海上稠油熱采井下安全裝置的研究

余焱群，常宗瑜，綦耀光，薛 鑫，陳 波

(1.中國海洋大學 工程學院，山東 青島 266100；2. 中國石油大學(華東) 機電工程學院，山東 青島 266580)

海上稠油熱采井下安全裝置的研究

余焱群1,2，常宗瑜1，綦耀光2，薛 鑫2，陳 波2

(1.中國海洋大學 工程學院，山東 青島 266100；2. 中國石油大學(華東) 機電工程學院，山東 青島 266580)

油井安全是海上平臺有桿采油新工藝實施的前提和關鍵，基于“海上稠油蒸汽吞吐+三抽人工舉升”的采油新工藝開發了井底安全裝置，根據流體動力學理論進行了沿程損失分析.分析結果顯示，井底安全裝置打開狀態下沿程水頭損失較小，表明流道通暢，關閉狀態下可以實現井底截流封泵，整體結構設計合理.井底安全裝置采用機械結構，能耐高溫，適用于海上稠油熱采有桿采油新工藝，可確保極端海況下海洋油井的安全.

海洋油井；稠油熱采；有桿采油；井底安全裝置；流場分析

能源短缺是世界各國目前面臨的重要問題.隨著常規原油的不斷開采，其儲量和產量逐年遞減，可供開采的稀油資源僅剩下1 700×108t，而全球已探明的稠油資源儲量超過3 000×l08t[1].國內海上油田的主產區從20世紀的南海北部油田逐漸過渡為以渤海油田為主[2-4]，而渤海油區的地質條件具有以下特征：大型(地質儲量大于1億噸)油田以稠油為主，儲量占到了已發現石油總儲量的85%.因此，研究稠油的開發方式，在渤海海域的原油儲量發現與動用、產能建設和油田開發中占有舉足輕重的地位.

隨著原油開發的逐漸深入，地層原始壓力不斷下降，人工舉升采油已經逐漸成為主要的海上采油方式.受海洋平臺尺寸限制及排采工藝的影響，海上采油多采用潛油電泵作為舉升設備[5-7]，而潛油電泵機組耐溫較低，限制了稠油熱采工藝和熱采溫度的選擇.因此，項目組在海上稠油油田嘗試實施“稠油蒸汽吞吐+三抽人工舉升”的新工藝.油井安全是新工藝實施的前提和關鍵，本文對海上稠油熱采新工藝中井下安全裝置進行了設計研究.

1 整體結構

對于極端天氣，海上需要關井、停井作業，平臺工人撤離海洋平臺.為防止平臺傾覆，海上油井除配置常規的井口安全設備外，還需專用的井下安全裝置.潛油電泵的舉升通常采用阻斷油管流道來實現，而在新的三抽舉升工藝中，油管內部存在連續的抽油桿，因此對井下安全措施提出了新的要求.由于稠油熱采井要求井下安全裝置耐250 ℃以上的高溫，因此，基于三抽新工藝和熱采溫度的要求，需要研究一種海上有桿泵采油井底安全裝置以滿足實際需要.

本文所設計的井底安全裝置整體結構如圖1所示.

1—游動閥端上接頭；2—閥芯；3—安全閥閥體；4—高強壓縮彈簧；5—卡簧板；6—固定閥端下接頭圖1 井底安全裝置結構圖Fig.1 Structure diagram of downhole safety device

其中，閥芯2主要由主板、導向軸和立柱組成(如圖2所示)，主板上周向均布流道孔，側面安裝導向軸，下側安裝立柱.安全閥閥體3為中空筒體結構(如圖3所示)，閥體上部有曲線導槽，中間設有隔板，隔板周向均勻布有流道孔.游動閥端上接頭1、安全閥閥體3及固定閥端下接頭6通過焊接方式實現整體封裝，采用螺紋與有桿泵連接.

1—主板；2—導向軸；3—立柱圖2 閥芯結構圖Fig.2 Structure of valve core

1—導槽；2—彈簧心軸；3—隔板圖3 安全閥閥體結構圖Fig.3 Structure of the safety valve body

2 工作原理

井底安全裝置作為抽油泵的中間部分，安裝于游動閥與固定閥結構之間.

井底安全裝置的試泵、工作、封泵狀態如圖4所示.

(a) 試泵狀態 (b) 工作狀態 (c) 封泵狀態圖4 井底安全裝置工位圖Fig.4 Workstation graphs of downhole safety device

試泵時，有桿泵柱塞壓著閥芯沿著閥體的導槽下行，當閥芯的立柱接觸閥體中間的隔板時停止，實現試泵觸底的目的.試泵結束后，有桿泵柱塞上提，閥芯在高強壓縮彈簧的推動下，沿著閥體上的曲線導槽上行，至游動閥端接頭止動位停止(在上行過程中閥芯組在空間旋轉一定角度)，井底安全裝置處于打開工作位置.

封泵時，油井出現安全故障或封井撤離海上平臺，下放有桿泵柱塞，壓著閥芯沿著閥體的導槽左側直線下行，閥芯上的立柱穿過閥體的封板孔，進入卡簧板中，卡簧卡住立柱變徑槽，進而實現截流封泵.

3 流場分析

井底安全裝置整體結構分成7段，如圖5所示.

圖5 流場分段示意圖Fig.5 Diagram of flow field segmentation

3.1 流場參數

按照單井日產液量最高為150 m3/d設計，液壓抽油機按沖程為6 m、沖次為5 min-1配型，僅上沖程有井液流過井底安全裝置.

上沖程排液量Q為

(1)

式中：d為泵徑，m2；L為抽油機沖程，m；fp為泵效，取值0.8.

上沖程各段的流速vi為

(2)

式中：vi第i段的流速，m/s；N為抽油機沖次，min-1；Si為第i段流道截面積，m2.

井底安全裝置整體分為7段，其中的CD、FG兩段按照隔板節流計算，其余各段的當量直徑dei可用式(3)[8]求得.

(3)

式中：Ai為有效截面積，m2；χ為濕周，即流體潤濕有效截面的周界長，m；Rhi為水力半徑，m.

所以各段的雷諾數Rei為

(4)

式中：υ為運動黏度，m2/s.

基于以上各式，井底安全裝置各段流場參數如表1所示.

表1 井底安全裝置各段流場參數

注Rei150和Rei250分別為150和250 ℃下的雷諾數.

3.2 沿程損失

井底安全裝置內部結構均按照自由公差記，表面粗糙度平均值Δ=0.4 mm，基于J.Nikuradse理論[9]計算各段沿程損失.

3.2.1 150 ℃井底液沿程損失

當150 ℃井底油液時，各段的雷諾數Rei150<2 300，故各段油液流動均處于層流流動區，沿程阻力系數λi150與管壁相對粗糙度Δ/d無關，而僅與雷諾數Rei150有關，即

(5)

油液在各段管道中的沿程損失hfi150為

(6)

式中：li為第i段的長度，m.

根據式(5)和(6)，結合表1中參數，可得150 ℃條件下油液各段沿程損失如表2所示.

表2 150 ℃各段沿程損失

150 ℃時，井底安全裝置的總沿程損失Hf150為

Hf150=∑hfi150=48.240×10-3m

(7)

3.2.2 250 ℃井底液沿程損失

250 ℃時，AB、BC、GH段Rei250范圍為4 000～27(dei/Δ)8/7，故AB、BC、GH段油液流動處于紊流光滑區，沿程阻力系數λi250可由勃拉休斯公式求得

(8)

250 ℃時，DE段Re250為2 300～4 000，故DE段油液流動處于過渡區，沿程阻力系數λDE可由扎一嵌科公式求得：

(9)

250 ℃時，EF段Re250<2 300，故EF段油液流動處于層流區，沿程阻力系數λEF為

(10)

油液在各段管道中的沿程損失為

(11)

根據式(8)～(11)，結合表1參數，可得250 ℃條件下油液各段沿程損失如表3所示.

表3 250 ℃各段沿程損失

250 ℃時，井底安全裝置的總沿程損失為

Hf250=∑hfi250=3.932×10-3m

(12)

3.3 局部損失

當油液流經變截面位置、隔板位置會引起局部損失.

3.3.1 變截面局部損失

液流從AB段進BC段，由小截面段進入大截面段，局部阻力系數為

(13)

局部損失為

(14)

液流在GH段，由大截面段進入小截面段，局部阻力系數為

(15)

局部損失為

(16)

3.3.2 隔板局部損失

油液流過井底安全裝置，需經過CD、FG兩個隔板，隔板結構如圖6所示.

圖6 隔板結構圖Fig.6 Diaphragm structure drawing

水力學流量公式[9]為

(17)

式中：Q為管道流量，m3；Cd為孔口流量系數；A0為孔板過流面積，m2；H為孔口前后水頭差，m.

所以孔口前后水頭差H為

(18)

根據閥體筒內徑與孔板孔徑的比例關系可知，液流流過CD及FG板時，處于不完全收縮狀態，其流量系數Cd為0.7～0.8.

總的局部損失Haj為

Haj=HjAC+HjGH+HCD+HEG=
650.134×10-3m

(19)

結合式(7)、(12)及(19)，可計算得150 ℃時總水頭損失為0.698 m，250 ℃時總水頭損失為0.654 m.

4 結 語

海上稠油開采是目前海上油田面臨的難題，也是勢在必行需要解決的問題，“海上稠油蒸汽吞吐+三抽人工舉升”的新工藝對海上稠油開采將具有重要的現實意義.本文基于新工藝的要求，研究了可耐高溫適應于稠油熱采井井下安全裝置.該裝置可以在平臺或油井危險狀況下截流關井；在打開狀況下，150 ℃時總水頭損失為0.698 m，250 ℃時總水頭損

失為0.654 m，總體水頭損失較小，說明流道通暢、結構合理.

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Study on Downhole Safety Device of Offshore Heavy Oil Thermal Recovery

YUYan-qun1,2，CHANGZong-yu1，QIYao-guang2，XUEXin2，CHENBo2

(1. College of Engineering, Ocean University of China, Qingdao 266100, China;2. School of Mechanical and Electronic Engineering, China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, China)

Safety of the oil well is the precondition and the key to implement of the new technique of rod pumping on offshore platform. A downhole safety device is developed based on “new offshore heavy oil steam stimulation and pumping units artificial lift”, meanwhile, flow field analysis is deduced in accordance to hydrodynamic theory. The analysis shows that when downhole safety device is open, the frictional head loss is small. It means the channel is clear and unobstructed. When it is closed, pump can be sealed and the flow can be intercepted at the bottom of the well. All these indicate the integral structure is designed reasonably. The downhole safety device is mechanically structured and resists to high temperature. So it can considerably ensure safety of the marine oil wells under the extreme conditions under the sea.

marine oil wells; heavy oil thermal recovery; rod production; downholes afety device; flow field analysis

1671-0444 (2016)04-0527-05

2015-11-24

國家自然科學基金資助項目(51174224)；國家油氣科技重大專項資助項目(2016ZX05042003-001，2016ZX05066004-002)；山東省自然科學基金資助項目(ZR2014El015)

余焱群(1980—)，男，安徽太湖人，副教授，博士研究生，研究方向為海洋石油裝備設計和結構動力學. E-mail:yuyq_hdpu@126.com

TE 933；TE 952

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