單電潛泵井下油水分離系統設計及現場試驗

侯　芳

（中石化勝利石油工程有限公司　鉆井工藝研究院，山東　東營257017）①

單電潛泵井下油水分離系統設計及現場試驗

侯芳

（中石化勝利石油工程有限公司鉆井工藝研究院，山東東營257017）①

介紹了單電潛泵井下油水分離系統的結構組成、工作原理及能量分配原理，電潛泵、潛油電機及水力旋流器參數設計方法。建立了井下工況診斷模型，提出一種工況診斷方法，并運用該方法對不同井口油嘴內徑條件下對S4井的井下工況進行了診斷。現場試驗表明：隨著井口油嘴內徑的變大，井下注入量變小，分流比變大，地面含水率變大；生產層與S4井注入層相連通的油井，產油量和泵效基本都變大，含水率減小；生產層與S4井生產層相連通的油井，產油量和泵效都提高，含水率減小。該模型可以有效的診斷井下工況。

井下；油水分離；電潛泵；水力旋流器；工況診斷

井下油水分離是一項高效、環保、節能的新技術，可在同一井眼內實現油水混合物的采出、分離、舉升及注入。目前，國內外對井下油水分離系統的研究一般是將井下水力旋流分離器和常規采油生產系統相結合，例如電潛泵、地面驅動螺桿泵和桿式抽泵采油生產系統等［1-3］。國外已試驗成功的電潛離心泵井下油水分離系統，采用雙電潛泵形式，一個用于舉升分離后的高含油液體，另一個用于注入分離后的高含水液體；此外，還有旁通管，系統比較復雜；受陸地油井井眼尺寸限制，不易在井下實施，發生機械故障概率大［4-5］。筆者設計了單電潛泵井下油水分離系統，該系統只用一個電潛泵，沒有旁通管，結構相對簡單，易于井下實施。同時，針對該系統提出了一種井下工況診斷方法，并通過現場試驗驗證了該方法及整個裝置的有效性。

1　結構組成及工作原理

單電潛泵井下油水分離系統包括地面和井下2部分。地面部分與常規電潛離心泵采油系統的地面部分相同，主要由井口裝置、變壓器和控制柜等組成。井下部分如圖1所示，自上而下由油管、電纜、電纜接頭、補償器、潛油電機、保護器、雙流道電潛離心泵、水力旋流器及一體化坐封工藝管柱等組成。

系統工作原理是：生產層的高含水液體由內、外插管間的環空上行，經過流道e，進入雙流道電潛泵的外流道，折返進入其內流道被增壓；增壓后的液體通過流道c進入水力旋流器中進行油水分離，分離后的高含油液體由流道d排出至油套環空中，并通過油套環空及油管舉升至地面；分離后的含少量油的液體經內插管向下進入注水管中，最終注入到注入層。

該井下油水分離系統的應用條件是生產層在注入層之上，并且兩層之間分隔良好，防止回注水和采出液發生短路循環；由生產層引入到注入層的固體顆粒要少，防止堵塞注入層；注入層滲透性好，保證分離出來的污水能夠順利地注入到注入層；生產層中深不大于3 000 m，注入壓力不大于40 MPa；油井產量為150～300 m3／d，且流量較均勻；油井含水率90%以上，井底油水密度差越大越好。

圖1　單電潛泵井下油水分離系統結構示意

2　系統能量分配

該井下油水分離系統可以劃分為5個子系統：生產層子系統、電潛泵子系統、井筒管路子系統、水力旋流器子系統和注入層子系統［6］。電潛泵子系統是系統油水分離、油的舉升以及水的注入3個過程能量的提供者，水力旋流器子系統是能量分配中心。經過電潛泵增壓的高壓液體進入水力旋流器，進行油水分離時有壓力損失，高含油液體由水力旋流器溢流口流入油套環空中也有壓力損失，剩余能量要保證高含油液體在克服自身重力、局部壓力損失及沿程壓力損失等能量損失后能夠舉升至地面；而經過分離后含少量油的液體由水力旋流器底流口流入內插管中會產生壓力損失，再由注水管達到注入層時有沿程壓力損失，此時，剩余能量再加上液體重力勢能要保證大于注水所需的最少能量才能把含少量油的液體注入到注入層。因此，如果能量分配不合理，就會造成高含油液體無法舉升至地面或含少量油的液體不能注入到注入層。

進行系統匹配設計時，電潛泵的出口壓力要大于舉升和注入兩個過程中壓力損失最大者，通過合理的配置水力旋流器的溢流嘴及底流嘴實現能量的合理分配。但在實際應用過程中，隨著注入時間的延長，有的注入層的注入壓力變化不大，而有的注入層的注入壓力逐漸變大，最終導致無法注入。此時，可以通過減小井口油嘴實現能量的重新分配。

3　設計參數

3．1 雙流道電潛泵參數設計

舉升壓力

式中：H1為舉升壓力，Pa；ρ1為分離后高含油液體的密度，kg／m3；g為重力加速度，m／s2；h為下泵深度，m；Δpio為水力旋流器溢流壓力損失，Pa；Δp1為電潛泵以上部分的油套環空及油管中壓力損失，Pa。

Δp io由經驗公式確定［7］

式中：Qi為水力旋流器的入口流量，m3／h；F為水力旋流器的分流比（溢流流量與入口流量之比）；k1、α1為與水力旋流器結構有關的常數，由試驗確定。

注入壓力

式中：H2為注入壓力，Pa；pzs為注入層的注入壓力，Pa；Δp2為水力旋流器底流口到注入層的壓力損失，Pa；pjy為水力旋流器底流口到注入層的靜壓力，Pa；Δp iu為水力旋流器的底流壓力損失，Pa。

Δpiu由經驗公式確定［7］

式中：k2、α2為與水力旋流器結構有關的常數，由試驗確定。

pjy由式（5）求得

式中：ρ2為液體密度，kg／m3；Lz為注入層中深，m；L為機組下泵深度，m。

pzs由式（6）求得

式中：ρ3為水的密度，kg／m3；ppj為地面平均注水壓力，Pa；Δp為整個流道的壓力損失，Pa。

電潛泵進出口壓差為

式中：ΔH為電潛泵進出口壓差，Pa。

電潛泵有效功率為

式中：N為泵有效功率，W。

3．2 潛油電機參數設計

潛油電機功率為

式中：Np為潛油電機功率，W；K為潛油電機功率儲備系數，取K＝1．1～1．2；η為電潛泵效率。

3．3 水力旋流器設計

本系統中水力旋流器采用雙級串聯的結構形式，其中第1級為雙錐水力旋流器，實現油水的粗分離；第2級為單錐水力旋流器，實現油水的精分離。如果H1＞H2，則需在第2級水力旋流器底流口上安裝底流嘴；如果H1＜H2，則需在第1級水力旋流器溢流口上安裝溢流嘴；如果H1＝H2，則不需要安裝溢流嘴和底流嘴。

第1級水力旋流器的主要結構參數：主直徑D＝30mm、大錐角α1＝22°、小錐角β＝3°、溢流口直徑Do＝4 mm。第2級水力旋流器的主要結構參數：主直徑D＝30mm、錐角α2＝6°；其它結構參數按文獻［8］中設計方法確定。

4　井下工況診斷

現場試驗表明，井下油水分離系統的井下工況難以診斷，如果在井下安置測試儀器，則會增加系統的復雜性，降低系統的可靠性［9-11］。本文基于系統的壓力、流量等協調關系建立井下工況診斷模型，提出了一種井下工況診斷方法；井下工況診斷的流程為：

1） 測出井口油壓p、地面產液量（油管和油套環空產液量之和）Qo及相關的流體性質參數，利用計算井筒多相管流的方法由井口向下計算，得到第1級水力旋流器溢流口處壓力p1。

2） 由井下機組匹配設計時假設的油層產量Qb0以及電潛離心泵輸送實際介質時的特性曲線，查得泵的揚程H。

3）計算分流比F＝Qo／Qb0，求出第1級水力

旋流器溢流壓力損失Δpio1；計算第1級水力旋流器入口壓力pi，pi＝Δpio1＋p1；如果第1級水力旋流器溢流口加裝了溢流嘴，等號右邊還需加上溢流嘴的壓力損失［9］；電潛離心泵的出口壓力pout約等于p1。

4） 由泵的出口壓力p out和揚程H，得到電潛泵的入口壓力pi。5） 根據泵的入口壓力pin，采用井筒多相管流的計算方法向下計算，得出井底流壓pwf。

6） 由井底流壓p wf，利用井底流入動態關系，求得油層產量Q b1。

7） 如果｜Qb0－Qb1｜≤ξ1（ξ1為迭代精度），說明油層產量即為此值；如果｜Q b0－Q b1｜＞ξ1，說明初設的油層產量不合適。令Q b0＝0．5（Q b0＋Q b1），返回到第2步重新計算，直到滿足｜Q b0－Q b1｜≤ξ1為止，此時記油層產量為Q b0，也即為水力旋流器入口流量。

8） 由油層產量Q b0和地面產液量Q o，求出注入流量Q u，Q u＝Q u0－Q o。

9） 計算實際分流比F＝Q o／Q b0；計算第1級水力旋流器底流壓力損失Δp iu1；求出第1級水力旋流器底流口壓力p u1，p u1＝p 1－Δp iu1；第2級水力旋流器入口壓力約等于p u1。

10） 計算第2級水力旋流器底流壓力損失Δp iu2；再求出第2級水力旋流器底流口壓力p u2，p u2 ＝p u1－Δp iu2；如果第2級水力旋流器底流口加裝了底流嘴，等號右邊還需減去底流嘴的壓力損失［9］。

11） 根據第2級水力旋流器底流口壓力p u2，計算出注入層的實際注入壓力p′w，由于第2級水力旋流器底流液幾乎不含油且壓力高，可認為是單相流動。

12） 由注入層的試注水指示曲線，得出在對應注入量Q d下所需的注入壓力p w。根據以上流程計算，可以得到油層產量、井底流壓、泵揚程、泵效、水力旋流器分流比以及注入壓力、注入量等井下工況參數。由這些參數可以做出如下判斷：

1） 判斷注入層的注入壓力是否滿足要求。若｜p′w－p w｜≤ξ2（ξ2為迭代精度），說明該注入壓力滿足注入要求。若｜p′w－p w｜＝ξ2，說明實際的注入壓力偏大或偏小。可以通過調節井口油嘴大小，改變井口油壓p大小，進而達到改變注入壓力的目的。若偏大，則增大井口油嘴；若偏小，則減小井口油嘴。

2） 判斷分流比是否在期望范圍內。將實際分流比F與期望值相比，若偏小，則增大井口油嘴；若偏大，則減小井口油嘴。

3） 判斷電潛泵是否工作在高效區。如果不在高效區工作，則調節井口油嘴大小，改變油層產量Qb0，使之處于高效區。若油層產量Qb0偏小，則增大井口油嘴；若油層產量Qb0偏大，則減小井口油嘴。

上述3個量的合適與否需要通過井口油壓的改變來達到目的，可能會出現分歧。其優先級順序為：①注入層注入壓力滿足要求；②分流比在期望范圍內；③電潛泵工作在高效區。

5　現場試驗

試驗選在國內某油田一區塊，該區塊開發了8口井，選擇在S4井中下入該井下油水分離裝置，S4井生產層與S3、S6、S8井的生產層連通，注入層與S1、S2、S5、S7井的生產層連通。S4井生產層中深896 m，注入層中深1 003 m。油層溫度57℃，油藏壓力8．1MPa，地層飽和壓力3．4MPa；含水率98．6%，生產氣油比13．7，地面脫氣原油黏度71．2 mPa·s，脫氣原油密度863 kg／m3，天然氣相對密度0．69。裝置下入前對其注入層進行試注水，得到試注水指示曲線。該曲線近似為一條直線，試注水時注入層啟動壓力（井下）為9．7 MPa，對應注入量為68．7 m3／d，吸水指數為20．6 m3／（d·MPa）。

經過計算注入壓力H2大于舉升壓力H1，需要在第一級水力旋流器溢流口上安裝溢流嘴，可根據文獻［9］中溢流嘴的壓降特性，選擇合適的溢流嘴。經過換算后，電潛泵輸送S4井井液時的特性曲線如圖2所示。由第1級水力旋流器的壓力損失試驗得到k1＝912 872、α1＝1．187、k2＝19 452、α2＝0．887；由第2級水力旋流器的壓力損失試驗得到k1＝879 725、α1＝1．026、k2＝16 112、α2＝0．787。

井下油水分離裝置下泵深度796 m，泵出口到生產層距離100 m；雙流道電潛泵的內殼外徑98 mm，外殼外徑116 mm，采用4節泵串聯，總級數360，總長度48 m；保護器總長度9 m，外徑101 m；潛油電機總長度20 m，外徑116 m；兩級水力旋流器總長度3．2 m，其中，第1級溢流嘴內徑4 mm，第2級溢流嘴內徑2 mm、底流口內徑19．8 mm；套管外徑139．7 mm（5．5英寸）、壁厚6．1 mm（0．24英寸），油管外徑73．025 mm（2．875英寸）、壁厚7．01 mm（0．276英寸），內插管的外徑60．20 mm（2．37英寸）、壁厚6．58 mm（0．259英寸），外插管外徑73．025mm（2．875英寸）、壁厚7．01mm（0．276英寸），注水管外徑73．025 mm（2．875英寸）、壁厚7．01 mm（0．276英寸）；ξ1和ξ2均取0．1。

5．1 井下工況診斷為便于計算，根據井下機組工況診斷流程，采用Visual Basic語言編制了相應的軟件。利用此軟件，計算了不同井口油嘴內徑條件下的井下工況參數，如表1所示。以井口油嘴內徑為3 mm時為例，對井下工況進行分析：井下注入壓力為21．2 MPa，大于注入啟動壓力，注入壓力較合適；井底流壓為4．1 MPa，大于飽和壓力3．4 MPa，減少了氣體溢出，從而減小了井底氣體對油水分離的影響；泵揚程為1 499 m。

S4井電潛泵輸送井液的特性曲線如圖2所示。由圖2可知，泵工作在高效區；考慮到系統經濟效益及注入層情況，實際分流比不宜大于0．7，實際分流比為0．25時較合理。綜合來看，井下工況比較合理。由此可見，該工況診斷方法可以有效的診斷井下工況，但其精度還有待于進一步驗證。

圖2　S4井電潛泵輸送井液的特性曲線

5．2 試驗結果

試驗前，S4井采用的是電潛離心泵采油生產系統，日產液量220 m3／d，日產油量2．17 m3／d，含水率99．1%，試驗后效果如表1。從表1中可以看出，隨著井口油嘴內徑的變大，井下注入量變小，分流比變大，地面含水率變大。生產層與S4井注入層相連通的S1、S2、S5、S7井在試驗后，除了S7井外產油量都增加，除了S5井外泵效都變大，含水率減小，如表2所示。生產層與S4井生產層相連通的S3、S6、S8井在試驗后，產油量和泵效都提高，除了S3井外含水率減小，如表3。由此可見，該井下油水分離系統不僅可以減少試驗井的地面產水量，還對提高與試驗井注入層或生產層相連通油井的產油量及泵效，減小含水率起到積極作用。

表1　S4井的井下工況參數及試驗結果

表2　生產層與S4井注入層相連通的井試驗結果

表3　生產層與S4井生產層相連通的井試驗結果

6　結論

本文所設計的單電潛泵井下油水分離系統結構簡單，易于井下實施；采用雙級串聯的結構形式水力旋流器，可以通過減小井口油嘴實現能量的重新分配。現場試驗表明，建立的井下工況診斷方法可以有效地診斷井下工況，但其精度還有待于進一步驗證。該井下油水分離系統不僅可以減少試驗井的產水量，還對提高與試驗井注入層或生產層相連通油井的產油量及泵效，減小含水率起到積極作用。

［1］ Chuanwei Zhao，Zengliang Li．Design of Downhole OilWater Separation andReinjection in the SameWell System with Surface Driving Single Screw Pump［C］／／Zhijiu Ai，Xiaodong Zhang，YunHae Kim，et al．AdvancedManufacturingSystems．Switzerland：Trans Tech Publications．2011：595-602．

［2］ Sunil Kokal，Abdullah Al Ghamdi，Saudi Aramco．Oil／Water separation experience from a large oil field［J］．Society of Petroleum Engineers，2006，21（3）：365-371．

［3］ Ogunsina OO，Wiggins ML．A review of downhole separation technology［J］．Journal of PetroleumTech nology，2005，57（9）：48-50．

［4］ 顏廷俊，李增亮，王旱祥，等．電潛泵井下油水分離系統方案設計［J］．石油機械，2000，28（5）：5-7．

［5］ Stuebinger L A，Elphingstone J GM．Multipurpose wells：downhole oil／water separation in the Future［J］．SPE Production＆Facilities，2000，15（3）：191-195．

［6］ 曲占慶，張琪，李恒，等．井下油水分離系統設計及地面監測模型研究［J］．西安石油大學學報（自然科學版），

2006，21（3）：34-37．

［7］ Martins R M L，Nunes D C A，Feres A N．A Theoretical experimental Method Analysis of Hydrocyclones for Treating Oily Water C］／／5th International Conference on Hydrocyclones．St．John’s College Cambridge UK 1996．

［8］ 李增亮，孫浩玉．井下水力旋流油水分離器的研制與性能試驗［J］．石油機械，2005，33（11）：44-46．

［9］ 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（自然科學版），2010，

34（3）：94-95．

［10］ 黃中信，陳李斌．井下油／水分離（DOWS）技術前景可待［J］．中國石油和化工，2007（8）：41-44．

［11］ Tubel P，Herbert R P．Monitoring and control of downhole oil／water separation［J］．Journal of Petroleum Technology，1998，50（10）：42-43．

Design and Field Test of Downhole Oil-water Separation System with Single Electric Submersible Pump

HOU Fang
（Drilling Technology Research Institute，Sinopec Oilfield Service Shengli Corporation，Dongying 257017，China）

The structure compositions，working principle and the energy distribution principle of this downhole oilwater separation with single electric submersible pump system，the parameter design method of the electric submersible pump，submersible motor and hydrocyclone were introduced．The model of diagnosing downhole conditions was established and an approach of operating condition diagnosis was also proposed．It was applied to diagnose the S4 well under the conditions of different inner diameters of wellhead chokes．The application showed that downhole conditions can be diagnosed effectively with this model．The field test indicated：the downhole water injection rate decreased，the split ratio and ground water cut increased with the increase of inner diameter of the wellhead choke；for these wells that their production zones connect to the injection zone of the S4，the oil yield and pump efficiency were improved basically and the water content decreases；

for these wells that their production zones connect to the production zone of the S4，the oil yield increased and pump efficiency were improved and the water content decreases basically．

downhole；oil water separation；electric submersible pump；hydrocyclone；operating condition diagnosis

TE933．3

A

10．3969／j．issn．1001-3842．2015．09．010

1001-3482（2015）09-0038-06

①2015-02-26

侯 芳（1982-），女，遼寧沈陽人，工程師，碩士，現從事鉆井情報調研工作，E-mail：houfang638．slyt＠sinopec．com。