壓測試。憋壓前動液面為396 m，運行電流為29.5 A，油壓為2.9 MPa，套壓為1 MPa，憋壓過程中運行電流為27.7 A。

圖3為QHD32－6油田X1井實際電泵井憋壓曲線，分為3個階段(與理論曲線相比缺少指數(shù)上升階段)。缺少指數(shù)上升階段主要是因為該井生產(chǎn)氣油比較低(僅20 m3/m3)，進入電泵腔體內(nèi)的氣體基本忽略不計，導(dǎo)致憋壓第Ⅰ階段氣體壓縮過程不明顯，壓力傳導(dǎo)直接進入憋壓第Ⅱ階段。

圖3 QHD32－6油田X1井實際憋壓曲線

憋壓過程中運行電流與憋壓前運行電流相比相差2 A，表明電泵對井液做功略有減少，電泵吸入口產(chǎn)液量與電泵正常運轉(zhuǎn)時產(chǎn)液量相差不大。X1井采用分采管柱生產(chǎn)，該管柱井下工具Y堵是管柱漏失最為薄弱點，初步分析認為X1井Y堵有漏失點。

2011年3月對X1井打壓驗證Y堵的密封性，打壓后日產(chǎn)液量上升55 m3/d左右，日產(chǎn)油量上升10 m3/d左右，含水率保持在75%左右不變，打壓驗封后該井開發(fā)效果與檢泵作業(yè)前相當(dāng)。表明結(jié)合電泵井實際生產(chǎn)及測試數(shù)據(jù)，應(yīng)用憋壓曲線模型驗證管柱漏失是可行的。

2.2 泵效降低或泵軸斷裂對潛油電泵井影響判別

QHD32－6油田X2井，2009年12月檢泵開井生產(chǎn)，該井于2010年10月產(chǎn)液量下降30 m3/月左右，電流下降8 A左右，含水維持在42%左右，單井產(chǎn)液能力下降明顯。根據(jù)產(chǎn)液量及電流變化情況，初步分析X1井因泵效降低導(dǎo)致單井開發(fā)效果變差。

2010年11月平臺操作人員進行井口不停泵憋壓測試。憋壓前測試動液面為440 m，油壓為2.0 MPa，套壓為1.3 MPa，運行電流為20 A，憋壓過程中運行電流為19.3 A，運行電流變化不明顯。由圖4可知，X井憋壓曲線呈現(xiàn)一條水平直線，井口憋壓最高恢復(fù)到2.2 MPa，遠小于檢泵后新機組井口憋壓測試值(12 MPa)。分析認為電泵存在葉導(dǎo)輪流道的變形、磨損、結(jié)垢或泵軸、乳化和高生產(chǎn)氣油比因素影響電泵揚程系數(shù)下降，建議X2井主動換泵作業(yè)，主動換泵作業(yè)提井時發(fā)現(xiàn)電泵葉導(dǎo)輪流道變形，下部泵軸斷裂，嚴重影響了泵的實際揚程系數(shù)。檢泵后X1井生產(chǎn)恢復(fù)至正常生產(chǎn)水平上。研究表明，結(jié)合電泵井實際生產(chǎn)及測試數(shù)據(jù)，應(yīng)用憋壓曲線模型驗證泵效下降情況是可行的。

圖4 QHD32－6油田X2井憋壓曲線

3 結(jié) 論

(1)應(yīng)用電泵井憋壓曲線模型，可繪制不同影響因素下對應(yīng)的電泵井憋壓曲線，結(jié)合電泵井實際生產(chǎn)及測試數(shù)據(jù)，可用于驗證電泵井井況。

(2)管柱漏失情況下不停泵電泵憋壓值相比正常工況下憋壓值上升緩慢，且其憋壓峰值小于正常工況下的憋壓峰值，后期油壓達到最大值后緩慢下降，最后油壓維持在相對較低水平上。

(3)高生產(chǎn)氣油比、乳化或泵軸斷裂情況下相比正常工況下憋壓值上升緩慢，且憋壓至相同的壓力下，需要更長的憋壓時間，最后油壓維持在相對較低水平上。

(4)QHD32－6油田X1、X2井的現(xiàn)場試驗證明，應(yīng)用電泵井憋壓曲線模型可有效驗證管柱漏失及電泵泵效下降情況。

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編輯 周丹妮

TE358

A

1006－6535(2012)03－0140－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.03.037

20111022，改回日期:20120320

鄭春峰(1983－)，男，助理工程師，2006年畢業(yè)于東北石油大學(xué)信息與計算科學(xué)專業(yè)，2010年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)油氣田開發(fā)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)方面的生產(chǎn)及科研工作。