基于泵工況參數實時監測系統確立蓬萊油田油井合理套壓

劉 軍，郭培培，張 兵

（1．中海石油（中國）有限公司蓬勃作業公司，天津 300457；2．康菲石油中國有限公司，北京 100038）

蓬萊油田目前很多單井受泵型、排量等限制，如果要在保證油井穩定運行下進一步挖掘潛能，則應從泵工況各項參數調節入手，其中套壓控制是一項非常重要的手段。理論研究和實踐經驗表明，油井在實際生產過程中存在一個合理的套壓區間，電潛泵在該區間能達到最佳工作狀態并實現增產。目前確定合理套壓大小的方法較多，包括候明明、郭方元等人[1-4]的方法，這些方法得到的合理套壓主要是理論計算或者實踐經驗占主導，現場操作較麻煩，且準確性一般。

目前，蓬萊19-3油田每口單井標配有電潛泵井下工況監測儀，對油井套壓、井底流壓以及電流等參數都能做到實時監測與分析。筆者分析了這些實時監測的參數，調整對應泵入口氣分離效率和泵降級幅度，擬合實測泵吸入口壓力，得到實際產量和理論產量下的泵排量，從而計算出泵效；對比不同套壓下計算的泵效，分類確定油井合理的套壓。

1 參數監測系統及其應用

蓬萊19-3油田使用Zenith傳感器來實時監測電潛泵吸入口壓力、泵出口壓力、泵吸入口和電機溫度、電機震動及漏電流情況等[5]，且每口油井均配有一對一變頻器系統。因此，在油井實時運行過程中，結合套壓、電機電流、扭矩、電壓等監測參數，可以準確判斷油井的工作狀態，及時發現并處理異常工作狀態。在實際生產中，油井經常出現不穩定的狀態（大多為乳化和氣鎖），一般采取的方法是升降頻、調整破乳劑、調節油嘴控制油壓大小等。這類方法的主要原理也是基于觀測泵運轉的實時數據，改變井筒內流體的流動狀態，實現連續穩定流動的效果，從而改善泵效。

圖1是典型的泵工況監測實時數據解決乳化的實例。油井一般在含水為25% ～75%時，井筒內的油藏流體可能發生乳化現象[6]。其主要的表現為：井筒內流體流動摩阻急劇增加，油井的泵出口或入口壓力、電機溫度、電流等均會發生明顯上升波動。計算泵出口壓力在井筒內的壓力梯度，再與正常情況下的壓力梯度進行對比，即可判斷流體流動狀態變化。2015年10月31日，E39ST1井的泵出口壓力梯度平均為0.014 MPa/m，超過正常流動時的壓力梯度0.01 MPa/m，油管內流體摩阻較大，根據現場取樣化驗也證實乳化嚴重。因此，在10月29日至11月2日調整合適的破乳劑用量后，該井生產逐步實現穩定。

圖1 E39ST1井實時監測曲線

2 油井套壓研究

在正常生產情況下，含水較為穩定的井，泵吸入口以上的油套環形空間流體不會發生流動，由于密度差而發生重力分異，泵吸入口以上的環形空間液柱中基本不含水[7-8]。因此，針對井底流壓相對較高的單井，在泵吸入口以上一般存在幾百米的不動流體，且基本為純油和少量氣，如果提高套壓，可以在短時間內迫使環形空間內的流體進泵，在不產生氣鎖的前提下，提高泵效。

對不具有實時監測的油井，很難通過理論計算來判斷流體流動狀態的實時變化[9]，而可根據相關的理論計算泵吸入口以上泡沫流體平均密度和流壓[10-11]，但與實際值還存在一定的差距。

基于單井實時監測系統，只需要在現場通過氣嘴調節實時監測套壓變化，即可獲取不同階段下的各項數據。同時，根據不同套壓下的產量和壓力數據，得出最佳泵效的工作點及合理的套壓。

2.1 泵效計算

表1列舉了各種基于井下泵工況實時監測數據輸入參數的影響因素，圖2是相關計算流程。

表1 泵工況實時監測數據影響因素

一般來講泵工況實時監測數據都是真實可靠的，對比計算的參數，得出的泵效數據可很好地監測泵在持續運轉期間的動態變化。針對泵效突然降低的油井，可根據監測數據及時提出應對措施，避免產量損失。

2.2 套壓研究

目前，油田各個平臺生產氣路管線的壓力為1.5～2.1 MPa，平均1.79 MPa。根據油井上線返排流程，油井的平均套壓保持與氣路管線壓力相近。為驗證該值是否適合于蓬萊油田大多數油井，基于每個平臺每口井的套壓，根據上述油井泵效計算的方法，得出油井下泵初期、近期以及高氣油比和含水井的泵效（表2）。

圖2 實時監測數據的油井泵效計算

可以看出，油井套壓保持在氣路管線壓力附近后，下泵初期的平均泵效可保持在45%以上，顯示泵處于較好的工作狀態。在運轉較長時間后，近期的平均泵效也在40%左右。蓬萊油田所采用的離心泵可處理氣液比的能力較高，針對高氣油比的井（氣油比大于80），其平均泵效也保持在30%左右；部分含水大于90%的油井，統計結果顯示泵效也能維持在40%以上。因此，結合文獻研究結果和泵效分析，筆者認為蓬萊油田大部分油井將目前的套壓維持在氣路管線壓力附近是合理可行的。

經過長期的生產實踐發現，還有一部分井底流壓偏高且泵效偏低的油井，僅僅將套壓控制在氣路管線壓力附近是無法滿足油井穩定以及井底流壓優化的需要的。根據前文油套環形空間內流體的研究，針對蓬萊油田這部分井，采用提高套壓的方式迫使泵吸入口以上的流體進泵，取得了明顯的效果。

表2 各平臺生產動態數據統計

圖3顯示了井底流壓高的井在不同套壓下泵效的變化情況，可以看出，這類井的泵效隨套壓變化符合其他油田類似的規律，即由于套壓上升，動液面下降，在某個套壓值泵效達到最高值。根據蓬萊油田統計結果，套壓一般為2.5 ～3 MPa時，泵效達到最佳，與牛彩云[14]、張益[15]等人的研究成果比較接近。

圖3 部分井底流壓高的井泵效對比

3 實例應用

根據上述套壓研究成果，蓬萊油田套壓控制技術主要應用在油井維穩和油井增產兩個方面。

3.1 油井維穩

B50ST2井在2016年1月份恢復生后套壓不穩，導致該井泵吸入口壓力突然上升，且伴隨著劇烈波動。觀察該井的泵出口壓力和電流情況，可以初步斷定原因為泵內存在氣體。根據軟件模擬，泵效從24.3%降低為19%，同時相同頻率下的井底流壓比穩定狀態高近1.4 MPa，平均每天影響產量約15 m3。根據以往的經驗，首先采用升降頻、調整破乳劑用量或油嘴調整等方法，但均無法實現油井穩定。2016年1月15日采取臨時關閉氣嘴憋高套壓的方式，套壓達到3.0 MPa左右的時候，該井泵吸入口壓力開始逐漸降低，經過進一步調整氣嘴大小，油井逐漸恢復到原來穩定狀態。

3.2 油井增產

隨著電潛泵在井下運轉時間的增加，油井產出液含水、氣油比、油品等的變化，經常會導致油井后期大幅提頻后井底流壓下降幅度很小或沒有變化。2016年12月21日至2016年12月25日，對B26ST1井嘗試了三次提頻，但是井底流壓、泵電流做功基本保持不變。經過計算，該井的泵效僅為17%，且泵揚程降級嚴重。根據上述套壓研究，于2016年12月26日，經過幾次大幅調整氣嘴提高套壓，最后在套壓達到2.5 MPa左右的時候，井底流壓顯著降低，實現日增油約20 m3。

表3統計了部分井底流壓相對較高的單井，采用套壓調整技術，實現日增油約43 m3。統計蓬萊油田井下泵工況運轉正常井，平均井底流壓為3.0 MPa，其中，高于3.5 MPa的井多達43口。

這類井除根據油藏合理開發需要控制壓差之外，相當一部分是無法采用升降頻、調整破乳劑用量等方法實現流壓優化。目前正在逐步嘗試提高套壓，并找到最佳泵效的工作點，以達到降低井底流壓實現增產的目的。

表3 部分高井底流壓井套壓調整增油統計

4 結論

（1）通過提高套壓的方式，可以在短時間內迫使環形空間內的流體進泵，在不產生氣鎖的前提下，實現提高泵效的目的。

（2）蓬萊油田大部分油井將目前的套壓維持在氣路管線壓力附近是合理可行的。氣體動液面下降，套壓上升，在某個套壓值時泵效出現最高值。統計發現，部分井底流壓偏高的油井套壓為2.5 ～3 MPa時，泵效達到最佳。

（3）根據泵工況參數的實時監測數據，調整套壓可以維持油井的穩定并實現增產。針對蓬萊油田單井井底流壓較高且一直很難優化的井可以嘗試提高套壓，找到最佳泵效的工作點，降低井底流壓，實現油井增產。