王佳中，劉艷濤

(中海油天津分公司渤中作業(yè)公司 天津300451)

0 引 言

二十年代初至今，塔河油田[1]、遼河油田、勝利油田采用地面摻稀油生產(chǎn)方式降低稠油粘度以提高泵效，橋口油田在低產(chǎn)量、低含水油井[2]，勝利油田墾西區(qū)、大港油田在高含蠟油井，中原油田在高含鹽油井[3]的生產(chǎn)上進(jìn)行了環(huán)空補(bǔ)水生產(chǎn)嘗試，陸地各油田選用的介質(zhì)主要有稀油、淡水、生產(chǎn)水、活性水等4類，其中以油井環(huán)空內(nèi)注入高溫淡水/生產(chǎn)水和稀油最為普遍，因此多稱為摻水或摻稀油生產(chǎn)，主要涉及柱塞式抽油泵、電潛離心泵等機(jī)械采油方式，并在介質(zhì)種類、數(shù)量、溫度、注入位置、生產(chǎn)管理等方面做了許多理論研究和長(zhǎng)期實(shí)踐，井下補(bǔ)液生產(chǎn)制度在陸地油田已得到比較廣泛的應(yīng)用和認(rèn)可。

渤海油田曾有稠油井摻稀油降粘并將稀油作為射流泵動(dòng)力液的生產(chǎn)工藝研究[4]，對(duì)于大多數(shù)海上油田油井環(huán)空補(bǔ)液(介質(zhì)為柴油、地?zé)崴蛏a(chǎn)水)是處理井下電泵機(jī)組運(yùn)行異常情況的一種措施，油井運(yùn)行正常后即停止補(bǔ)液。本文結(jié)合渤海海上油田介質(zhì)資源和流程設(shè)置的特點(diǎn)，通過實(shí)例分析了油井環(huán)空補(bǔ)液生產(chǎn)在海上油田的適用性和經(jīng)濟(jì)性，希望能為海上低產(chǎn)、低效和高故障率的稠油油井，高凝點(diǎn)、高含鹽油井等找到一種經(jīng)濟(jì)可行的生產(chǎn)方案。

1 環(huán)空補(bǔ)液生產(chǎn)方式在海上油田的應(yīng)用

1.1 適用性

環(huán)空補(bǔ)液生產(chǎn)方式適用于產(chǎn)液量較少的機(jī)采油井，針對(duì)高粘度的中重質(zhì)原油、高含鹽、高含蠟/高凝點(diǎn)原油等易發(fā)生管泵堵塞、泵抽困難的油井，如采用不同介質(zhì)、流量和溫度則可分別起到降粘、溶鹽、清蠟或緩解出油管柱結(jié)蠟、改善采油泵工況等作用，從而延長(zhǎng)井下機(jī)組壽命、提高油井生產(chǎn)效益。

海上油田多采取叢式井布局開發(fā)，因而注采設(shè)備、配套設(shè)施高度集中，其中大多有充足的生產(chǎn)水/地下水水源，水溫50～70℃，適當(dāng)改造化學(xué)藥劑系統(tǒng)、壓井系統(tǒng)和注水系統(tǒng)即可為油井環(huán)空補(bǔ)液，無需新增水處理、加熱和泵送設(shè)備，新建或改造費(fèi)用都較少。

1.2 生產(chǎn)控制要點(diǎn)

補(bǔ)液生產(chǎn)油井可將最佳泵效下降8%，對(duì)應(yīng)的排量、揚(yáng)程為離心泵經(jīng)濟(jì)運(yùn)行參數(shù)，高粘井主要控制產(chǎn)液粘度，結(jié)蠟或結(jié)鹽井則分別對(duì)應(yīng)控制產(chǎn)液的溫度、鹽的溶解度，綜合考慮資源的易得性、與地層流體配伍性、物性及高效分離方式，以油井產(chǎn)油量、電泵機(jī)組經(jīng)濟(jì)高效、長(zhǎng)壽命為目標(biāo)，確定補(bǔ)充介質(zhì)、最佳補(bǔ)充液量、深度(泵吸入口或泵排出口)和溫度，可選擇連續(xù)或周期性補(bǔ)液方式[5]。

各油田、各井的情況復(fù)雜多變，受篇幅所限本文僅以電潛離心泵采油井泵下環(huán)空補(bǔ)水降粘為例來說明其生產(chǎn)控制要點(diǎn)。

1.2.1 生產(chǎn)制度確定

油井環(huán)空補(bǔ)水改變了井下流體的含水量，導(dǎo)致井下流體粘度發(fā)生變化，對(duì)泵效有很大影響，為了簡(jiǎn)化稠油低產(chǎn)、不穩(wěn)定油井環(huán)空泵下補(bǔ)液量計(jì)算模型和步驟，對(duì)油井井下情況做如下假設(shè)[6]：

①補(bǔ)充水在井筒內(nèi)和地層產(chǎn)出液混合充分且分布均勻；

②地層產(chǎn)出液產(chǎn)出量和含水穩(wěn)定，且僅與井下壓力有關(guān)；

③井下壓力大于泡點(diǎn)壓力，泵入口處流體為油水兩相液態(tài)混合物；

④泵出口到井口流體壓降損失依照油水混合液湍流計(jì)算；

⑤泵吸口處地層溫度等于混合液溫度；

⑥生產(chǎn)水與井下產(chǎn)液、地層巖石配伍性良好，且不添加化學(xué)藥劑。

1.2.2 補(bǔ)水量初值及調(diào)整

約束條件：混合液含水率不等于反相點(diǎn)含水率，即Wmix%≠w'%

式中：Qr為補(bǔ)水量，m3/h；Qp為井下產(chǎn)液量，m3/h；Qo為井下產(chǎn)油量，m3/h；Qw為井下產(chǎn)水量，m3/h；QBEP-W為水工況最佳效率點(diǎn)流量，m3/h；e為流量計(jì)算系數(shù)，取值范圍一般為40%～130%；Wmix%為混合液含水率；w%為井下產(chǎn)液含水率；w'%為含水原油反相點(diǎn)含水百分比。

1.2.3 井下油水混合液粘度計(jì)算

根據(jù)混合液溫度t、含水率Wmix%和原油粘度-溫度-含水率表格，利用插值法計(jì)算混合液動(dòng)力粘度。

式中：t為泵吸入口處溫度(液可直接用實(shí)測(cè)數(shù)據(jù))，℃；t0為溫初始地表平均溫度，℃；h為泵吸入口到井口的垂直距離，m；m為油藏地溫梯度，℃/100m；根據(jù)式(6)、(7)轉(zhuǎn)換為運(yùn)動(dòng)粘度Vvis

式中：μ為動(dòng)力粘度，mPa·s；ν為運(yùn)動(dòng)粘度，mm2/s；ρmix為與測(cè)量運(yùn)動(dòng)粘度相同溫度下混合液的密度，g/cm3；ρw′為補(bǔ)充生產(chǎn)水的密度，g/cm3。

1.2.4 電潛泵排量、揚(yáng)程和井口壓力及電機(jī)功率復(fù)核

根據(jù)離心泵標(biāo)準(zhǔn)性能曲線和ANSI/HI 9.6.7—2010《(離心式)葉片泵的設(shè)計(jì)與應(yīng)用標(biāo)準(zhǔn)》，用參數(shù)B及公式(8)～(16)對(duì)離心泵的流量、揚(yáng)程和功率進(jìn)行校正、復(fù)核[7]。

參數(shù)B計(jì)算：

式中：Vvis為介質(zhì)粘度，mm2/s；QBEP-W為水工況最佳效率點(diǎn)流量，m3/h；HBEP-W為水工況最佳效率點(diǎn)揚(yáng)程，m；N為泵轉(zhuǎn)速，rpm。

流量修正系數(shù)CQ和流量計(jì)算：

式中：Qvis為混合液流量，m3/h；QW為水工況流量，m3/h。

揚(yáng)程修正系數(shù)和揚(yáng)程：

式中：CBEP-H為水工況最高效率點(diǎn)修正系數(shù)，取為CH；Hvis為混合液揚(yáng)程，m；HW為水工況揚(yáng)程，m。

功率計(jì)算：

式中：ηvis為混合液工況效率；Cη為效率修正系數(shù)；ηw為水工況效率；Pvis為混合液工況軸功率；s為混合液比重；ρw為純水密度，1g/cm3

1.2.5 選定生產(chǎn)控制參數(shù)

Pw≥ΔP，Pvis≤Pmotor的條件下，進(jìn)行如下計(jì)算：

式中：E為有效效率，m3/h/W；ΔP為生產(chǎn)管匯回壓，MPa，取1.4MPa；Pc為油嘴壓力損失，MPa；Ph為泵吸入口壓力，MPa；Pf為油嘴前壓力損失，MPa；Pw為井口壓力，MPa；Re為井下流體雷諾數(shù)；h為泵出口到井口的垂直距離，m；l為泵出口到井口的距離，m；d為油管內(nèi)徑，mm；Pmotor為離心泵配套電機(jī)額定功率，kW；λ為油管摩阻系數(shù)，油管相對(duì)粗糙度取用無縫鋼管參數(shù)ε/d=0.03/d[8]，據(jù)式(8)計(jì)算井下流體Re值，從摩擦因子中選定λ[9]，一般油管對(duì)應(yīng)湍流區(qū)λ大約在0.016～0.04之間。

根據(jù)以上公式及泵性能曲線的典型工作點(diǎn)調(diào)整流量計(jì)算參數(shù)e及對(duì)應(yīng)的泵性能參數(shù)，確定井下混和流體粘度值，核定、調(diào)整摩阻系數(shù)后分別計(jì)算Qvis、Hvis、Pvis和E。

從計(jì)算結(jié)果中，選定最高效率E對(duì)應(yīng)的Qr，以其與Qp之和為主要控制指標(biāo)，Pvis、Pw為參考指標(biāo)。

1.2.6 精確計(jì)量補(bǔ)液量

環(huán)空補(bǔ)液油井產(chǎn)液中包含了地面補(bǔ)液和地層產(chǎn)液兩部分，因此補(bǔ)液管線應(yīng)配置高精度流量計(jì)。市場(chǎng)上有渦輪、旋渦、孔板和電磁等多種類型流量計(jì)，其中電磁流量計(jì)具有精度高、對(duì)固體雜質(zhì)不敏感、故障率低的優(yōu)點(diǎn)，應(yīng)用較廣泛，但價(jià)格偏高。在補(bǔ)水量不多或斷續(xù)補(bǔ)液時(shí)也可使用定容積的儲(chǔ)罐進(jìn)行液量計(jì)量。

1.2.7 防腐蝕、防垢

采用非注水介質(zhì)的其他流體做補(bǔ)充介質(zhì)時(shí)應(yīng)進(jìn)行流體之間的配伍性和腐蝕性實(shí)驗(yàn)，防止產(chǎn)生地層污染以及泵和管線結(jié)垢、腐蝕現(xiàn)象。

1.3 流程設(shè)置方案

海上在生產(chǎn)油田一般都配置有生產(chǎn)水/地下水系統(tǒng)、化學(xué)藥劑注入系統(tǒng)、壓井系統(tǒng)，可改造為環(huán)空補(bǔ)液流程，新建平臺(tái)在設(shè)計(jì)階段則可預(yù)留相應(yīng)接口備用。油井補(bǔ)液接口位置可設(shè)置在采油樹服務(wù)管匯或利用采油樹井下加注藥劑的接口，后者需要在鉆完、修井階段在井下預(yù)裝管線，采油樹預(yù)裝閥門，如圖1所示。

圖1 環(huán)空補(bǔ)液流程配置方案Fig.1 Schematics for oil well annulus liquid-replenishing

1.4 綜合效益分析評(píng)價(jià)

假設(shè)待改造管線系統(tǒng)主管線為碳鋼材質(zhì)，3種方案分別對(duì)應(yīng)2" 1500LB的壓井系統(tǒng)、注水系統(tǒng)及1/2" 1500LB的化學(xué)藥劑系統(tǒng)，井深為3 000m Y型電潛泵生產(chǎn)管柱采油井普通檢泵作業(yè)平均成本50萬元/井次，方案1和2的經(jīng)濟(jì)性都比較理想，方案3則有賴于藥劑的前期實(shí)驗(yàn)研究結(jié)論，各方案的特點(diǎn)和綜合分析評(píng)價(jià)如表1。

2 應(yīng)用分析實(shí)例

渤海某油田A井產(chǎn)出原油密度為20℃下0.8526～0.8744g/cm3，粘度為50℃下4.48～10.72mPa.s，含蠟量10.67%～29.69%，為含蠟量中等偏高的輕質(zhì)油，原油-水混合液乳化反相點(diǎn)60%左右，正常產(chǎn)量37m3/d，含水2%；電潛泵排量90m3/d，變頻運(yùn)行，電機(jī)額定功率112kW，45、48Hz頻率下理論計(jì)算結(jié)果如表2、圖2～圖4，實(shí)際補(bǔ)水生產(chǎn)情況如圖5所示。

表1 各方案對(duì)比評(píng)價(jià)表Tab.1 Comparison and evaluation of design plans

表2 A井環(huán)空補(bǔ)水生產(chǎn)計(jì)算結(jié)果表Tab.2 Calculation result for oil well A

圖2 A井補(bǔ)水運(yùn)行工作范圍Fig.2 Calculated running range against the water-cut and viscosity curve for oil well A

圖3 A井45Hz補(bǔ)水生產(chǎn)計(jì)算工況圖Fig.3 Calculated 45Hz running condition for oil well A

圖4 A井48Hz補(bǔ)水生產(chǎn)計(jì)算工況圖Fig.4 Calculated 48Hz running condition for oil well A

圖5 A油井實(shí)際產(chǎn)液量變化圖Fig.5 Real production curve after water replenishing for oil well A

從以上圖表中可看出，A井井下流體含水率遠(yuǎn)小于原油乳化反相點(diǎn)，其粘度低且變化小，總體效率隨補(bǔ)水量減少而提高，理論上最佳工作點(diǎn)是45h運(yùn)行，不補(bǔ)液，控制產(chǎn)液37m3/d，該井歷史上曾補(bǔ)水解決泵吸口堵塞故障多次，補(bǔ)水后逐漸恢復(fù)正常，與以上結(jié)論較為符合；48Hz運(yùn)行，每天補(bǔ)液2.74m3，控制產(chǎn)液40m3/d，可作為備用穩(wěn)產(chǎn)措施。

B井產(chǎn)出原油密度為20℃下0.937～0.966g/cm3，粘度為50℃下124.9～934.8mPa.s，屬于常規(guī)稠油，原油-水混合液乳化反相點(diǎn)60%左右，正常產(chǎn)量40m3/d，含水65%。電潛泵排量為60m3/d，工頻運(yùn)行，電機(jī)額定功率67.25kW，其理論計(jì)算結(jié)果如表3、圖6和圖7，實(shí)際生產(chǎn)情況如圖8所示。

B井計(jì)算結(jié)果顯示補(bǔ)水后泵的工作點(diǎn)向反相點(diǎn)右側(cè)含水率上升方向移動(dòng)，井下流體粘度大幅度減降低、泵效率顯著提高，停止補(bǔ)水后，隨著含水率降低、井下流體粘度的增大泵效和產(chǎn)液量逐漸降低；如果井下油水混合不均勻或產(chǎn)出油水不均勻，電泵則可能運(yùn)行在反相點(diǎn)左或右側(cè)的區(qū)域，一旦偏離正常工作含水率區(qū)間，產(chǎn)液也會(huì)緩慢下降甚至突然減少。圖8表明產(chǎn)液量的下降速度與補(bǔ)水后產(chǎn)液量控制及每次補(bǔ)水量有關(guān)，該井比較理想的生產(chǎn)制度是連續(xù)環(huán)空補(bǔ)水26～29m3/d，控制產(chǎn)液量66～69m3/d。

表3 B井環(huán)空補(bǔ)水生產(chǎn)計(jì)算結(jié)果表Tab.3 Calculation result for oil well B

圖6 B井補(bǔ)水后正常運(yùn)行含水率范圍Fig.6 Calculated running range against water-cut and viscolity for oil well B

圖7 B井補(bǔ)水生產(chǎn)計(jì)算工況圖Fig.7 Calculated running condition for oil well B

圖8 B油井實(shí)際產(chǎn)液量變化圖Fig.8 Real production curve after water replenishing of oil well B

3 結(jié)論與建議

①如果井下產(chǎn)液含水率小于含水原油乳化反相點(diǎn)，補(bǔ)水量宜少，反之補(bǔ)水量宜大。

②產(chǎn)液少、井下粘度變化范圍大的油井，以連續(xù)補(bǔ)水為佳，補(bǔ)水后須及時(shí)調(diào)控產(chǎn)量。

③流體粘度對(duì)泵揚(yáng)程影響特別嚴(yán)重時(shí)，需保持較高的井下壓力。

④變頻運(yùn)行的低產(chǎn)、低含水油井，環(huán)空補(bǔ)水可作為其穩(wěn)定生產(chǎn)的備選措施之一。

對(duì)于低液量、高含蠟、高粘度中重質(zhì)、高含鹽原油機(jī)采油井，在井下措施實(shí)施前或效果不佳的情況下環(huán)空補(bǔ)液是一種中長(zhǎng)期的、穩(wěn)產(chǎn)型的生產(chǎn)制度，可有效提高采油效率，對(duì)于海上注水油田，環(huán)空補(bǔ)水方案總體改造或建設(shè)成本低、綜合效益顯著，值得進(jìn)一步研究、推廣應(yīng)用。不同油田、不同油藏、不同機(jī)采設(shè)備、不同井況的采油井可利用本算法模型計(jì)算確定最佳的單井生產(chǎn)控制參數(shù)。