低成本举升工艺技术的研究与应用

低成本举升工艺技术的研究与应用

张伟

（胜利油田孤东采油厂生产运行科，山东东营257000）

摘要：以新滩油田稠油举升工艺为例，对不同举升工艺的原理、应用现状及优缺点进行了研究和分析，总结并得出低液低含水油井举升工艺的改进措施，同时配套了相关增产工艺，改善了开发效果，对同类型稠油油藏具备一定的借鉴意义。

关键词：举升工艺；工艺配套

新滩油田主要采取弹性开发与蒸汽吞吐相结合的方式开采，常规措施挖潜手段为蒸汽吞吐，常规螺杆泵（地面驱动螺杆泵、电潜螺杆泵等）油井定子胶皮耐温性能较差，低液低产螺杆泵油井难以实施蒸汽吞吐提液增产挖潜，制约着油田开发效益的提高。本文以新滩油田稠油举升工艺为例，对如何提高低液低含水油井举升手段进行了研究，总结出了新滩油田低成本举升工艺技术。

1基本概况

新滩油田勘探面积200Km2，包括垦东18、垦东32、垦东29、试采块四个开发单元，探明含油面积15.53Km2，地质储量2376万吨，属常规边底水油藏，主要含油层系为馆上段5、6砂层组，为一套曲流河沉积的砂泥岩互层地层。储层的平均空隙度为35.7%，空气渗透率1860*10-3μm2，碳酸盐含量为2.0%，平均粒度中值0.17mm，平均泥质含量13.0%，总体上看，属于高孔高渗常规稠油油藏。采油管理五区螺杆泵油井共47口，开井41口，日产液量1324t/d，日产油量117.7t/d，含水91.1%，平均单井液量32.3t/d，单井日油2.9t/d，具有“低液量，油稠”等稠油特点。这类井无法实施常规注汽热采开发，下步挖潜难度较大，严重制约区块稳产开发。

2新滩油田常规举升工艺现状研究与分析

地面驱动螺杆泵：由于转子与定子间形成的一个个互不连通的封闭腔室，当转子转动时，封闭空腔沿轴线方向由吸入端向排出端方向运移。封闭腔在排出端消失，空腔内的原油也就随之由吸入端均匀地挤到排出端。同时，又在吸入端重新形成新的低压空腔将原油吸入。这样，封闭空腔不断地形成、运移和消失，原油便不断地充满、挤压和排出，从而把井中的原油不断地吸入，通过油管举升到井口。新滩油田目前有螺杆泵井48口，开井40口，平均泵径409mm，平均泵深821m，平均转速71转/分，日产液量1346.7t/d，日产油量94.0t/d，平均单井产液34.5t/d，平均单井产油2.5t/d，平均综合含水94.1％平均动液面深度368m，平均沉没度464m，平均泵效79.1%。地面驱动螺杆泵存在的主要问题是无法实施常规注汽，对低效低液螺杆泵油井无法采取下步增产措施。

电潜螺杆泵：将电缆、电动机和泵一起下入油井内，电缆将电流传给电机，带动螺杆泵采油。井下螺杆泵由转子、定子组成，在两者之间形成一个个密闭的空腔，当转子在定子内转动时，空腔就会从一端向另一端移动，从而起到泵送提掖的作用。新滩油田自2005年8月至2009年1月累计在13口井中采用电潜螺杆泵生产，主要在KD191、KD192块，生产效果差，主要原因是该工艺主要是在为斜井中应用，由于井斜角大，组通过斜井弯曲井段时，易发生机组变形损坏和电缆挤压损害；同时电潜螺杆泵无防腐措施，新滩油田地层水矿化度高、腐蚀性强，造成电机、泵定子胶皮易损坏，躺井率高。累计下入次数20井次，平均单井生产天数仅246天，适用性差，目前已全部停用。

潜油多级离心泵：工作原理与地面离心泵基本相同，当充满在叶轮流道内的液体在离心力作用下，从叶轮中心沿叶片间的流道甩向叶轮四周时，叶轮受叶片的作用，使压力和速度同时增加，并经导轮的流道被引向次一级叶轮，这样逐级流过所有的叶轮和导轮，进一步使液体的压能增加获得一定的扬程。该举升工艺费用昂贵，初期投入费用高，电缆价格同样不菲，整个电机及电泵装备都在井下，一旦出现故障，作业费及电泵维护费用高，高温度、高斜度将加剧电机损坏，并使电缆容易出现故障，不适于在新滩油田应用。

高温螺杆泵：定子橡胶类型为氢化丁腈橡胶，可承受环境温度150℃，短时间内可耐温180℃，耐介质性能优异，应用在含芳香族化合物、CO2、水等物质的井下液体环境中，没有过大溶胀，性能比较稳定。定子采用等壁厚螺旋管进行注胶，与常规螺杆泵相比等壁厚螺杆泵具有以下优点：①等壁厚螺杆泵散热均匀，避免了有害的热积聚，延长了螺杆泵的使用寿命；②由于橡胶层厚度均匀，可实现较高的加工精度，泵工作时，在油和热效应的作用下，橡胶膨胀也均匀，便于合理配泵，提高了泵的工作稳定性；③均匀壁厚的橡胶层在动态过程中抵抗变形的能力好，单级承压高，这就使定转子间可以最小的过盈达到最佳的配合，从而改善泵的工作性能，提高了系统效率；④等壁厚螺杆泵单级产生的泵压比常规泵大，长度上允许缩短40%，可以完成同样排量的举升工作，启动扭矩低，可在更恶劣的工况中应用。

根据新滩油田螺杆泵举升工艺的研究，总结出高温螺杆泵比常规螺杆泵具有更高的耐热性，更好的耐磨性，更高的机械强度和更好的耐腐蚀、耐CO2等机理，具有进一步推广应用的价值。

3举升工艺增产措施及管理创新的应用

为确保高温螺杆泵举升工艺能够取得更好的投入效益，实施了多项举措，保障了技术效果。

（1）强化堵调工艺配套。新滩油田边底水发育活跃，螺杆泵油井高含水后失去下步常规吞吐潜力，氮气泡沫调剖工艺能有效进行调剖封窜，封堵高渗透层和大孔道，改善吸汽剖面，保障注汽效果。在此类油井治理工作中，以“质量效益”为中心，以剩余油、油水流度比研究为基础，对高含水稠油井进行分类梳理，优选储层发育厚、采出程度低油井，利用氮气泡沫调剖工艺，将高液低效产液量转化为高效产液量，提高开发效益。

（2）强化增能工艺配套。作为常规稠油油藏，经历20年的开发后，原油在井底流动性差，导致弹性采收率低，长期以来低液低效生产。为提高低液低效低含水螺杆泵油井产液量，针对性的采取了配套CO2辅助工艺，利用降粘、补充能量、助排的原理，解决该类油井注汽后见效周期短的问题，有效提高单井产能，实现了单井无效变有效、有效变高效的目标。

（3）强化创新管理配套。在方案管理上选择合适的泵挂深度，避免高温螺杆泵工作筒过深浸入井筒内的高温流体；在杆管组合上优化管柱深度，加深泵下尾管深度，预防油井热采周期末期液面下降后导致的螺杆泵干磨损坏情况；在日常管理上，作业开井后采用泵下掺水伴输方式，将少量冷掺水从井口由套管进入油套环形空间，降低井底温度，确保泵筒运转正常，生产周期末期，随着地层能量的下降，泵下掺水保障油井具有合理的沉没度，延长油井生产周期。

4实施效果

通过对高温螺杆泵举升工艺的应用，配套了相关稠油工艺，实施针对性治理，措施实施后增油效果明显，改善了开发现状，提高单井开发效益。2017年共计实施低成本高温螺杆泵举升工艺工作量9口，其中配套CO2工作量6口，配套氮气泡沫调剖工作量3口，措施后日产油量由7.6t/d上升至48.1t/d，日增油能力40.5t/d，累计增油5725吨，测算单井投入产出比达到了1：3.6。