海上熱采井同心管射流泵舉升對策研究及應用

于法浩，蔣召平，趙 宇，李 越，李海濤

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

對于海上蒸汽吞吐熱采井，同心管射流泵注采一體化技術依靠一趟管柱能夠實現注熱與生產，可大幅降低作業費用及作業時間，具有廣闊的應用前景[1-2]。該系統由井下管柱系統及地面工藝系統組成，地面工藝系統起著驅動井下系統穩定工作的重要作用。熱采井受注入的高溫蒸汽及增效化學藥劑的影響，產出液溫度較高且含有垢、泡沫、乳化等成分，整體呈復雜流體狀態。復雜流體對整個舉升系統的平穩運行帶來了挑戰：1）井液中含垢一方面會堵塞射流泵出口造成產量下降，另一方面會造成泵芯垢卡，影響檢換泵作業；2）井液乳化會導致分離器分離效果不佳，分離出的動力液含油易損壞柱塞泵，增加維保費用和工作量。為此，根據同心管射流泵舉升特點，立足降低運維投資，制定了泵芯防垢卡、摻液降溫、降乳化、確定檢換泵時機等一系列舉升對策，保證了整個舉升系統平穩運行。

1 同心管射流泵舉升工藝

同心管射流泵舉升系統由井下管柱系統及地面工藝系統組成，如圖1所示。井下管柱系統整體為同心雙管結構，外管為4.5in（114.3mm）油管，內管為2.063in（52.4mm）小油管。其中，外管底端連接射流泵外筒，小油管底端連接射流泵內筒，集成噴嘴、喉管、擴散管的射流泵泵芯放置在內泵筒內。地面工藝系統整體為閉式循環，主要由專用采油樹、動力液分離器、動力液泵等設備組成，具備產出液處理及動力液供給功能。其中，產出液處理由動力液分離器實現，動力液供給由動力液泵實現。

圖1 同心管射流泵舉升系統示意圖

在上述同心管射流泵舉升系統下，整個舉升及檢換泵工藝流程為：

1）舉升工藝流程：油氣水砂分離器分離出的動力液經過地面柱塞泵的增壓進入專用采油樹的注入端，流經小油管后到達內筒泵芯內的噴嘴處。高壓動力液在噴嘴處產生高速射流，“負壓”抽汲井液后在喉管內充分摻混，并經擴散管的增壓，通過內、外油管間的小環空返至井口。2）檢換泵工藝流程：進行檢換泵時，地面柱塞泵將動力液打入內、外油管間的小環空中，依靠動力液壓力將射流泵泵芯從內泵筒中起出，并借助液力沿小油管返回至井口。

2 復雜流體下同心管射流泵舉升對策

熱采井受注入的高溫蒸汽及化學藥劑的影響，井液除含油、水外，還含有垢、高溫、乳化、泡沫等成分，整體呈復雜流體狀態。受此影響，舉升系統面臨射流泵泵芯垢卡、分離器分離效果欠佳、地面柱塞泵配套部件損壞等問題，為保證舉升系統平穩運行，需要開展復雜流體下舉升對策研究。

2.1 射流泵泵芯防垢卡措施

對于蒸汽吞吐熱采井，井液中垢[3-4]的來源主要有：1）單輪次注熱時間長達30d，高溫蒸汽長時間與管壁接觸會導致管壁產生鐵銹；2）注入的高溫、高壓蒸汽會使得地層巖石的膠結強度受到一定的破壞，再加上熱采初期地層液對巖石骨架強烈的沖刷，骨架上的泥質或細砂顆粒容易脫落，形成油泥垢；3）高溫、高壓的環境會加速地層水中Ca-CO3、MgCO3等無機垢生成。某井泵芯結垢情況如圖2所示。

圖2 泵芯出口處結垢嚴重

生產過程中，當含垢井液進入射流泵后，由于噴嘴、喉管處流速大、壓力小，垢不易沉積；而在擴散管及泵出口處，井液的流速大幅下降、壓力大幅上升，促進了垢的沉積。結垢一方面會縮小泵出口的流道，降低熱采井的產量；另一方面，結垢會造成泵芯遇卡，大幅提高液力起泵時的泵壓甚至導致起泵失敗。由于垢樣成分復雜，采用化學或物理手段難以取得較好的效果，提出通過起下泵的方法解決泵芯垢卡的問題，并制定了合理的起下泵工作制度，如表1所示。

表1 同心管射流泵合理起下泵芯工作制度

2.2 摻液降溫、降乳化措施

蒸汽吞吐熱采井因注入高溫蒸汽及化學藥劑，熱采初、中期階段，產出液的溫度較高且存在乳化現象，高溫、乳化會增加舉升系統地面設備的運行負擔，主要體現在：1）高溫產出液或動力液易超過分離器及柱塞泵的耐溫能力，導致分離器上的電氣元件損壞、柱塞泵燒泵；2）乳化會導致分離器分離效果不佳，分離出含油較多的動力液進入柱塞泵，容易造成柱塞泵的泵閥體、盤根、柱塞等部件損壞。摻液是一種低成本、有效的降溫、降乳化措施。根據傳熱原理，選取低溫液體對高溫產出液進行摻液降溫；根據密度差置換原理選取高含水井摻液降低動力液乳化程度，制定的產液流程如圖3所示。

圖3 同心管射流泵井摻液流程

對于摻液降溫工藝（流程為1-2-3-4-5），為了取得較好的降溫效果，選擇摻入淡化海水（溫度一般低于30℃）。淡化海水由平臺上的海水泵注入至海水淡化設備中，淡化后的海水存儲至海淡罐中，經柱塞泵增壓、三通閥門進入目標井的產出液管匯中。根據傳熱原理[5-6]，不同產出液量及溫度下的海淡摻液量計算公式為：

式中：H3為摻液后熱焓值，kJ／kg；Q3為摻液后的總液量，m3；H1為產出液熱焓值，kJ／kg；Q1為產出液量，m3；H2為海淡的熱焓值，kJ／kg；Q2為摻入海淡的液量，m3。

對于摻液降乳化工藝（流程為6-7-8-5），選擇與目標井地層配伍性良好的高含水井，并且高含水與目標井的總產液量應低于分離器的處理能力；摻液時觀察分離內的液位計壓力變化，預防罐內憋壓或液體冒出；摻液后，尤其在冬季，通過泄壓閥將摻液管線中的液體排空，以防管內結冰。

2.3 檢換泵時機確定方法

射流泵的噴嘴與喉管是吸液、排液的關鍵部件。生產過程中，噴嘴與喉管在井下會長期承受高壓動力液高速射流泵的沖蝕作用。尤其是在井液中含有固相顆粒或泡沫時，固相顆粒會造成噴嘴、喉管磨蝕損壞；泡沫在高速射流或高壓下破裂會釋放較大的機械能，造成噴嘴、喉管發生點蝕破壞。為了確定噴嘴、喉管的更換時間，根據射流泵排液機理[7-8]，繪制了噴嘴、喉管損壞診斷圖版，如圖4所示。

圖4 噴嘴、喉管損壞診斷圖版

噴嘴、喉管損壞診斷圖版由生產參數診斷和電參數診斷圖版構成，圖版涉及的參數在熱采井生產過程中均會進行監測。射流泵喉管損壞的特征表現為動力液壓力、動力液量、電壓、電流、頻率不變，產液量降低；射流泵噴嘴損壞的特征表現為電壓保持不變，動力液壓力和產液量降低，動力液量、電流、頻率升高。當有以上異常情況發生時，需要進行檢換泵。

3 現場應用

LH為一口蒸汽吞吐熱采井，該井采用同心管射流泵注采一體化技術進行注熱與生產。第四輪次注入溫度360℃（蒸汽發生器）的蒸汽6000m3；同時，為了擴大蒸汽的波及面積，注入80m3的高溫起泡劑。燜井結束轉入熱采后，初期見油前，產液量90～120m3／d，產出液溫度超過90℃，且含有大量的泡沫和少量的細粉砂；見油后，產液量50～85m3／d，產出液中泡沫量減少，但呈乳狀液狀態。

為了保證LH井復雜流體井況下舉升系統平穩運行，依據同心管射流泵舉升對策研究結果，制定了一套LH井舉升保障措施：1）熱采見油前，按照3天／次起下泵芯以防止垢卡；見油后生產30d起下泵芯1次，若起下順利，可延長至半年；2）淡化海水的溫度為20℃，按照2m3／h的瞬時排量進行摻液降溫；3）選擇與LH井配伍性良好的高含水井LX進行摻液降乳化，按照全液196m3／d摻入，摻液時間為 8h／d。

按照以上舉升保障措施，LH井各次起下泵芯的泵壓為2～6MPa，泵芯起下順利，起出的泵芯基本無垢；產出液摻入海淡后的溫度為60℃，設備運轉未受到高溫的影響；高含水井液的置換效果明顯，動力液乳化程度明顯降低，如圖5所示。整個舉升系統平穩運行，大幅降低了現場維保工作量。

圖5 LH井舉升對策應用效果

4 結論

1）提出了一套復雜流體環境下同心管射流泵舉升應對措施，包括泵芯防垢卡措施、摻液降溫和降乳化措施及檢換泵時機確定方法，提升了舉升系統對復雜流體的適應性，降低了現場維保工作量；2）提出的舉升對策屬于物理或機械方法，雖然取得了較好的應用效果，但考慮到起下泵芯防垢卡影響油井生產，摻液降乳化受限水源，下一步需探索化學方法，促進復雜流體下舉升系統運行更為高效；3）隨著同心管射流泵技術在海上油田進一步實施，舉升系統將面臨更為復雜的井況條件，如特／超油、高含氣、高含砂井況，舉升對策需深入研究，形成一些列舉升配套措施，保障系統平穩運行。