南海西部油田電潛泵舉升優化設計研究與應用

穆永威,廖云虎,賈 輝,楊 波,姚歡迎

(中海石油(中國)有限公司 海南分公司,海南 ?？?570312)

電潛泵采油長期占南海西部油田總采油井的95%以上,是南海西部油田最主要的舉升采油方式,對保證油田的產量發揮了重要作用。近年來,隨著油田的不斷開發,越來越多的油井需要通過提液來保障油田的穩產,然而實踐表明,油田油井提液也帶來了一系列問題,需要系統性分析,進一步優化電潛泵舉升設計。

1 南海西部油田換大泵提液必要性與主要面臨的問題

1.1 提液意義與必要性

近年來南海西部油田換大泵提液年均增油量占常規措施總增油的42%,而同期對應修井作業費只占比15%,投入產出效益較高。換大泵提液已成為南海西部油田穩產、增產,提高采油速度的重要措施。隨著南海西部油田的不斷開發,越來越多油田逐漸進入開發中后期,油田含水率進一步升高,已進入換大泵提液及二次提液之際,需進一步開展換大泵提液作業以提高油田采油速度。

1.2 換大泵提液主要面臨的問題

換泵提液作業前后油藏油井產能認識差別較大,生產一定時期后油井存在出砂、結垢、微粒運移加劇等情況,導致油井產能下降過快,電泵機組運行不合理,影響提液實施效果。電潛泵機組泵掛深度較淺或位置不合理,導致油井在生產后期泵吸入口流壓過低或機組實際運行電流比較高等問題;生產管柱材質、尺寸、扣型等選擇不合理,導致管柱存在沖蝕、摩阻較大、腐蝕穿孔等問題;泵吸入口氣體處理裝置選擇或動力電纜選型不合理,導致提液后油井生產不穩定甚至欠載或影響機組壽命等問題,間接增加修井作業頻次,影響油田油井提液開發實施效果。平臺用電量不足、機采地面設備容量不夠或發熱、井口采油樹不合適等,導致油井無法達到舉升設計頻率生產、產液量達不到預測等問題。

結合南海西部油田提液存在的問題,需綜合考慮分析,開展電潛泵井舉升系統優化設計研究,保障電潛泵舉升工藝設計的合理性、電泵機組的高效合理運行。

2 電潛泵舉升系統優化設計方法研究

結合油井提液存在的主要問題,視油井生產系統為整體,以井筒供、排協調為理論基礎,從油藏產層、井筒、地面三位一體,充分考慮電泵機組與產層變化的適應性、設備運行安全、系統效率高效等,開展電潛泵井舉升系統優化設計分析研究。

2.1 電潛泵舉升系統優化設計原則

海上油田作業成本高,為保障電潛泵機組入井一定生產時期內均滿足油藏配產液量且高效合理運行、提高油井檢泵周期,電潛泵舉升參數與系統優化設計宜遵循如下原則[1-2]:1)綜合考慮油井三年內的供液能力變化情況,優選電泵機組泵型,使電泵在預期生產周期內保持在最高泵效區域內工作,同時對應排量下機組揚程滿足平臺計量、外輸需求。2)結合油井實際井況,如出砂、結垢、高氣液比等情況,優選針對性合理的防砂、防垢、高氣液比處理能力等情況的電泵機組。3)合理優選管柱尺寸、材質,避免管柱在預期生產年限內發生腐蝕、沖蝕,減少管柱摩阻損失,節約降耗、安全生產。4)機組電機額定功率滿足油井舉升液體需求,針對具體油井井況與需求,電機功率設計滿足一定的提頻潛力與空間。5)根據油井井況與機組電機參數,優選配套動力電纜。6)電泵機組、電纜、油管的最大投影尺寸小于生產套管內徑,并保證機組下到預定泵掛位置。7)平臺電量、機采地面設備等,需滿足油井提液用電量增量與機采地面設備等需求。

2.2 產層方面舉升參數分析與設計

油井油藏數據是電潛泵舉升設計的基礎。影響電潛泵設計的主要因素有:產層靜壓、產液指數、油井井況、PVT數據等。

1)油井產層靜壓與產能

油井產層靜壓與產能是舉升設計的關鍵性參數。油井產能直接反映油井的供液能力,靜壓與產能的變化,直接影響電泵機組舉升所需揚程以及能否滿足油藏配產需求。電泵機組泵型、揚程的設計,需綜合考慮分析預期生產年限內產層靜壓與產能的變化情況。

油井產層靜壓與產能可通過油藏研究人員提供,油井產能亦可根據油井實際生產運行數據,通過專業軟件建模擬后分析得到。

2)油井井況與PVT數據等

油井提液、生產壓差增大,泵吸入口流壓將進一步降低,可能造成油井出砂、結垢、微粒運移加劇、泵吸入口自由氣含量增大而機組無法有效處理等情況,導致油井產能下降、無法穩定有效生產等問題。舉升設計需結合油井實際井況,優選針對性應用的電泵機組,例如:對于輕微出砂、微粒運移情況油井,適當選擇耐磨防砂型電泵機組;對于可能存在結垢問題的油井,優選具備除防垢能力的電泵機組;對于飽和壓力高、生產氣油比高、氣體影響較大油井,優選相應氣體處理能力的電泵機組;對于生產一定時期后含水率可能有較大上升的油井,機組揚程需充分考慮含水率變化情況等。

2.3 井筒方面舉升參數分析與設計

2.3.1 泵掛位置優選

泵掛位置不合理,可能造成泵吸入口流壓過低欠載、機組運行電流比過高、無法正常下入與啟泵等問題,影響油井的穩定生產、甚至停機。泵掛位置優選宜遵循以下原則[2]:1)最大泵掛深度宜在射孔段以上50～100 m與防砂、懸掛封隔器以上20～50 m處,若要下到射孔段以下,須安裝導流罩。2)機組正常運行時,沉沒度宜不低于200 m,以防止油井生產異常時泵抽空情況。3)不同尺寸機組管柱組合,在下入生產套管過程中,機組通過最大狗腿度需保證機組彎曲度不宜超過3°/30 m,泵掛處狗腿度宜保證機組彎曲度小于1°/30 m。4)考慮生產后期鋼絲作業需求,對需下入Y電泵管柱采油井,泵掛處井斜宜小于65°。5)對于飽和壓力較高、含氣量較高采油井,泵掛深度要充分考慮氣體的影響,泵吸入口處流壓宜大于飽和壓力、控制泵吸入口自由氣體百分含量小于10%。6)考慮到一定生產時期內油井產能靜壓、產能等可能存在的一定的變化,泵掛深度宜適當下深。

綜合考慮以上多方面因素,優選合理的泵掛位置。

2.3.2 泵吸入口裝置選擇

常用的泵吸入口裝置主要有普通吸入口、氣體分離器、雙級氣體分離器、氣體處理器等,主要根據泵吸入口處自由氣含量不同而進行選擇。采用理論方法[3]計算泵吸入口處自由氣含量,或采用專業軟件進行模擬計算。1)泵吸入口處自由氣含量小于10%,一般不需對泵吸入口處的自由氣進行處理,采用普通電泵吸入口即可。2)泵吸入口處自由氣含量介于10%～40%時,一般可采用單級氣體分離器或雙級氣體分離器做為吸入口裝置。根據油氣密度差、經離心力作用,實現油氣分離,將分離出的氣體從油套環空排出。3)泵吸入口處自由氣含量介于40%～70%時,單采用氣體分離器無法有效實現油氣分離情況下,宜采用氣體處理器、氣體分離器加氣體處理器進行氣體處理。4)泵吸入口處自由氣含量大于70%,宜組合采用氣體分離器、氣體處理器、多相混流泵裝置,降低氣體影響風險。

對于氣液比較高的油井,泵出口與單流閥間宜加2～3根油管,以減低無法順利啟泵風險。若電泵機組采用旋轉式氣體分離器,則生產管柱需安裝放氣閥。

2.3.3 油管選型與關鍵井下工具

生產油管的選型需要考慮油管尺寸、材質選擇,以避免管柱發生腐蝕、沖蝕、摩阻損失等問題,關鍵井下工具的選擇需滿足作業以及安全生產需求。

1)油管尺寸優選[4]油管尺寸選擇要盡量避免管柱發生沖蝕以及管柱摩阻過大的情況。流體在油管中流動,沖蝕時率比小于1,默認不發生沖蝕。

沖蝕速率=實際流速/臨界沖蝕流速?？筛鶕?1)計算油管臨界沖蝕流速。

Ve=K/ρ0.5

(1)

式中:Ve為臨界沖蝕流速,ft/s;K為經驗系數,碳鋼推薦100,防腐鋼材推薦200;ρ為流體混合密度,lb/ft3。

針對高含水井,可根據公式(2)計算不同液量不同尺寸下油管摩阻,也可從圖1油管壓頭損失曲線圖版[2]中查出油管摩阻損失。

(2)

式中:FP為油管摩阻損失,m;Qin為油井產液量,bbl;ID為油管內徑,in;C為系數,新油管取值120,舊油管取值94。

綜合以上管柱摩阻與沖蝕分析、油管選擇的經濟性以及南海西部油田應用情況,推薦不同日液量下油管尺寸優選結果如表1所示。

表1 不同日產液量下油管尺寸推薦尺寸

2)管柱材質選擇 需要結合油井流體實際情況,選擇滿足防腐要求的材質。管柱防腐材質選擇[5]依據中海油企業標準Q/HS 14015-2018《海上油氣井油管和套管防腐設計指南》,進行管柱防腐選材。

3)關鍵井下工具 生產管柱關鍵井下工具選擇需滿足:工具強度滿足油井生產及修井作業要求,扣型宜與油管扣型相同;上部井下工具的內徑不小于下部工具內徑;井下安全閥在海底泥線30 m以下;針對無放氣閥的生產封隔器,其下深宜考慮避免井筒流體對上部生產套管腐蝕等情況。

2.3.4 電泵機組選型

1)機組揚程計算 油井機組舉升所需揚程[2],包括井液垂直舉升高度、流體沿程摩阻損失、井口油壓壓頭三部分,可采用公式(3)進行計算。

H=Ha+HP+Fp

(3)

式中:H為舉升所需揚程,m;Ha為垂直舉升高度,m;HP為油壓折算揚程,m;Fp為流體沿程油管摩阻損失壓頭,m。

2)泵型優選 泵型優選主要考慮以下原則:選擇油藏配產液量(泵吸入口處校正后產液量)在泵合理排量范圍之內且最接近最高泵效區域的泵型;大直徑的電泵機組價格一般相對較便宜,泵效較高,在滿足地質設計要求且套管尺寸、井斜等許可條件下,可考慮較大直徑的泵型;綜合考慮預期生產周期內油井油藏變化情況,適當選擇合理排量范圍較為寬泛、泵效較高、泵特性曲線比較平穩的泵型。

3)電機參數優選 針對高含水提液井,所需電機功率可采用公式(4)計算。

(4)

式中:N泵為電機的功率,kW;Q為泵的額定排量,m3/d;H為舉升所需揚程,m;ρ0為流體混合平均密度,g/cm3;η泵為泵的效率,%;Nb為保護器功率,一般取值1～4 kW。

機組電機優選主要考慮因素:當需要考慮水的乳化或原油黏度影響時,需要用功率系數進行修正[2];宜按照固頻電泵機組電機負載率80%～85%、變頻電泵機組電機負載率60%～65%選擇電機額定功率;平臺油井現有地面設備最大與最小輸出電壓、電流,要與機組額定電壓、額定電流相匹配,適當選擇高電壓、低電流系列電機;電機系列的確定需綜合考慮所需電機功率、套管尺寸、井斜數據等因素,以確保機組能安全下入。

4)保護器選型 根據所選電機型號、功率、井斜等因素,選擇與井況、電機相匹配的保護器型號,對于海上斜井,宜使用雙膠囊式保護器。不同電機功率推薦保護器類型如表2所示。

2.3.5 電纜選型

動力電纜的選型[6]需綜合考慮機組電機參數、井溫、流體性質、油套環空間歇等因素。一般通過電纜壓降圖版或導體截面積計算法選擇動力電纜型號,通過機組電機額定電壓選擇電纜耐壓等級、油井井溫選擇電纜耐溫等級,綜合考慮流體性質、油套環空間隙等選擇采用圓電纜、扁電纜、防腐電纜、防氣電纜等。

表2 不同電機功率下保護器型號推薦

相同材質下,圓電纜的電場分布比扁電纜均勻,且載流量較扁電纜大,運行可靠性較大,對于油套環空間隙較大的油井應盡量考慮使用圓電纜。根據流體的特性確定電纜結構,例如H2S氣體存在,可以使用鉛封電纜,在高腐蝕流體的井里,采用特殊合金;高油氣比井中的電纜可以采用鉛護套及特殊密封裝置。

動力電纜長度應結合泵掛實際深度預留適當余量長度,引接電纜長度宜超出泵出口1.5 m以上。對于修井管柱封隔器與泵出口距離較近(30 m以內)的油井,可采用圓扁一體式引接電纜。對于雙Y雙電泵機組,要考慮穿過雙Y接頭預留對應的長度。

2.4 地面舉升參數分析與設計

2.4.1 提液用電量核算

平臺地面用電量需滿足油井提液所需用電量以及新增用電量?？刹捎霉?5)計算電潛泵井提液所需用電量[7]。

(5)

式中:N為提液所需用電量,kW;η電為電機的效率,%;Np為電纜損耗功率,kW;Nd為機采地面設備損耗功率,kW。

不同排量不同廠家的電泵機組,其電泵效率、電機效率不同,電纜損耗功率一般取5～20 kW/km,機采地面設備損耗功率一般取井下系統損耗功率的4%～8%。

2.4.2 提液機采地面設備需求

提液井機采地面設備需求,可根據新機組電機參數、電纜選型結果進行核算。

1)變壓器容量需求核算:根據公式(6)進行計算[3]。

(6)

式中:S變壓器為計算所需變壓器容量,kVA;U、ΔU分別為機組額定電壓、電纜壓降,kV;n為安全系數,一般可取值1.1～1.2。

2)變頻器需求核算:根據公式(7)進行計算。

S變頻器=n×P額/η電/η變/η濾

(7)

式中:S變頻器為變頻器功率,kW;P額為電機額定功率,kW;η電為電機效率,在負載率不低于70%情況下,一般可取值0.75～0.86;η變為升壓變壓器效率,一般可取值0.98～0.99;η濾為濾波器效率,一般可取值0.98～0.99。

對固頻柜,當電機啟動時啟動電流近似于4～8倍的額定電流,電纜壓降突然增大4～8倍,故對于固頻地面設備,建議進一步核算電機的啟動性能,即要求電機啟動時端電壓占電機額定電壓的百分比大于50%,若不能滿足電機的啟動性能,則需要適當選擇高電壓、低電流的電機。對于變頻啟動的電機,由于低頻啟動時電機的啟動電流約為1～2倍的額定電流,則無需考慮電機的啟動性能。

控制柜應根據現場的使用條件、機組性能要求進行選擇,主要是是根據電機的功率、額定電流和地面所需要的電壓來選擇控制柜的容量,以保證電機在滿載情況下長期使用。

2.4.3 井口裝置需求

根據油藏配產液量及油管尺寸、動力電纜規格選擇結果等,選擇相應尺寸的井口采油樹、油管掛、電纜穿越器、井口接線盒。

3 實例設計與實施效果

3.1 實例設計

3.1.1 W6H井提液背景與基礎資料

W6H井原井下機組為1 000 m3/800 m電泵機組,產液量1 100 m3/d,含水率90%,產油量110 m3/d,由于該井含水率較高,產液量已無法滿足新的生產需求,為提高產油量,計劃開展換大泵提液增產作業。此次提液油藏配產2 000 m3/d,預測作業后含水率92%,產油160 m3/d,增油50 m3/d。根據此次W6H井配產及相關油藏資料:產層平均垂深2 000 m,油藏溫度95 ℃,靜壓19.5 MPa,地面原油密度0.867 2 g/cm3,飽和壓力3.67 MPa,溶解氣油比16 m3/m3,CO2含量5.6%,油藏提供產液指數645 m3/d/MPa,未發現有結垢、結蠟出砂復雜情況;該井目前為9-5/8 in生產套管、3.5 in采油樹油管掛及油管,采用變壓器容量為500 kVA配套機采地面設備等,開展該井提液電潛泵舉升系統優化設計。

3.1.2 W6H井電潛泵舉升系統優化設計

根據泵掛位置優選原則及該井實際情況,優選該井此次泵掛深度1 230 m、井斜34.15°,狗腿度0.1°/30 m。采用專業軟件擬合計算該井在配產液量下泵吸入口自由氣含量0%、流體密度為0.985 g/cm3,故泵吸入口裝置采用普通吸入口即可滿足生產需求。

根據油藏配產液量以及油管選型原則與方法,需更換目前3.5 in油管掛、采油樹、油管為5.5 in管柱及配套尺寸井下工具,可避免管柱沖蝕、減小摩阻損失3.1 MPa,達到節能經濟的效果,整體生產管柱采用3Cr防腐等級材質。綜合考慮油井產能、靜壓、含水率變化情況,根據電泵機組選型原則與方法,在該井采用設計5.5 in生產管柱情況下,設計采用2 000 m3/800 m電泵機組、電機功率267 kW,即可滿足提液舉升需求;在該井依然采用目前3.5 in生產管柱,在管柱將存在一定沖蝕情況同時,設計需采用2 000 m3/1 100 m電泵機組、電機功率366 kW,才可滿足提液舉升需求。

在該井分別采用5.5、3.5 in生產管柱情況,核算提液至2 000 m3/d,所需用電量分別為305 kW、457 kW,所需變壓器容量分別為500 kVA、800 kVA配套機采地面設備。即若采用優化設計推薦的5.5 in生產管柱,采用2 000 m3/800 m電泵機組、目前該井500 kVA配套機采地面設備、提液用電量305 kW,即可滿足提液需求;若依然采用3.5 in生產管柱,需采用2 000 m3/1 100 m電泵機組、重新采辦變壓器容量不低于8 000 kVA配套機采地面設備、提液用電量457 kW,才可滿足提液需求。建議該井此次提液作業整體更換采用5.5 in生產管柱及井口設備。

綜合以上,設計該井泵掛位置1 230 m,整體更換目前3.5 in生產管柱為5.5 in生產管柱,采用2 000 m3/800 m防腐普通吸入口電泵機組,采用目前變壓器容量500 kVA配套機采地面設備、無需采購更換變壓器容量800 kVA配套機采地面設備,預測提液用電量為305 kW。

3.2 現場應用效果

W6H井于2020年3月實施換大泵提液作業,整體采用5.5 in生產管柱及井口,下入優化設計2 000 m3/800 m電泵機組,泵掛深度1 230 m,下入井下壓力計,對電泵運行情況及油藏信息進行實時監測。作業復產后,產液約1 975 m3/d,含水率91.8%,產油162 m3/d,初期日增油52 m3/d,泵效68%,機組運行工況較合理,油井生產狀況良好,達到了提液增產效果。

4 結論

1)結合油井提液存在的問題,以電潛泵井系統整體為研究對象,研究形成了一套基于“油藏產層、井筒、地面”三位一體系統分析的電潛泵舉升系統優化設計方法,全面分析優化,提高了電潛泵機組設計的合理性以及與油井的協調性、適應性。

2)W6H井提液至2 000 m3/d,通過系統優化設計采用5.5 in生產管柱:可有效降低管柱摩阻損失3.1 MPa,避免管柱發生沖蝕問題;采用目前該井500 kVA配套機采地面設備即可滿足提液需求,避免臨時采購更換800 kVA配套機采地面設備,保障了換大泵提液作業及時實施;預測節省平臺用電量152 kW,為平臺其他井提液空余一定的電力空間,節能降耗效果顯著。

3)W6H井提液實施后,產液量與產油量均達到油藏預期效果,機組運行工況與油井生產狀況良好,為后續海上油田日產液超2 000 m3油井提液提供較大的借鑒與參考意義。