高溫潛油電泵在稠油熱采工藝中的應用

涂 東

（中國石油化工股份有限公司西北油田分公司，新疆巴音郭愣 841604）

0 引言

目前，稠油熱采工藝受潛油電泵工作溫度的限制，只有在很少的工況可以采用。由于稠油熱采井工作溫度較高，主要配置載荷大、沖程長的有桿重載抽油機，配套連續抽油桿，抽油泵活塞直徑120～160 mm，來實現有桿稠油舉升，基本可以滿足工藝要求。但抽油桿在井泵下潛深度、排量、泵檢周期等方面存在技術局限，采油成本較高，針對工藝參數條件，排量調節范圍有限。因此稠油熱采工藝技術下，開發完善高溫潛油電泵采油技術有重大的現實意義。與常規井技術相比，潛油電泵比有桿泵在油氣舉升方面有明顯的技術優勢。潛油電泵無抽油桿機械運動，舉升揚程高、排量調節范圍大，可有效解決有桿抽油泵在稠油熱采技術中下潛深度深、斜井抽油、水平井抽油、排量大范圍調節等技術瓶頸問題。

1 稠油熱采工藝技術

稠油根據黏度及相對密度指標可分為超稠油、特稠油、普通稠油，均需借助熱力技術進行開采，目前主要的開采方式有：蒸汽（熱水）吞吐、蒸汽（熱水）驅開發、蒸汽輔助重力泄油開發、火燒油層等。

1.1 稠油蒸汽熱采增產機理

向油層注入高溫高壓蒸汽，近井地帶相當距離內的地層溫度升高將油層及原油加熱。注入油層的蒸汽優選進入高滲透帶，而由于蒸汽密度小，在重力作用下，蒸汽將向油層頂部超覆，油層加熱并不均勻，但由于熱對流和傳導作用，注入蒸汽量足夠多時，加熱范圍逐漸展開，蒸汽帶的溫度仍保持井底蒸汽溫度250～350 ℃，蒸汽凝結帶，即使熱水帶的溫度有所下降，但仍然很高。形成的加熱帶中的原油注入蒸汽后，砂粒表面的瀝青膠質性油膜破壞，潤濕性改變，油層由原來親油或強親油，變為親水或強親水。在同樣水飽和度條件下，油相滲透率增加、水相滲透率降低、縛水飽和度增加。

溶解氣在高溫的作用下從原油中逸出，產生溶解氣驅的作用。同時油藏中的流體和巖石骨架產生熱膨脹作用，孔隙體積縮小，流體體積增大，維持原油生產的彈性能量增加。熱脹彈性能是一種相當可觀的能量。與壓縮彈性能量相比，熱膨脹彈性能量要大得多，原油的熱膨脹程度主要取決于原油的組分組成，通常情況下，輕質原油的熱膨脹系數大于重質原油。原油和蒸汽壓隨溫度升高而升高，形成蒸餾作用引起混合液沸騰產生的擾動效應，能使死孔隙中的原油向連通孔隙中轉移，從而提高驅油效率。

1.2 蒸汽（熱水）吞吐（圖1）

圖1 蒸汽（熱水）吞吐熱采示意

將高溫高壓濕蒸汽注入油層，油井周圍油層加熱降黏，燜井換熱后開井采油。一般蒸汽吞吐周期可達6～10 次。每個周期的采油期由幾個月到一年左右，每個周期內的產量變化幅度較大，有初期的峰值期，有遞減期，周期產量呈指數遞減規律。峰值期是主要產油期，因為是逐周期消耗油層能量油井及整個油藏的產油量必然逐次遞減，這是該工藝主要的生產規律。

2 電潛泵在稠油熱采中應用的技術難點

（1）高溫潛油電泵在稠油淺層蒸汽驅及蒸汽重力泄油，正常地層壓力下可直接進行開采，而對于深層油藏蒸汽吞吐均需要加壓注入，且溫度較高。采油初期油層壓力較高（部分需要降壓），原油混合液產量高，因此要求抽油泵耐高溫、額定負荷大、排量大。產出的混合液溫度近200 ℃，混合液乳化嚴重，含水分布不均勻，蒸汽吞吐區域上層含水量高，下部重油及膠質含量高，油水密度差較小。若采用潛油電泵開采，只需解決電泵耐溫問題，排量大、負荷大等特性都是電泵已經具備的特性，且潛油電泵具有地面組件簡單、安裝時間短、區塊設備管理方便等特點，更適應于注蒸汽油層中高含水及后期排量范圍大的油田開采。

（2）在應用稠油熱采工藝技術開采中，由于油層溫度較高、含蒸汽量熱水量較大，這兩項綜合作用會使潛油電泵體腐蝕量比常規開采增大3～4 倍，泵體結構設計及選材設計應充分考慮。

（3）在開采黏度較高的稠油區塊時，蒸汽驅及蒸汽重力泄油后，開采的不同時期會出現混合液黏度變化、密度不均勻性等情況，對于潛油電泵，在設計上應考慮加大電機額定功率及轉速調節范圍。

3 高溫潛油電泵熱采技術

高溫潛油電泵系統分為耐高溫、高壓、高腐蝕的井下泵組和地面控制設備，具體包括高溫電機、高溫離心泵、熱采井口、地面控制、輔助管柱、連接線纜等。

3.1 高溫電機及保護器

高溫電機是電泵組的動力來源，帶動多級離心泵將油井中經過蒸汽吞吐的高溫高壓原油混合液舉升到地面；高溫電機是整個機組中溫度最高的元件，電機運轉本身需要散熱，井下環境溫度又比較高，使得電機的工作溫度達200 ℃，因此電機設計選擇時的耐溫等級、電磁性能、可靠性，都將決定泵系統的機械可靠性及運轉性能，高溫電機是高溫潛油電泵的核心元件。

高溫電機及泵組工作在井下，潛入高溫高壓原油混合液中，為確保運行安全，防止原油混合液進入高溫電機，設計的電機保護器可以平衡電機腔體內外壓力，阻隔原油混合液進入電機內部，將井液與電機油隔開。電機保護器還承擔電泵葉輪推進液體產生的軸向力，以及整個泵軸的重量，都將通過保護器外殼施加在平面軸承上。在常規的潛油電泵設計中，大多數采用膠囊式保護器或沉淀式保護器，但在稠油開采區塊中大多為斜井或水平井，井下油層溫度高達200 ℃，沉淀式保護器不適用于傾斜及水平放置，膠囊式保護器的彈性膠囊在高溫條件下不具備足夠的抗拉強度，所以兩種保護器均不適用。設計中將采用不銹鋼金屬囊保護器，不銹鋼金屬囊具有超強抗腐蝕及耐高溫性能，保護器由多個不銹鋼金屬囊連接而成。

3.2 高溫多級離心泵

潛油電泵泵體結構為多級離心泵，工作過程中電機、泵體完全浸入原油混合液，電機啟動后帶動軸上的葉導輪旋轉，葉輪機葉片驅使原油混合液沿葉片及泵殼形成的流道流動，第一級葉導輪推送液體流向下一級葉導輪時，在泵入口處形成負壓，迫使泵入口處原油混合液吸入泵內，這樣形成連續液體流動，通過多級葉輪葉片驅動、多級壓能疊加后形成電泵揚程，將原油混合液輸送至地面。

對于泵體而言，葉輪、葉片、泵殼均為合金鋼材料，200 ℃的高溫對于材料本身的機械性能影響不大，只需在特殊設計時充分考慮材料耐腐，材料性能對于200 ℃高溫的敏感性對結構上做適當改進。設計難點在于葉輪及泵殼之間的減磨墊及動密封材料的選擇，原常規潛油電泵減磨墊及動密封材料的設計耐溫在100 ℃以內，無法滿足超過200 ℃的要求。結合其他井下工具耐高溫處密封材料的設計經驗，并借鑒斯倫貝謝高溫潛油電泵的成功案例，經過多次試制試驗，采用改性聚醚醚酮材料制作減磨墊及密封圈。改性聚醚醚酮材料是一種重復單元高聚物，屬于特種高分子材料，具有可耐高溫260 ℃、耐強化學腐蝕、硬度高、摩擦因數小等特性。

4 高溫潛油電泵技術特點

（1）高溫潛油電泵根據工況參數設計要求載荷大、排量大，在不增加電泵長度的條件下將參數提高，如原常規潛油電泵電機功率56 kW，排量250 m3/d，現提升參數為電機功率100 kW，排量5000 m3/d，實現負荷及排量的提升，并按使用工況形成系列化產品。

（2）由于電泵下潛比較深，電纜比較長，特研制開發新型電纜穿越器，可實現電泵電纜直接引出井口，減少井下連接點，降低成本，電泵電纜控制更加可靠。

（3）稠油熱采井隨著采油周期的不同，井溫變化比較大，為防止電泵井內溫度變化造成電纜環形壓痕，影響電纜壽命及可能造成電纜失效，在電纜間的高溫密封采用“壓變自適應密封”設計，提高電纜安全性及供電可靠性。

（4）為確保高溫高壓電泵作業安全，特研制開發高溫潛油電泵系統熱采環形防噴器，設計耐壓25 MPa，耐溫200 ℃，可實現電泵采油過程中井下突發狀況或井下壓力變化造成的安全事故前及時封井防噴，完善高溫潛油電泵配套技術。

5 高溫潛油電泵的應用

隨著試制產品高溫潛油電泵現場應用的成功，隨后又對其進行了系列化產品設計應用。2019 年在新疆油田九8 區HW9805 井淺層稠油井采用高溫潛油電泵采油，油井為稠油井蒸汽拌熱采油，下潛深度720 m，油井溫度175 ℃，采用高溫潛油電泵技術采油后最高原油混合液產量418 t/d，原油產量88 t/d；月平均產量為原油混合液產量336 t/d，原油產量76 t/d；相比原抽油桿采油日增產量102 t/d，原油產量28 t/d。2019 年在內蒙二連盆地阿北區塊阿3-21 井中深層稠油井采用高溫潛油電泵采油，油井為稠油井蒸汽吞吐，下潛深度1780 m，油井溫度200 ℃，采用高溫潛油電泵技術采油后最高原油混合液產量318 t/d，原油產量69 t/d；月平均產量為原油混合液產量266 t/d，原油產量72 t/d；相比原抽油桿采油日增產量112 t/d，原油產量24 t/d。現場生產數據結果分析均到達設計預期，后期在選材及結構上還做了優化設計。

6 結束語

根據現場工況數據分析，通過稠油熱采技術配套高溫潛油電泵可大幅增加油井產量超30%，提高油田采收率、降低采油成本。從技術上解決了原有桿泵在稠油井采油存在的偏磨、斷柱、排量不足、泵檢周期短等瓶頸問題。通過20 多口高溫潛油電泵井數據分析，相比有桿泵采油日耗電量降低約150 kW·h 以上，節約能耗可達20%以上。相比有桿泵地面抽油機及動力設備，高溫潛油電泵的地面設備只有電氣控制箱、熱采井口及采油防噴器，減少了大量的設備維護及檢修工作量，且電氣化自動控制程度高，對于實現多口井統一管理提供便利，可大幅度降低管理維護工作強度，提高效率，節約管理成本。高溫潛油電泵可根據每一口井蒸汽吞吐實際井下參數，結合電泵系列化設計來選擇排量及揚程匹配；結合蒸汽注入深度、注入量、井下溫度場，設計合理的電泵下潛深度，動態調整電泵參數，促使蒸汽吞吐合理擴散及泄油，綜合改善稠油區塊蒸汽吞吐油氣開發效果。