海上油田油井環空補液生產方式探究

王佳中，劉艷濤

(中海油天津分公司渤中作業公司 天津300451)

0 引 言

二十年代初至今，塔河油田[1]、遼河油田、勝利油田采用地面摻稀油生產方式降低稠油粘度以提高泵效，橋口油田在低產量、低含水油井[2]，勝利油田墾西區、大港油田在高含蠟油井，中原油田在高含鹽油井[3]的生產上進行了環空補水生產嘗試，陸地各油田選用的介質主要有稀油、淡水、生產水、活性水等4類，其中以油井環空內注入高溫淡水/生產水和稀油最為普遍，因此多稱為摻水或摻稀油生產，主要涉及柱塞式抽油泵、電潛離心泵等機械采油方式，并在介質種類、數量、溫度、注入位置、生產管理等方面做了許多理論研究和長期實踐，井下補液生產制度在陸地油田已得到比較廣泛的應用和認可。

渤海油田曾有稠油井摻稀油降粘并將稀油作為射流泵動力液的生產工藝研究[4]，對于大多數海上油田油井環空補液(介質為柴油、地熱水或生產水)是處理井下電泵機組運行異常情況的一種措施，油井運行正常后即停止補液。本文結合渤海海上油田介質資源和流程設置的特點，通過實例分析了油井環空補液生產在海上油田的適用性和經濟性，希望能為海上低產、低效和高故障率的稠油油井，高凝點、高含鹽油井等找到一種經濟可行的生產方案。

1 環空補液生產方式在海上油田的應用

1.1 適用性

環空補液生產方式適用于產液量較少的機采油井，針對高粘度的中重質原油、高含鹽、高含蠟/高凝點原油等易發生管泵堵塞、泵抽困難的油井，如采用不同介質、流量和溫度則可分別起到降粘、溶鹽、清蠟或緩解出油管柱結蠟、改善采油泵工況等作用，從而延長井下機組壽命、提高油井生產效益。

海上油田多采取叢式井布局開發，因而注采設備、配套設施高度集中，其中大多有充足的生產水/地下水水源，水溫50～70℃，適當改造化學藥劑系統、壓井系統和注水系統即可為油井環空補液，無需新增水處理、加熱和泵送設備，新建或改造費用都較少。

1.2 生產控制要點

補液生產油井可將最佳泵效下降8%，對應的排量、揚程為離心泵經濟運行參數，高粘井主要控制產液粘度，結蠟或結鹽井則分別對應控制產液的溫度、鹽的溶解度，綜合考慮資源的易得性、與地層流體配伍性、物性及高效分離方式，以油井產油量、電泵機組經濟高效、長壽命為目標，確定補充介質、最佳補充液量、深度(泵吸入口或泵排出口)和溫度，可選擇連續或周期性補液方式[5]。

各油田、各井的情況復雜多變，受篇幅所限本文僅以電潛離心泵采油井泵下環空補水降粘為例來說明其生產控制要點。

1.2.1 生產制度確定

油井環空補水改變了井下流體的含水量，導致井下流體粘度發生變化，對泵效有很大影響，為了簡化稠油低產、不穩定油井環空泵下補液量計算模型和步驟，對油井井下情況做如下假設[6]：

①補充水在井筒內和地層產出液混合充分且分布均勻；

②地層產出液產出量和含水穩定，且僅與井下壓力有關；

③井下壓力大于泡點壓力，泵入口處流體為油水兩相液態混合物；

④泵出口到井口流體壓降損失依照油水混合液湍流計算；

⑤泵吸口處地層溫度等于混合液溫度；

⑥生產水與井下產液、地層巖石配伍性良好，且不添加化學藥劑。

1.2.2 補水量初值及調整

約束條件：混合液含水率不等于反相點含水率，即Wmix%≠w'%

式中：Qr為補水量，m3/h；Qp為井下產液量，m3/h；Qo為井下產油量，m3/h；Qw為井下產水量，m3/h；QBEP-W為水工況最佳效率點流量，m3/h；e為流量計算系數，取值范圍一般為40%～130%；Wmix%為混合液含水率；w%為井下產液含水率；w'%為含水原油反相點含水百分比。

1.2.3 井下油水混合液粘度計算

根據混合液溫度t、含水率Wmix%和原油粘度-溫度-含水率表格，利用插值法計算混合液動力粘度。

式中：t為泵吸入口處溫度(液可直接用實測數據)，℃；t0為溫初始地表平均溫度，℃；h為泵吸入口到井口的垂直距離，m；m為油藏地溫梯度，℃/100m；根據式(6)、(7)轉換為運動粘度Vvis

式中：μ為動力粘度，mPa·s；ν為運動粘度，mm2/s；ρmix為與測量運動粘度相同溫度下混合液的密度，g/cm3；ρw′為補充生產水的密度，g/cm3。

1.2.4 電潛泵排量、揚程和井口壓力及電機功率復核

根據離心泵標準性能曲線和ANSI/HI 9.6.7—2010《(離心式)葉片泵的設計與應用標準》，用參數B及公式(8)～(16)對離心泵的流量、揚程和功率進行校正、復核[7]。

參數B計算：

式中：Vvis為介質粘度，mm2/s；QBEP-W為水工況最佳效率點流量，m3/h；HBEP-W為水工況最佳效率點揚程，m；N為泵轉速，rpm。

流量修正系數CQ和流量計算：

式中：Qvis為混合液流量，m3/h；QW為水工況流量，m3/h。

揚程修正系數和揚程：

式中：CBEP-H為水工況最高效率點修正系數，取為CH；Hvis為混合液揚程，m；HW為水工況揚程，m。

功率計算：

式中：ηvis為混合液工況效率；Cη為效率修正系數；ηw為水工況效率；Pvis為混合液工況軸功率；s為混合液比重；ρw為純水密度，1g/cm3

1.2.5 選定生產控制參數

Pw≥ΔP，Pvis≤Pmotor的條件下，進行如下計算：

式中：E為有效效率，m3/h/W；ΔP為生產管匯回壓，MPa，取1.4MPa；Pc為油嘴壓力損失，MPa；Ph為泵吸入口壓力，MPa；Pf為油嘴前壓力損失，MPa；Pw為井口壓力，MPa；Re為井下流體雷諾數；h為泵出口到井口的垂直距離，m；l為泵出口到井口的距離，m；d為油管內徑，mm；Pmotor為離心泵配套電機額定功率，kW；λ為油管摩阻系數，油管相對粗糙度取用無縫鋼管參數ε/d=0.03/d[8]，據式(8)計算井下流體Re值，從摩擦因子中選定λ[9]，一般油管對應湍流區λ大約在0.016～0.04之間。

根據以上公式及泵性能曲線的典型工作點調整流量計算參數e及對應的泵性能參數，確定井下混和流體粘度值，核定、調整摩阻系數后分別計算Qvis、Hvis、Pvis和E。

從計算結果中，選定最高效率E對應的Qr，以其與Qp之和為主要控制指標，Pvis、Pw為參考指標。

1.2.6 精確計量補液量

環空補液油井產液中包含了地面補液和地層產液兩部分，因此補液管線應配置高精度流量計。市場上有渦輪、旋渦、孔板和電磁等多種類型流量計，其中電磁流量計具有精度高、對固體雜質不敏感、故障率低的優點，應用較廣泛，但價格偏高。在補水量不多或斷續補液時也可使用定容積的儲罐進行液量計量。

1.2.7 防腐蝕、防垢

采用非注水介質的其他流體做補充介質時應進行流體之間的配伍性和腐蝕性實驗，防止產生地層污染以及泵和管線結垢、腐蝕現象。

1.3 流程設置方案

海上在生產油田一般都配置有生產水/地下水系統、化學藥劑注入系統、壓井系統，可改造為環空補液流程，新建平臺在設計階段則可預留相應接口備用。油井補液接口位置可設置在采油樹服務管匯或利用采油樹井下加注藥劑的接口，后者需要在鉆完、修井階段在井下預裝管線，采油樹預裝閥門，如圖1所示。

圖1 環空補液流程配置方案Fig.1 Schematics for oil well annulus liquid-replenishing

1.4 綜合效益分析評價

假設待改造管線系統主管線為碳鋼材質，3種方案分別對應2" 1500LB的壓井系統、注水系統及1/2" 1500LB的化學藥劑系統，井深為3 000m Y型電潛泵生產管柱采油井普通檢泵作業平均成本50萬元/井次，方案1和2的經濟性都比較理想，方案3則有賴于藥劑的前期實驗研究結論，各方案的特點和綜合分析評價如表1。

2 應用分析實例

渤海某油田A井產出原油密度為20℃下0.8526～0.8744g/cm3，粘度為50℃下4.48～10.72mPa.s，含蠟量10.67%～29.69%，為含蠟量中等偏高的輕質油，原油-水混合液乳化反相點60%左右，正常產量37m3/d，含水2%；電潛泵排量90m3/d，變頻運行，電機額定功率112kW，45、48Hz頻率下理論計算結果如表2、圖2～圖4，實際補水生產情況如圖5所示。

表1 各方案對比評價表Tab.1 Comparison and evaluation of design plans

表2 A井環空補水生產計算結果表Tab.2 Calculation result for oil well A

圖2 A井補水運行工作范圍Fig.2 Calculated running range against the water-cut and viscosity curve for oil well A

圖3 A井45Hz補水生產計算工況圖Fig.3 Calculated 45Hz running condition for oil well A

圖4 A井48Hz補水生產計算工況圖Fig.4 Calculated 48Hz running condition for oil well A

圖5 A油井實際產液量變化圖Fig.5 Real production curve after water replenishing for oil well A

從以上圖表中可看出，A井井下流體含水率遠小于原油乳化反相點，其粘度低且變化小，總體效率隨補水量減少而提高，理論上最佳工作點是45h運行，不補液，控制產液37m3/d，該井歷史上曾補水解決泵吸口堵塞故障多次，補水后逐漸恢復正常，與以上結論較為符合；48Hz運行，每天補液2.74m3，控制產液40m3/d，可作為備用穩產措施。

B井產出原油密度為20℃下0.937～0.966g/cm3，粘度為50℃下124.9～934.8mPa.s，屬于常規稠油，原油-水混合液乳化反相點60%左右，正常產量40m3/d，含水65%。電潛泵排量為60m3/d，工頻運行，電機額定功率67.25kW，其理論計算結果如表3、圖6和圖7，實際生產情況如圖8所示。

B井計算結果顯示補水后泵的工作點向反相點右側含水率上升方向移動，井下流體粘度大幅度減降低、泵效率顯著提高，停止補水后，隨著含水率降低、井下流體粘度的增大泵效和產液量逐漸降低；如果井下油水混合不均勻或產出油水不均勻，電泵則可能運行在反相點左或右側的區域，一旦偏離正常工作含水率區間，產液也會緩慢下降甚至突然減少。圖8表明產液量的下降速度與補水后產液量控制及每次補水量有關，該井比較理想的生產制度是連續環空補水26～29m3/d，控制產液量66～69m3/d。

表3 B井環空補水生產計算結果表Tab.3 Calculation result for oil well B

圖6 B井補水后正常運行含水率范圍Fig.6 Calculated running range against water-cut and viscolity for oil well B

圖7 B井補水生產計算工況圖Fig.7 Calculated running condition for oil well B

圖8 B油井實際產液量變化圖Fig.8 Real production curve after water replenishing of oil well B

3 結論與建議

①如果井下產液含水率小于含水原油乳化反相點，補水量宜少，反之補水量宜大。

②產液少、井下粘度變化范圍大的油井，以連續補水為佳，補水后須及時調控產量。

③流體粘度對泵揚程影響特別嚴重時，需保持較高的井下壓力。

④變頻運行的低產、低含水油井，環空補水可作為其穩定生產的備選措施之一。

對于低液量、高含蠟、高粘度中重質、高含鹽原油機采油井，在井下措施實施前或效果不佳的情況下環空補液是一種中長期的、穩產型的生產制度，可有效提高采油效率，對于海上注水油田，環空補水方案總體改造或建設成本低、綜合效益顯著，值得進一步研究、推廣應用。不同油田、不同油藏、不同機采設備、不同井況的采油井可利用本算法模型計算確定最佳的單井生產控制參數。