韓 濤，韓岐清，趙留陽，張志永，胡 南，陳 銳

(1.大港油田公司采油工藝研究院 天津300282；2.大港油田公司采油三廠 天津300280；3.大港油田公司采油一廠 天津300280)

劉官莊等稠油難采區(qū)塊，由于油井產(chǎn)液粘度高，平均原油粘度 8537mPa·s，最高 34000mPa·s，主體采用抽油機有桿泵配套空心桿電加熱工藝方式生產(chǎn)，但抽油桿柱下行困難、抽油泵效低等問題依然突出，加之配套空心桿電加熱工藝，系統(tǒng)運行能耗大幅增加，單井年用電成本 35萬元，與目前節(jié)能降耗、降本增效的開發(fā)理念存在巨大矛盾，加之桿管偏磨斷脫問題突出，油井平均檢泵周期不足 300d。提高稠油井生產(chǎn)時效，降低運行能耗已成為解決稠油難采區(qū)塊效益開發(fā)的首要問題。

通過綜合比選，優(yōu)化應(yīng)用了電動潛油螺桿泵采油技術(shù)，采用低轉(zhuǎn)速大扭矩永磁同步潛油電機驅(qū)動高性能螺桿泵生產(chǎn)，系統(tǒng)運行功率降低至 3.5kW，大幅提升了對高粘稠油井的適應(yīng)性，并研究建立了考慮井筒溫度場分布的高粘流體管流摩阻計算模型，有效指導(dǎo)永磁同步潛油電機及螺桿泵的優(yōu)化選型，實現(xiàn)在最高原油粘度 25400mPa·s稠油冷采，替代常規(guī)抽油機有桿泵電加熱工藝，大幅降低了系統(tǒng)運行能耗，節(jié)電率達到92%。在劉官莊、埕隆1061、棗園等稠油難采區(qū)塊規(guī)模推廣應(yīng)用 104口井，取得了“提質(zhì)增效、降本降耗”的突出成效，成為推動稠油難采區(qū)塊高效開發(fā)的有效技術(shù)途徑。

1 劉官莊油田開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題

劉官莊油田位于黃驊坳陷埕北斷階區(qū)羊二莊主斷層兩側(cè)，包含明化鎮(zhèn)、館Ⅱ、館Ⅲ、東營、沙河街多套含油層系，整體表現(xiàn)為復(fù)式油藏的特征，包括構(gòu)造、構(gòu)造巖性以及地層油氣藏等多種類型，羊二莊斷層上升盤，原油高粘度、高密度、高膠質(zhì)含量，已開發(fā)井原油粘度197～34000mPa·s(50℃脫水原油)。

此外油藏埋深淺、地層溫度低、井筒流動性差，在地層冷采開發(fā)方式下，開發(fā)初期含水低、液量低、流速慢，地層供液普遍不足，且稠油在井筒上升過程中溫度損失大，隨著稠油在井筒向上流動，溫度降低至轉(zhuǎn)相點溫度以下，泵上原油通過電熱桿加熱，基本解決了流動問題，但因井斜等原因，下泵深度受限，導(dǎo)致泵下稠油進泵困難，泵效低，井筒電熱桿+抽油機柱塞泵舉升工藝泵效低、能耗高、不能滿足深抽和高液量需求。同時電熱桿裝機功率大、運行能耗高，平均單井裝機功率 155kW，平均單井月耗電量4.5萬度/口·月，平均系統(tǒng)效率僅為5.2%?？招墓鈼U密封圈因受熱老化速度快，更換周期短，管理難度大。嚴重影響了稠油難采區(qū)塊效益開發(fā)動用。

2 電動潛油螺桿泵優(yōu)化應(yīng)用研究

2.1 工藝技術(shù)原理

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

電動潛油螺桿泵井筒配套主要包括螺桿泵、聯(lián)軸器、保護器、永磁同步電機、測溫測壓裝置等[1]，見圖1。

圖1 電動潛油螺桿泵管柱圖Fig.1 String diagram of ESPCP

2.2 技術(shù)參數(shù)及適應(yīng)條件

2.2.1 技術(shù)參數(shù)

機組耐溫120℃；電機耐壓35MPa；電機額定功率 11kW；額定電流 25A；轉(zhuǎn)速范圍 80～250r/min；額定扭矩 420N·m；機組總長度 15.3～19.2m；機組最大投影尺寸φ118mm。

2.2.2 技術(shù)適應(yīng)條件

排量≤80m3/d；舉升揚程≤2200m；50℃地面脫氣原油粘度≤16000mPa·s；套管內(nèi)徑≥121.4mm；適應(yīng)大斜度井、水平井；泵掛處全角變化率≤5°/30m。

2.3 工藝配套優(yōu)化研究

配套應(yīng)用 60口井，應(yīng)用率達到 65%，實現(xiàn)系統(tǒng)精確閉環(huán)控制；測量參數(shù)不斷增加，實現(xiàn)井下運行工況實時監(jiān)控見表1、圖2。

2.4 稠油井井筒流動模型研究

2.4.1 開筒溫度場計算模型

假設(shè)井筒流體依靠自身能量自井底上升至井口，井筒內(nèi)的流體溫度分布規(guī)律近似等于自噴井的溫度分布規(guī)律。將井底視為坐標原點，向上為正方向。

根據(jù)能量守恒定律，有平衡方程：

表1 井下智能測溫測壓裝置參數(shù)表Tab.1 Parameters of downhole Sensor

圖2 井下智能測溫測壓裝置圖Fig.2 Downhole sensor

式中：We為生產(chǎn)液水當量，W/℃；KAE為AE段的總導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)；te為沿井筒地層溫度，℃；dH為對井深的微分。其中：

式中：Co為原油比熱，J/(kg·℃)；Cw為水的比熱，J/(kg·℃)；Go為質(zhì)量流量，kg/s；B為含水率。

式中：ΣR為液體從油管到地層的總熱阻，℃/W；K為導(dǎo)熱系數(shù)。

式中：tA為油層溫度，℃；m 為地溫梯度，℃/m；HA為油層垂直深度，m。t為井筒深度 H處的溫度，℃；H為井深變量，m。

根據(jù)平衡方程和地層溫度公式得到：

解微分方程得：

式(6)為未下入電動潛油螺桿泵時常規(guī)垂直井筒開采井的井筒流體溫度場方程。

2.4.2 對于大斜度井(圖3)

①當井段位于斜井段AD時，油層中深和地溫梯度都需要修正，此時的井筒流體溫度：

式中：tAD是井筒斜井段D處的溫度，℃；HAI是修正的油層實際斜深，m。其中：

式中：HD為造斜點深度，m；φ為井斜角；KAD為斜井段 AD 的總導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)；m1= cosφ?m 為修正的地溫梯度，℃/m。即：

圖3 沿井筒溫度計算物理模型示意圖Fig.3 Physical model of temperature calculation along wellbore

②當井段位于直井段DF時，井筒流體溫度：

式中：tDF是井筒斜井段 F處的溫度，℃；KDF為斜井段DF的總導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)。

當下入電動潛油螺桿泵時，需要考慮電機、電纜等發(fā)熱對流體溫度的影響，主要分為以下部分進行計算。

① 井底到電機底部 AB段，井底到電機底部段的溫度分布近似于常規(guī)開采井的溫度分布，由上式可知，電機底部溫度為：

式中：tAB是井筒斜井段 B處的溫度，℃；KAB為斜井段AB的總導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)。

②電機至泵出口BC段。此處將電機段視為一個點熱源。電機至泵出口段包括電機段增溫和小扁電纜段增溫，假設(shè)設(shè)備損耗功率完全用于流體溫升。

同步電機產(chǎn)生的流體溫升Δt1：

式中：PN為輸入功率，W；η為電機效率。

小扁電纜產(chǎn)生的流體溫升Δt2：

式中：L小為小扁電纜的長度，m；R為單根單位長度電纜的電阻，Ω；I為輸入電流，A。

綜上，泵出口溫度tC為：

③泵出口至造斜點CD段。泵出口至動液面段需要考慮大扁電纜的散熱影響，此時井筒流體的熱量平衡方程為：

式中：qL為單位長度大扁電纜發(fā)熱量，W/m。其中：

式中：tep為泵出口的地層溫度，HC為泵掛深度，m；KCD為斜井段AB的總導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)。整理得：

式中：tCD是井筒斜井段D處的溫度，℃。

④造斜點至動液面段DE段。動液面至井口段環(huán)空介質(zhì)主要是氣體，此時總導(dǎo)熱系數(shù)K會發(fā)生變化，整理公式得：

式中：tDE是井筒斜井段 E處的溫度，℃；tet為造斜點處地層溫度；HD為造斜點深度，m。

⑤動液面至井口 EF段。動液面至井口段環(huán)空介質(zhì)主要是氣體，此時總導(dǎo)熱系數(shù)K會發(fā)生變化，整理公式得：

式中：tEF是井筒斜井段 F處的溫度，℃；tel為動液面處地層溫度，℃；HE為動液面深度，m。

2.5 井筒摩阻計算模型

由于稠油物性在不同溫度下的差異性，使得稠油垂直井筒的摩阻計算值與實際情況差異變大。為此根據(jù)稠油溫度場的分析，對稠油的流態(tài)和流變性進行劃分，同時依據(jù)大港油田稠油的粘溫關(guān)系，分別進行摩阻計算，降低有效揚程的計算誤差，對螺桿泵選型予以一定的指導(dǎo)。

不考慮出現(xiàn)湍流的情況，由非牛頓流體力學(xué)原理可知，賓漢流體圓管結(jié)構(gòu)流單位長度的水力壓降公式為：

所以，摩阻計算公式為：

式中：hf為沿程損失，m；ν為平均流速，m/s；γ為重度，γ=ρg；pμ為塑性粘度，Pa·s；D為油管直徑，m；xτ為稠油屈服值，Pa。

方程右端第1項表示牛頓流體做層流運動時，由粘性阻力引起的水力壓降，此時xτ＝0；第2項表示賓漢流體在結(jié)構(gòu)流狀態(tài)時，由于稠油內(nèi)部網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的出現(xiàn)而產(chǎn)生的水力壓降。

① 稠油呈現(xiàn)牛頓流體狀態(tài)：當溫度高于反常點時，稠油呈現(xiàn)牛頓流體特征，此時xτ＝0。但隨著稠油在舉升過程中自身溫度的不斷下降，其粘度逐漸增加。其關(guān)系式如下：

代入摩阻計算公式，整理得：

式中：a 為粘溫指數(shù)，原油取0.06～0.10；0μ為溫度為t0的稠油粘度；流體溫度t是關(guān)于深度 H(當處于斜井段時，H為修正后的實際斜深)的溫度場函數(shù)。

②稠油呈現(xiàn)賓漢流體狀態(tài)：當溫度低于反常點時，稠油呈現(xiàn)賓漢流體特征，此時xτ≠0。同時屈服值xτ隨塑性粘度的增大而逐漸上升，對試驗數(shù)據(jù)進行擬合得：

整理得：

導(dǎo)入摩阻公式，整理得：

式中：C為常數(shù)，C =0.3901lnμo+ 0.6536 。

③油水混合液呈乳化液狀態(tài)：對于含水稠油，在含水率較低、溫度較高時，油水混合物可按牛頓流體進行處理。而在低于一定溫度時，隨著含水率的上升，油水混合物呈現(xiàn)較強的假塑性特征，即在穩(wěn)定的剪切流動下，稠油粘度隨剪切速率的增加而減少。同時含水稠油的粘度隨含水率的變化存在較大差異，在轉(zhuǎn)相點之前，含水稠油粘度隨含水率的上升而增加；在轉(zhuǎn)相點之后，含水稠油變?yōu)樗托?，粘度急劇下降，此時對于摩阻的影響大大減小。實驗測定大港油田稠油含水率在70%時為乳化轉(zhuǎn)相點。

在稠油粘度隨含水率改變而急劇變化時，需要對稠油粘度進行修正，關(guān)系式為：

式中：m、n、k 3個數(shù)為由試驗確定的常數(shù)；φ為分散相體積分數(shù)；μL為連續(xù)相的粘度；μ為混合液的粘度；ω為管內(nèi)有效剪切速率。

在油包水狀態(tài)下，有實驗數(shù)據(jù)得到的擬合曲線如圖所示，此時k＝5.165，得：

式中：μm為稠油50℃時的粘度；φ1為乳化液中水相的體積分數(shù)，其值小于1。

在水包油狀態(tài)下，有實驗數(shù)據(jù)得到擬合曲線，此時 k＝40.76，得：

式中：μn為水在50℃時的粘度；φ2為乳化液中油相的體積分數(shù)，其值小于1。

由于生產(chǎn)過程產(chǎn)量恒定，即γ為常數(shù)。將粘度修正后的混合液視為牛頓流體，進行水力壓降計算得：

④油水混合液呈非乳化液狀態(tài)，根據(jù)以往實驗可知，大港油田稠油在井筒流動狀態(tài)下不會出現(xiàn)明顯的乳化現(xiàn)象，且稠油粘度隨含水率的增加而下降，對50℃的稠油粘度與含水率的實驗曲線進行擬合得到：

式中：φ3為混合液中水的體積分數(shù)，其值小于1。

將粘度修正后的混合液視為牛頓流體進行水力壓降計算得：

3 推廣應(yīng)用效果評價

如表3所示，在劉官莊、埕隆 1061等稠油難采區(qū)塊現(xiàn)場應(yīng)用63口井，生產(chǎn)周期超過一年的24口，百米噸液耗電由9.65度降至0.6度，節(jié)電率71%；日耗電、單井投入分別降低 87%和 15%；累計節(jié)電620萬度，節(jié)省一次性投入 1500萬元，累計增油12521t；最高原油粘度 25400mPa·s；泵上最大井斜達到 84.5°，全角變化率 6.8°/30m。投資回收期為153d，投入產(chǎn)出比1∶2.13。

表3 經(jīng)濟有效性評價表Tab.3 Economic effectiveness evaluation

該技術(shù)體現(xiàn)了較好的可靠性和經(jīng)濟有效性，同時地面流程密閉，井場維護工作簡單，顯示出良好的安全環(huán)保、綠色高效優(yōu)勢，對大港油田轉(zhuǎn)變開發(fā)理念、優(yōu)化工藝構(gòu)成、實現(xiàn)難采儲量效益動用具有很好的示范效應(yīng)。

4 結(jié) 論

①劉官莊油田油藏埋深淺，地層溫度低，井筒流動性差，通過優(yōu)化配套電動潛油螺桿泵，解決了高粘稠油難采區(qū)塊稠油冷采問題。

②對井筒管流摩阻計算模型進行了優(yōu)化研究，解決了針對稠油大斜度井管流摩阻計算存在較大誤差的問題，為螺桿泵及電機的優(yōu)化選型提供了理論依據(jù)。

③在稠油難采區(qū)塊推廣應(yīng)用 63口井，取得了“提質(zhì)增效、降本降耗”的突出成效，為大港油田稠油難采區(qū)塊的規(guī)模效益動用以及復(fù)雜井況油井的工藝技術(shù)配套提供了有效的技術(shù)途徑。