熱采水平井分段采油工藝管柱設計與應用

趙曉

摘要：水平井技術是目前國內正在推廣的采油工藝技術。但在熱采水平井中，隨蒸汽的不斷注入油藏內部溫度場在不斷發生變化，影響著油藏流體的滲流規律，且常規的抽油泵抽汲使得水平段存在一個壓力降匯場，加之稠油的高粘度及冷凝作用，容易造成趾端與跟端流動阻力分布不平衡，從而致使油藏動用不均，影響開發效果。為了提高水平井開采效果，緩解水平段開采不均衡的矛盾，需要設計適用于熱采水平井分段采油的采油泵。該泵作為提高稠油熱采程度的有效措施，結合均勻注汽，水平段軟封隔等工藝技術可為水平井采油提供有力的技術支持。

關鍵詞：水平井;采油工藝;滲流規律;抽油泵;采油泵

稠油開采是自20世紀60 年代發展起來的， 到目前為止， 已工業化形成了成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驅、SAGD等為主要開采方式的稠油熱采技術[1-2]。勝利油田具有豐富的稠油資源，截止到2018年底，勝利油田稠油油藏探明儲量約7億噸，2018年稠油產量約為440萬噸，稠油在原油產量中所占的比例越來越大。

勝利稠油油藏90%以上的動用儲量是靠蒸汽吞吐開發，而平均采收率不到20%，開發方式單一，且采收率低[3]。隨著新鉆井數及新增產能的降低，急需提高蒸汽吞吐效果采收率。由于油層的非均質性可使注入蒸汽沿高滲透帶突進，甚至形成蒸汽突破，降低采收率。蒸汽的密度較地層流體低，蒸汽易沿油層上部運移，形成“蒸汽超覆”現象。老井經過多輪次蒸汽吞吐后，平面及縱向上的剩余油飽和度仍很高。勝利油田從1992年開始利用水平井提高熱采效果，是目前稠油油藏熱采挖潛及產能建設的主要技術。為了解決水平井熱采過程中出現的注汽受熱不均衡的問題[4]，目前已經形成稠油熱采水平井均勻注汽工藝技術，截至2018年累計推廣實施2600余井次。但在水平井熱采的過程中還存在這泵采效率低的問題[5]，針對這一問題開展了熱采水平井分段采油工藝管柱的設計與研究，提高油藏采收程度，合理有效開發稠油油藏具有一定的現實意義。

1水平井分段采油理論分析

在注汽回采的過程中，由于水平段油流阻力分布不均，隨蒸汽的不斷注入油藏內部溫度場在不斷發生變化，影響著油藏流體的滲流規律，并且常規的抽油泵抽汲使得水平段存在一個壓力降匯場，加之稠油的高粘度及冷凝作用，容易造成趾端與跟端流動阻力分布不平衡，從而致使油藏動用不均，影響開發效果。為了解決上述問題，首先要做好水平井水平段泵采流場的分析工作，研究通過對水平井采油過程中的流場進行分析，設計合理的泵采工藝管柱[6]，改變水平段壓力分布，從而達到分段采油的目的，進一步完善水平井熱采效果。在研究的過程中利用Dikken水平井壓力模型來計算水平井水平段的情況。

從圖1、圖2可知，在水平段起始端（A點）的生產壓差最大，而越靠近水平段末端（B點）生產壓差越小，因此越靠近末端的水平段對水平井產量的貢獻越小

從圖3中我們可以看出，理想情況下水平井的供油區為橢圓形，其流場圖水平段流動均勻，而實際水平井的供油區為跟端大（如圖4），趾端小的錐形，跟端陰影區流體流動密集，油流阻力較大。在水平段末端增加一個匯點后，水平段的流場得到了很大改善，供油區已經近似為橢圓形。所以實現水平井分段采油，需改變水平段壓力分布，增加匯場。

通過以上分析得出：在水平井均衡采油中，如果不對水平井段的生產壓差進行調控，很容易出現端部效應，特別是對于高滲的邊底水來說，易造成邊底水錐進和過早見水，降低水平井的開采效果。結合上述水平井水平段泵采流場的分析，進行熱采水平井分段采油組合泵的設計，可有效地改變水平段壓力分布，從而達到分段采油的目的，解決實際生產中存在的問題。

2水平井分段采油工藝管柱優化設計

在稠油熱采過程中，經常出現熱采周期短，泵采效率低的情況。結合勝利油田的實際生產情況與水平井水平段采油流場的分析結果來設計熱采水平井分段采油工藝管柱。

2.1分段采油工藝管柱設計

2.1.1分段采油工藝管柱的結構

在設計水平井分段采油組合泵之前，結合勝利油田實際情況，對水平井采油工藝管柱進行重新設計優化，設計管柱以70泵-56泵組合，分別對水平段進行抽汲。在水平段形成兩個匯場，減少稠油由于泵采不及時而重新凝結的程度，分段采油工藝管柱設計原理如圖5所示。

分段采油工藝管柱由分采泵、尾管、橡膠封隔器等組成。原理：通過水平段尾管安裝的橡膠封隔器將水平段封隔為A，B兩段，A點流體通過分采閥進入泵筒，而B點流體通過尾管進入泵筒，流體在泵筒內混合，共同被舉升至地面。

2.1.2分采泵關鍵工具設計

分采泵是由上泵筒、上柱塞、上游動閥、下進油閥、分采閥、下泵筒、下柱塞、強制啟閉閥、固定閥等組成。上柱塞和下柱塞通過19寸抽油桿連接。當柱塞上行時，上游動閥關閉，同時由于泵筒內壓力下降，在閥口壓差的作用下，分采閥和固定閥打開，流體進入泵筒。柱塞下行時，分采閥和固定閥關閉，下游動閥及強制啟閉在流體擠壓下打開，流體分別進入上柱塞和下柱塞。同時上游動閥打開，流體通過油管舉升至地面。從而完成一次抽汲過程。

2.2 分采組合泵技術指標

2.3 分采組合泵的設計計算

2.3.1理論排量計算

依據表1中分采組合泵技術規范可以算出，理論排量Q=106.3 t/d

2.3.2強度校核計算

①泵筒抗內壓能力校核

以70泵為例計算，其泵筒材料為45鋼，，外徑D=89mm，內徑d=70mm，外內徑之比D/d=89/70=1.27，該泵筒為厚壁圓筒，內壁上應力最大。其應力計算按以下公式進行：

②泵筒在外壓作用下徑向變形量校核

以70泵為例，器泵筒外徑D=89mm，內徑d=70mm，外內徑之比D/d=89/70=1.27，該泵筒為厚壁圓筒，試驗過程中泵筒內外均有壓力，現以最惡劣的條件只承受外壓進行計算，兩端開口。

3室內試驗

開展熱采水平井分段采油組合泵室內試驗。

實驗目的：檢驗閥球與座的密封性，檢驗泵筒與柱塞的漏失性，檢驗泵整體的密封性。

實驗設備：電動試壓泵、真空泵、真空實驗臺等

3.1 實驗方法

3.1.1 分采閥球與座的密封性能試驗

由于分采泵關鍵部件是分采閥，因為分采閥起到連接上下分采泵、分采油混合通道、控制分采量等這些作用，所以分采閥球與座的密封性能直接關系到熱采水平井分段采油組合泵的使用效果。

分采球閥與座的密封性能試驗主要是將分采閥球與配套的閥座置于真空泵吸入口處，裝配好 打開吸氣閥，真空泵壓力逐漸上升，當真空度達到85-100KPa時關泵，穩壓1min，測量真空泵中的壓力是否有變化。

3.1.2 間隙漏失矢量實驗

測試在規定的壓力下，柱塞與泵筒的漏失量是否在理論計算允許的范圍內，以保證抽油泵在下井工作后漏失量達到設計的要求，同時又不會因漏失量過小而不滿足稠油井的工作需要。本抽油泵的密封間隙等級為Ⅲ級。

將泵筒內放入柱塞。上端接上試壓接頭，使用10號柴油，試驗壓力為10MPa。待下部進油孔處漏失穩定后計量1min的漏失量。漏失量與間隙等級的關系值見表4。

3.1.3 泵整體密封性能試驗

組裝好熱采水平井分段采油組合泵，下部接好絲堵，上部接試壓接頭，與高壓泵相連，用10號柴油試壓，壓力為18MPa，穩壓5min，檢驗各連接螺紋的密封性。

3.2 實驗結論

經過多次試驗，得出實驗結果如下：分采閥的閥球與閥座在抽空到90KPa關泵，穩壓正常，密封性能良好;實驗壓力10MPa，Ⅲ級間隙泵的漏失量為4010ml/min，漏失量很小，達到了初期的設計目標;螺紋連接及泵整體無刺漏現象。

4 結論及認識

（1）對稠油熱采水平井水平段得泵采流場分析發現，常規的抽油泵抽汲使得水平段只存在一個壓力降匯場，加之稠油的高粘度及冷凝作用，容易造成趾端與跟端流動阻力分布不平衡，從而致使油藏動用不均，影響開發效果。

（2）結合水平井水平段泵采流場的分析結果來進行熱采水平井分段采油組合泵的設計，可以有效地改變水平段壓力分布，從而達到分段采油的目的，解決實際生產中存在的問題。

參考文獻：

[1]于連東.世界稠油資源的分布及其開采技術的現狀與展望[J].特種油氣藏，2001（2）：98-103.

[2]謝志勤，賈慶升，蔡文斌，等.火燒驅油物理模型的研究及應用[J].石油機械，2002（08）：4-6.

[3]李偉.勝利稠油蒸汽驅開發現狀及主要影響因素[J].中國石油大學勝利學院學報，2015（03）：11-13.

[4]岳慧，劉花軍，劉若虛，等.熱采水平井改善吸汽剖面技術研究及應用[J].石油機械，2014（10）：65-68.

[5]逯國成，劉明，戴宇婷等.熱采水平井蒸汽流量自調節裝置[J].油氣田地面工程，2011（10）：93-94.

[6]宋開利.水平井分段采油工藝管柱[J].石油機械，2003（08）：40-41.