井下油水分離同井注采技術現場試驗

1東北石油大學；2大慶油田采油三廠

井下油水分離同井注采技術現場試驗

王思淇1；21東北石油大學；2大慶油田采油三廠

為了延長油田開發壽命，提高油田經濟采收率，開展了井下油水分離與回注技術的研究。該工藝管柱應用水力旋流器在井下進行油水分離；運用同軸螺桿泵進行分離液的舉升和回注；通過雙層油管結構的井下多層封隔工藝管柱保證產出層和注入層的封隔生產。綜合含水下降6.2～8.3個百分點，產水量下降了70%以上，取得了較好效果。通過現場試驗證明，井下油水分離同井注采工藝可行，將分離水直接回注入油層，可減少無效水循環，降低地面工程成本，延長油田經濟開采壽命。

高含水；油水分離；同井注采；產油量；試驗

為了延長油田開發壽命，提高油田經濟采收率，開展了井下油水分離與回注技術的研究。把一口井的油層劃分成采出層和注入層，在井下將采出層的高含水液體中的大部分水分離出來，直接回注到注入層。將含水率被降低的油水混合液舉升到地面，實現單一井眼的采注結合，井下油水分離同井注采技術可有效地降低油井含水，大幅度減少油井的產水量[1]。

1 技術發展現狀

20世紀90年代，美、法、德、加拿大及俄羅斯等國均開展了井下油水分離同井注采工藝的理論研究和現場試驗，國內也開展了相類似研究與試驗。研發了重力沉降式分離器、水力旋流式分離器、薄膜滲透式分離器等多種油水分離儀器，應用柱塞泵、螺桿泵、電潛離心泵等多種采出注入方式。

已試驗的井下油水分離同井注采工藝系統均見到了一定的降水穩油效果，但受井下工藝管柱復雜、系統可靠性差，井下分離裝置分離效率低，所選注入層難以保持長期有效注入等因素影響，研發的井下油水分離同井注采工藝都未能達到長期使用的目的；同時已有的工藝主要針對7＂及以上套管井進行實驗研究，無法應用到大慶油田普遍使用的5?2＂套管井。

2 井下油水分離同井注采工藝

2.1 原理及結構

該工藝管柱應用水力旋流器在井下進行油水分離；運用同軸螺桿泵進行分離液的舉升和回注；通過雙層油管結構的井下多層封隔工藝管柱保證產出層和注入層的封隔生產[2]。

該工藝管柱分為生產管柱與多層封隔工藝管柱兩部分：生產管柱由采出泵、水力旋流器、注入泵組成；多層封隔管柱由封隔器、采出器、注入器組成。其具體結構見圖1。

圖1 同井注采工藝管柱

2.2 工藝特點

應用三次曲線式水力旋流器進行油水分離。高含水采出液進入水力旋流器后進行高速螺旋回轉運動，因密度不同油水進行分離，密度高的水沿管壁沉降到分離器下部；富含油液體的內核上浮至分離器上部。水力旋流器具有結構簡單、分離效率高的優點。分離效率能夠達到98%，高于原有分離技術的分離效率為85%～90%。

3 現場試驗

2013年，在大慶油田三采油廠一礦B2—D4—53井進行了井下油水分離同井注采工藝現場試驗。試驗前該井為機械堵水井，S210-12—S37-8為高含水堵水層，S11—S24、P23—G230為生產層。措施前產液98.4m3/d，產油2.75t/d，綜合含水率97.2%。

2013年7月25日下入同井注采工藝管柱后投產。該井生產層不變，產出液分離后的水回注至S210-12—S37-8原堵水層。由于光桿扭矩過大，后期改為套管摻水生產，措施后生產數據見表1。由表1可看出，措施后產油量基本不變，綜合含水率下降6.2～8.3個百分點，產水量下降了70%以上，取得了較好效果。

表1 B2—D4—53同井注采試驗數據對比

4 結語

（1）通過現場試驗證明，井下油水分離同井注采工藝可行，將分離水直接回注入油層，可減少無效水循環，降低地面工程成本，延長油田經濟開采壽命。

（2）井下油水分離同井注采工藝管柱結構復雜，運行壽命有待觀察，B2—D4—53井運行過程中因光桿扭矩過大，進行套摻生產在一定程度上影響了降含水的程度。需優化工藝管柱結構，延長其工作壽命，以滿足工業化需要。

（3）該技術的應用需要改變現有注采模式，重新進行層系調整。先開展單井試驗，隨著技術的完善和提高，當油田全面進入特高含水期后，可結合地質開發方案，實現區塊井下油水分離同井注采開發。

[1]曹明君，杜焱，張鳳桐．井下油水分離同井注采技術對聚驅采出井適應性分析[J]．大慶石油學院學報，2005，29（6）：55-58.

[2]李增亮，張瑞霞，董祥偉．井下油水分離系統電泵機組匹配研究[J]．中國石油大學學報，2010，34（3）：94-98.

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.11.013