南海西部油田電潛泵舉升優(yōu)化設(shè)計研究與應(yīng)用

穆永威,廖云虎,賈 輝,楊 波,姚歡迎

(中海石油(中國)有限公司 海南分公司,海南 海口 570312)

電潛泵采油長期占南海西部油田總采油井的95%以上,是南海西部油田最主要的舉升采油方式,對保證油田的產(chǎn)量發(fā)揮了重要作用。近年來,隨著油田的不斷開發(fā),越來越多的油井需要通過提液來保障油田的穩(wěn)產(chǎn),然而實踐表明,油田油井提液也帶來了一系列問題,需要系統(tǒng)性分析,進一步優(yōu)化電潛泵舉升設(shè)計。

1 南海西部油田換大泵提液必要性與主要面臨的問題

1.1 提液意義與必要性

近年來南海西部油田換大泵提液年均增油量占常規(guī)措施總增油的42%,而同期對應(yīng)修井作業(yè)費只占比15%,投入產(chǎn)出效益較高。換大泵提液已成為南海西部油田穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn),提高采油速度的重要措施。隨著南海西部油田的不斷開發(fā),越來越多油田逐漸進入開發(fā)中后期,油田含水率進一步升高,已進入換大泵提液及二次提液之際,需進一步開展換大泵提液作業(yè)以提高油田采油速度。

1.2 換大泵提液主要面臨的問題

換泵提液作業(yè)前后油藏油井產(chǎn)能認識差別較大,生產(chǎn)一定時期后油井存在出砂、結(jié)垢、微粒運移加劇等情況,導(dǎo)致油井產(chǎn)能下降過快,電泵機組運行不合理,影響提液實施效果。電潛泵機組泵掛深度較淺或位置不合理,導(dǎo)致油井在生產(chǎn)后期泵吸入口流壓過低或機組實際運行電流比較高等問題;生產(chǎn)管柱材質(zhì)、尺寸、扣型等選擇不合理,導(dǎo)致管柱存在沖蝕、摩阻較大、腐蝕穿孔等問題;泵吸入口氣體處理裝置選擇或動力電纜選型不合理,導(dǎo)致提液后油井生產(chǎn)不穩(wěn)定甚至欠載或影響機組壽命等問題,間接增加修井作業(yè)頻次,影響油田油井提液開發(fā)實施效果。平臺用電量不足、機采地面設(shè)備容量不夠或發(fā)熱、井口采油樹不合適等,導(dǎo)致油井無法達到舉升設(shè)計頻率生產(chǎn)、產(chǎn)液量達不到預(yù)測等問題。

結(jié)合南海西部油田提液存在的問題,需綜合考慮分析,開展電潛泵井舉升系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計研究,保障電潛泵舉升工藝設(shè)計的合理性、電泵機組的高效合理運行。

2 電潛泵舉升系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計方法研究

結(jié)合油井提液存在的主要問題,視油井生產(chǎn)系統(tǒng)為整體,以井筒供、排協(xié)調(diào)為理論基礎(chǔ),從油藏產(chǎn)層、井筒、地面三位一體,充分考慮電泵機組與產(chǎn)層變化的適應(yīng)性、設(shè)備運行安全、系統(tǒng)效率高效等,開展電潛泵井舉升系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計分析研究。

2.1 電潛泵舉升系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計原則

海上油田作業(yè)成本高,為保障電潛泵機組入井一定生產(chǎn)時期內(nèi)均滿足油藏配產(chǎn)液量且高效合理運行、提高油井檢泵周期,電潛泵舉升參數(shù)與系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計宜遵循如下原則[1-2]:1)綜合考慮油井三年內(nèi)的供液能力變化情況,優(yōu)選電泵機組泵型,使電泵在預(yù)期生產(chǎn)周期內(nèi)保持在最高泵效區(qū)域內(nèi)工作,同時對應(yīng)排量下機組揚程滿足平臺計量、外輸需求。2)結(jié)合油井實際井況,如出砂、結(jié)垢、高氣液比等情況,優(yōu)選針對性合理的防砂、防垢、高氣液比處理能力等情況的電泵機組。3)合理優(yōu)選管柱尺寸、材質(zhì),避免管柱在預(yù)期生產(chǎn)年限內(nèi)發(fā)生腐蝕、沖蝕,減少管柱摩阻損失,節(jié)約降耗、安全生產(chǎn)。4)機組電機額定功率滿足油井舉升液體需求,針對具體油井井況與需求,電機功率設(shè)計滿足一定的提頻潛力與空間。5)根據(jù)油井井況與機組電機參數(shù),優(yōu)選配套動力電纜。6)電泵機組、電纜、油管的最大投影尺寸小于生產(chǎn)套管內(nèi)徑,并保證機組下到預(yù)定泵掛位置。7)平臺電量、機采地面設(shè)備等,需滿足油井提液用電量增量與機采地面設(shè)備等需求。

2.2 產(chǎn)層方面舉升參數(shù)分析與設(shè)計

油井油藏數(shù)據(jù)是電潛泵舉升設(shè)計的基礎(chǔ)。影響電潛泵設(shè)計的主要因素有:產(chǎn)層靜壓、產(chǎn)液指數(shù)、油井井況、PVT數(shù)據(jù)等。

1)油井產(chǎn)層靜壓與產(chǎn)能

油井產(chǎn)層靜壓與產(chǎn)能是舉升設(shè)計的關(guān)鍵性參數(shù)。油井產(chǎn)能直接反映油井的供液能力,靜壓與產(chǎn)能的變化,直接影響電泵機組舉升所需揚程以及能否滿足油藏配產(chǎn)需求。電泵機組泵型、揚程的設(shè)計,需綜合考慮分析預(yù)期生產(chǎn)年限內(nèi)產(chǎn)層靜壓與產(chǎn)能的變化情況。

油井產(chǎn)層靜壓與產(chǎn)能可通過油藏研究人員提供,油井產(chǎn)能亦可根據(jù)油井實際生產(chǎn)運行數(shù)據(jù),通過專業(yè)軟件建模擬后分析得到。

2)油井井況與PVT數(shù)據(jù)等

油井提液、生產(chǎn)壓差增大,泵吸入口流壓將進一步降低,可能造成油井出砂、結(jié)垢、微粒運移加劇、泵吸入口自由氣含量增大而機組無法有效處理等情況,導(dǎo)致油井產(chǎn)能下降、無法穩(wěn)定有效生產(chǎn)等問題。舉升設(shè)計需結(jié)合油井實際井況,優(yōu)選針對性應(yīng)用的電泵機組,例如:對于輕微出砂、微粒運移情況油井,適當(dāng)選擇耐磨防砂型電泵機組;對于可能存在結(jié)垢問題的油井,優(yōu)選具備除防垢能力的電泵機組;對于飽和壓力高、生產(chǎn)氣油比高、氣體影響較大油井,優(yōu)選相應(yīng)氣體處理能力的電泵機組;對于生產(chǎn)一定時期后含水率可能有較大上升的油井,機組揚程需充分考慮含水率變化情況等。

2.3 井筒方面舉升參數(shù)分析與設(shè)計

2.3.1 泵掛位置優(yōu)選

泵掛位置不合理,可能造成泵吸入口流壓過低欠載、機組運行電流比過高、無法正常下入與啟泵等問題,影響油井的穩(wěn)定生產(chǎn)、甚至停機。泵掛位置優(yōu)選宜遵循以下原則[2]:1)最大泵掛深度宜在射孔段以上50～100 m與防砂、懸掛封隔器以上20～50 m處,若要下到射孔段以下,須安裝導(dǎo)流罩。2)機組正常運行時,沉沒度宜不低于200 m,以防止油井生產(chǎn)異常時泵抽空情況。3)不同尺寸機組管柱組合,在下入生產(chǎn)套管過程中,機組通過最大狗腿度需保證機組彎曲度不宜超過3°/30 m,泵掛處狗腿度宜保證機組彎曲度小于1°/30 m。4)考慮生產(chǎn)后期鋼絲作業(yè)需求,對需下入Y電泵管柱采油井,泵掛處井斜宜小于65°。5)對于飽和壓力較高、含氣量較高采油井,泵掛深度要充分考慮氣體的影響,泵吸入口處流壓宜大于飽和壓力、控制泵吸入口自由氣體百分含量小于10%。6)考慮到一定生產(chǎn)時期內(nèi)油井產(chǎn)能靜壓、產(chǎn)能等可能存在的一定的變化,泵掛深度宜適當(dāng)下深。

綜合考慮以上多方面因素,優(yōu)選合理的泵掛位置。

2.3.2 泵吸入口裝置選擇

常用的泵吸入口裝置主要有普通吸入口、氣體分離器、雙級氣體分離器、氣體處理器等,主要根據(jù)泵吸入口處自由氣含量不同而進行選擇。采用理論方法[3]計算泵吸入口處自由氣含量,或采用專業(yè)軟件進行模擬計算。1)泵吸入口處自由氣含量小于10%,一般不需對泵吸入口處的自由氣進行處理,采用普通電泵吸入口即可。2)泵吸入口處自由氣含量介于10%～40%時,一般可采用單級氣體分離器或雙級氣體分離器做為吸入口裝置。根據(jù)油氣密度差、經(jīng)離心力作用,實現(xiàn)油氣分離,將分離出的氣體從油套環(huán)空排出。3)泵吸入口處自由氣含量介于40%～70%時,單采用氣體分離器無法有效實現(xiàn)油氣分離情況下,宜采用氣體處理器、氣體分離器加氣體處理器進行氣體處理。4)泵吸入口處自由氣含量大于70%,宜組合采用氣體分離器、氣體處理器、多相混流泵裝置,降低氣體影響風(fēng)險。

對于氣液比較高的油井,泵出口與單流閥間宜加2～3根油管,以減低無法順利啟泵風(fēng)險。若電泵機組采用旋轉(zhuǎn)式氣體分離器,則生產(chǎn)管柱需安裝放氣閥。

2.3.3 油管選型與關(guān)鍵井下工具

生產(chǎn)油管的選型需要考慮油管尺寸、材質(zhì)選擇,以避免管柱發(fā)生腐蝕、沖蝕、摩阻損失等問題,關(guān)鍵井下工具的選擇需滿足作業(yè)以及安全生產(chǎn)需求。

1)油管尺寸優(yōu)選[4]油管尺寸選擇要盡量避免管柱發(fā)生沖蝕以及管柱摩阻過大的情況。流體在油管中流動,沖蝕時率比小于1,默認不發(fā)生沖蝕。

沖蝕速率=實際流速/臨界沖蝕流速。可根據(jù)公式(1)計算油管臨界沖蝕流速。

Ve=K/ρ0.5

(1)

式中:Ve為臨界沖蝕流速,ft/s;K為經(jīng)驗系數(shù),碳鋼推薦100,防腐鋼材推薦200;ρ為流體混合密度,lb/ft3。

針對高含水井,可根據(jù)公式(2)計算不同液量不同尺寸下油管摩阻,也可從圖1油管壓頭損失曲線圖版[2]中查出油管摩阻損失。

(2)

式中:FP為油管摩阻損失,m;Qin為油井產(chǎn)液量,bbl;ID為油管內(nèi)徑,in;C為系數(shù),新油管取值120,舊油管取值94。

綜合以上管柱摩阻與沖蝕分析、油管選擇的經(jīng)濟性以及南海西部油田應(yīng)用情況,推薦不同日液量下油管尺寸優(yōu)選結(jié)果如表1所示。

表1 不同日產(chǎn)液量下油管尺寸推薦尺寸

2)管柱材質(zhì)選擇 需要結(jié)合油井流體實際情況,選擇滿足防腐要求的材質(zhì)。管柱防腐材質(zhì)選擇[5]依據(jù)中海油企業(yè)標(biāo)準Q/HS 14015-2018《海上油氣井油管和套管防腐設(shè)計指南》,進行管柱防腐選材。

3)關(guān)鍵井下工具 生產(chǎn)管柱關(guān)鍵井下工具選擇需滿足:工具強度滿足油井生產(chǎn)及修井作業(yè)要求,扣型宜與油管扣型相同;上部井下工具的內(nèi)徑不小于下部工具內(nèi)徑;井下安全閥在海底泥線30 m以下;針對無放氣閥的生產(chǎn)封隔器,其下深宜考慮避免井筒流體對上部生產(chǎn)套管腐蝕等情況。

2.3.4 電泵機組選型

1)機組揚程計算 油井機組舉升所需揚程[2],包括井液垂直舉升高度、流體沿程摩阻損失、井口油壓壓頭三部分,可采用公式(3)進行計算。

H=Ha+HP+Fp

(3)

式中:H為舉升所需揚程,m;Ha為垂直舉升高度,m;HP為油壓折算揚程,m;Fp為流體沿程油管摩阻損失壓頭,m。

2)泵型優(yōu)選 泵型優(yōu)選主要考慮以下原則:選擇油藏配產(chǎn)液量(泵吸入口處校正后產(chǎn)液量)在泵合理排量范圍之內(nèi)且最接近最高泵效區(qū)域的泵型;大直徑的電泵機組價格一般相對較便宜,泵效較高,在滿足地質(zhì)設(shè)計要求且套管尺寸、井斜等許可條件下,可考慮較大直徑的泵型;綜合考慮預(yù)期生產(chǎn)周期內(nèi)油井油藏變化情況,適當(dāng)選擇合理排量范圍較為寬泛、泵效較高、泵特性曲線比較平穩(wěn)的泵型。

3)電機參數(shù)優(yōu)選 針對高含水提液井,所需電機功率可采用公式(4)計算。

(4)

式中:N泵為電機的功率,kW;Q為泵的額定排量,m3/d;H為舉升所需揚程,m;ρ0為流體混合平均密度,g/cm3;η泵為泵的效率,%;Nb為保護器功率,一般取值1～4 kW。

機組電機優(yōu)選主要考慮因素:當(dāng)需要考慮水的乳化或原油黏度影響時,需要用功率系數(shù)進行修正[2];宜按照固頻電泵機組電機負載率80%～85%、變頻電泵機組電機負載率60%～65%選擇電機額定功率;平臺油井現(xiàn)有地面設(shè)備最大與最小輸出電壓、電流,要與機組額定電壓、額定電流相匹配,適當(dāng)選擇高電壓、低電流系列電機;電機系列的確定需綜合考慮所需電機功率、套管尺寸、井斜數(shù)據(jù)等因素,以確保機組能安全下入。

4)保護器選型 根據(jù)所選電機型號、功率、井斜等因素,選擇與井況、電機相匹配的保護器型號,對于海上斜井,宜使用雙膠囊式保護器。不同電機功率推薦保護器類型如表2所示。

2.3.5 電纜選型

動力電纜的選型[6]需綜合考慮機組電機參數(shù)、井溫、流體性質(zhì)、油套環(huán)空間歇等因素。一般通過電纜壓降圖版或?qū)w截面積計算法選擇動力電纜型號,通過機組電機額定電壓選擇電纜耐壓等級、油井井溫選擇電纜耐溫等級,綜合考慮流體性質(zhì)、油套環(huán)空間隙等選擇采用圓電纜、扁電纜、防腐電纜、防氣電纜等。

表2 不同電機功率下保護器型號推薦

相同材質(zhì)下,圓電纜的電場分布比扁電纜均勻,且載流量較扁電纜大,運行可靠性較大,對于油套環(huán)空間隙較大的油井應(yīng)盡量考慮使用圓電纜。根據(jù)流體的特性確定電纜結(jié)構(gòu),例如H2S氣體存在,可以使用鉛封電纜,在高腐蝕流體的井里,采用特殊合金;高油氣比井中的電纜可以采用鉛護套及特殊密封裝置。

動力電纜長度應(yīng)結(jié)合泵掛實際深度預(yù)留適當(dāng)余量長度,引接電纜長度宜超出泵出口1.5 m以上。對于修井管柱封隔器與泵出口距離較近(30 m以內(nèi))的油井,可采用圓扁一體式引接電纜。對于雙Y雙電泵機組,要考慮穿過雙Y接頭預(yù)留對應(yīng)的長度。

2.4 地面舉升參數(shù)分析與設(shè)計

2.4.1 提液用電量核算

平臺地面用電量需滿足油井提液所需用電量以及新增用電量。可采用公式(5)計算電潛泵井提液所需用電量[7]。

(5)

式中:N為提液所需用電量,kW;η電為電機的效率,%;Np為電纜損耗功率,kW;Nd為機采地面設(shè)備損耗功率,kW。

不同排量不同廠家的電泵機組,其電泵效率、電機效率不同,電纜損耗功率一般取5～20 kW/km,機采地面設(shè)備損耗功率一般取井下系統(tǒng)損耗功率的4%～8%。

2.4.2 提液機采地面設(shè)備需求

提液井機采地面設(shè)備需求,可根據(jù)新機組電機參數(shù)、電纜選型結(jié)果進行核算。

1)變壓器容量需求核算:根據(jù)公式(6)進行計算[3]。

(6)

式中:S變壓器為計算所需變壓器容量,kVA;U、ΔU分別為機組額定電壓、電纜壓降,kV;n為安全系數(shù),一般可取值1.1～1.2。

2)變頻器需求核算:根據(jù)公式(7)進行計算。

S變頻器=n×P額/η電/η變/η濾

(7)

式中:S變頻器為變頻器功率,kW;P額為電機額定功率,kW;η電為電機效率,在負載率不低于70%情況下,一般可取值0.75～0.86;η變?yōu)樯龎鹤儔浩餍?一般可取值0.98～0.99;η濾為濾波器效率,一般可取值0.98～0.99。

對固頻柜,當(dāng)電機啟動時啟動電流近似于4～8倍的額定電流,電纜壓降突然增大4～8倍,故對于固頻地面設(shè)備,建議進一步核算電機的啟動性能,即要求電機啟動時端電壓占電機額定電壓的百分比大于50%,若不能滿足電機的啟動性能,則需要適當(dāng)選擇高電壓、低電流的電機。對于變頻啟動的電機,由于低頻啟動時電機的啟動電流約為1～2倍的額定電流,則無需考慮電機的啟動性能。

控制柜應(yīng)根據(jù)現(xiàn)場的使用條件、機組性能要求進行選擇,主要是是根據(jù)電機的功率、額定電流和地面所需要的電壓來選擇控制柜的容量,以保證電機在滿載情況下長期使用。

2.4.3 井口裝置需求

根據(jù)油藏配產(chǎn)液量及油管尺寸、動力電纜規(guī)格選擇結(jié)果等,選擇相應(yīng)尺寸的井口采油樹、油管掛、電纜穿越器、井口接線盒。

3 實例設(shè)計與實施效果

3.1 實例設(shè)計

3.1.1 W6H井提液背景與基礎(chǔ)資料

W6H井原井下機組為1 000 m3/800 m電泵機組,產(chǎn)液量1 100 m3/d,含水率90%,產(chǎn)油量110 m3/d,由于該井含水率較高,產(chǎn)液量已無法滿足新的生產(chǎn)需求,為提高產(chǎn)油量,計劃開展換大泵提液增產(chǎn)作業(yè)。此次提液油藏配產(chǎn)2 000 m3/d,預(yù)測作業(yè)后含水率92%,產(chǎn)油160 m3/d,增油50 m3/d。根據(jù)此次W6H井配產(chǎn)及相關(guān)油藏資料:產(chǎn)層平均垂深2 000 m,油藏溫度95 ℃,靜壓19.5 MPa,地面原油密度0.867 2 g/cm3,飽和壓力3.67 MPa,溶解氣油比16 m3/m3,CO2含量5.6%,油藏提供產(chǎn)液指數(shù)645 m3/d/MPa,未發(fā)現(xiàn)有結(jié)垢、結(jié)蠟出砂復(fù)雜情況;該井目前為9-5/8 in生產(chǎn)套管、3.5 in采油樹油管掛及油管,采用變壓器容量為500 kVA配套機采地面設(shè)備等,開展該井提液電潛泵舉升系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計。

3.1.2 W6H井電潛泵舉升系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計

根據(jù)泵掛位置優(yōu)選原則及該井實際情況,優(yōu)選該井此次泵掛深度1 230 m、井斜34.15°,狗腿度0.1°/30 m。采用專業(yè)軟件擬合計算該井在配產(chǎn)液量下泵吸入口自由氣含量0%、流體密度為0.985 g/cm3,故泵吸入口裝置采用普通吸入口即可滿足生產(chǎn)需求。

根據(jù)油藏配產(chǎn)液量以及油管選型原則與方法,需更換目前3.5 in油管掛、采油樹、油管為5.5 in管柱及配套尺寸井下工具,可避免管柱沖蝕、減小摩阻損失3.1 MPa,達到節(jié)能經(jīng)濟的效果,整體生產(chǎn)管柱采用3Cr防腐等級材質(zhì)。綜合考慮油井產(chǎn)能、靜壓、含水率變化情況,根據(jù)電泵機組選型原則與方法,在該井采用設(shè)計5.5 in生產(chǎn)管柱情況下,設(shè)計采用2 000 m3/800 m電泵機組、電機功率267 kW,即可滿足提液舉升需求;在該井依然采用目前3.5 in生產(chǎn)管柱,在管柱將存在一定沖蝕情況同時,設(shè)計需采用2 000 m3/1 100 m電泵機組、電機功率366 kW,才可滿足提液舉升需求。

在該井分別采用5.5、3.5 in生產(chǎn)管柱情況,核算提液至2 000 m3/d,所需用電量分別為305 kW、457 kW,所需變壓器容量分別為500 kVA、800 kVA配套機采地面設(shè)備。即若采用優(yōu)化設(shè)計推薦的5.5 in生產(chǎn)管柱,采用2 000 m3/800 m電泵機組、目前該井500 kVA配套機采地面設(shè)備、提液用電量305 kW,即可滿足提液需求;若依然采用3.5 in生產(chǎn)管柱,需采用2 000 m3/1 100 m電泵機組、重新采辦變壓器容量不低于8 000 kVA配套機采地面設(shè)備、提液用電量457 kW,才可滿足提液需求。建議該井此次提液作業(yè)整體更換采用5.5 in生產(chǎn)管柱及井口設(shè)備。

綜合以上,設(shè)計該井泵掛位置1 230 m,整體更換目前3.5 in生產(chǎn)管柱為5.5 in生產(chǎn)管柱,采用2 000 m3/800 m防腐普通吸入口電泵機組,采用目前變壓器容量500 kVA配套機采地面設(shè)備、無需采購更換變壓器容量800 kVA配套機采地面設(shè)備,預(yù)測提液用電量為305 kW。

3.2 現(xiàn)場應(yīng)用效果

W6H井于2020年3月實施換大泵提液作業(yè),整體采用5.5 in生產(chǎn)管柱及井口,下入優(yōu)化設(shè)計2 000 m3/800 m電泵機組,泵掛深度1 230 m,下入井下壓力計,對電泵運行情況及油藏信息進行實時監(jiān)測。作業(yè)復(fù)產(chǎn)后,產(chǎn)液約1 975 m3/d,含水率91.8%,產(chǎn)油162 m3/d,初期日增油52 m3/d,泵效68%,機組運行工況較合理,油井生產(chǎn)狀況良好,達到了提液增產(chǎn)效果。

4 結(jié)論

1)結(jié)合油井提液存在的問題,以電潛泵井系統(tǒng)整體為研究對象,研究形成了一套基于“油藏產(chǎn)層、井筒、地面”三位一體系統(tǒng)分析的電潛泵舉升系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計方法,全面分析優(yōu)化,提高了電潛泵機組設(shè)計的合理性以及與油井的協(xié)調(diào)性、適應(yīng)性。

2)W6H井提液至2 000 m3/d,通過系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計采用5.5 in生產(chǎn)管柱:可有效降低管柱摩阻損失3.1 MPa,避免管柱發(fā)生沖蝕問題;采用目前該井500 kVA配套機采地面設(shè)備即可滿足提液需求,避免臨時采購更換800 kVA配套機采地面設(shè)備,保障了換大泵提液作業(yè)及時實施;預(yù)測節(jié)省平臺用電量152 kW,為平臺其他井提液空余一定的電力空間,節(jié)能降耗效果顯著。

3)W6H井提液實施后,產(chǎn)液量與產(chǎn)油量均達到油藏預(yù)期效果,機組運行工況與油井生產(chǎn)狀況良好,為后續(xù)海上油田日產(chǎn)液超2 000 m3油井提液提供較大的借鑒與參考意義。