大港油田电泵采油技术的研究与应用

大港油田电泵采油技术的研究与应用

大港油田油藏类型丰富，不同油藏地质特征和原油性质差异大，决定了电泵提升技术和相关技术的多样性。为了提高大港油田电泵提升技术的技术水平，经过多年的研究、研究、试验和应用，形成了大港油泵提升技术的五个技术应用：电泵稠化技术的配套技术；高含水和高渗井电泵固液提取技术的配套技术；电泵深泵技术；电泵井除垢预防技术；定向井电泵抽油技术的应用。通过以上5项配套技术的实施,基本上满足了大港油田现阶段电泵抽油工艺的需要。1泵送技术的电流效率1.1电潜泵配套井筒掺水化学降粘技术针对高凝、高粘及特殊类型油藏难开采区块,开展了电泵配套井筒化学降粘工艺技术。“九五”期间,大港南部稠油油田接近80%,其中以枣35区块为首(原油密度0.948～1.0067g/cm3,50℃时原油粘度8586mPa·s),因没有成熟的开采技术可循,为此,开展了电潜泵配套井筒掺水化学降粘工艺技术,确保了枣35区块的高效开采。1.2适时加深泵挂,及时复绿井、管井枣35区块开采初期先后应用螺杆泵试采未成功。经优化对比,采用了电潜泵抽油配套井筒掺水化学降粘生产,所应用的大排量电泵具有的大直径孔道,有利于稠油进泵,可形成稳定的、较大的生产压差,且液体热能损耗小,利于稠油举升。同时应用了井下导流罩技术,利于原油与携有降粘剂的地下掺水混合,并使电机充分散热。实际生产需要严格控制好地下掺水流量和化学药剂的试验摸索等工作。初期掺水量10m3/h,单井日产油14t,经摸索将掺水量控制在8m3/h时,单井日产油达89t,获取了稳定产量,平均泵效达97%,平均检泵周期248d,生产时率达95.2%。随地层压力下降,油井产能也随之下降,为此,采取了保持合理生产压差以延长油井高产、稳产期的有效措施,即追踪液面,适时加深泵挂。投产较早的枣35、自6-14、枣78井生产1年后,递减趋势加大。1997年3月对3口井加深泵挂300～450m,见到好的效果。如枣35井日产油由65t上升到79t,随后又对其它生产井加深泵挂,增产效果明显。如军25-27井日产油由37.9t上升到57.9t。枣35区块稠油油藏的成功开采,为枣22区块及沈家铺地区稠油油藏开采提供了依据与经验。沈家铺地区试油投产7口井,采用常规工艺生产未成功,通过借鉴枣35区块开采经验,采用电泵配套井筒掺水化学降粘技术后,均正常生产。2电泵提取物制备技术随着水驱油藏开发程度的逐步提高,含水不断上升,目前大港油田电泵井的综合含水达92%以上,为进一步保持稳产,采用电泵大排量提液技术。2.1防砂泵效果分析高含水、高渗透油藏,渗流条件好,能量充足,是电泵提液的有利一面,但同时因油层胶结疏松,多数井出砂严重。据统计该类油藏电泵开井108口,年躺井120井次,因出砂躺井47井次,占总躺井的39%。针对该类油藏的特点,经过认真摸索、试验,针对不同含砂井况选用不同类型的大排量防砂泵取得了可喜效果(见表1)。由表1可知,95系列电泵适用于含砂≤0.5‰的油井;98及102系列电泵适用于含砂0～5‰的油井;全压式固定泵适用于含砂5‰以上的油井。2000年以来,在高含水、高渗透井共实施大泵提液技术74井次,排量范围200～450m3/d,平均泵深1024m,单井日产液275m3,日均产油15t,平均含水95%,平均动液面460m,平均检泵周期491d。大部分井见到明显效果,特别是出砂较严重的井,效果更加突出。如港3-32井,含砂量高达3.3%～4%,下防砂泵之前,运转周期不满3个月,自2000年初下400×800型(ODI)防砂泵后运转周期达316d。东7-15井,因出砂严重,下电泵后不足1个月泵轴断,2000年1月改下大排量防砂泵(450×800),运转周期达1年以上。2.2工程管理企业开井,主要指标仍处于中下水平该类油藏断块小、储层低渗、具有强水敏性,非均质严重,原油物性表现为凝固点高、粘度大、胶质沥青质含量高,电泵工艺在该类油藏适应性较好,但有些指标仍处于中下水平。主要问题:排量效率低、躺井率高、施工效果差。据统计,该类油藏电泵开井227口,年躺井440井次,由于井筒环境而造成躺井210井次,占总躺井的48%。针对该类油藏的特点,合理选井,采用大泵深抽、大泵强采、增大生产压差的工艺技术。2000年以来在该类油藏共实施该项技术50余井次,实现了单井日均增液65m3,日均增油15t的良好效果(见表2)。3电泵深泵技术的配套技术3.1低渗透岩芯渗流规律大港油田已探明低渗透油藏储量3341×104t,低渗透油田的开发是大港油田发展的潜力之一,同时也是工艺难点之一,以小集油田为代表的低渗油藏平均渗透率为84×10-3μm2,孔隙度为15.8%,含油饱和度为65%,纵向上层间非均质性比较强,层间差异大,油层顶、底部渗透率低于50×10-3μm2。低渗透油藏由于本身特点,它与中高渗透层相比,渗流规律较为特殊。即存在“启动生产压差”现象。渗流阻力和压力消耗特别大,具有典型的非达西型渗流特征。图1为单相水在低渗透岩芯中的渗流,由图1看出,低渗流速度下,曲线呈非线性关系,随着流速的提高,过渡为线型关系,流速继续提高,则转为紊流非线性关系。该曲线的特点是:直线段延伸不通过坐标原点,与压力轴相交。直线延伸与横坐标交点的压力梯度,称作“拟初始压力梯度”即“启动压差”,启动压差与地层的渗透率有关,见图2。图2表明:启动压差,随渗透率的降低而增大,渗透率越低,启动压力越高。3.2现场试验试验根据低渗透油藏特殊性的要求,对小集油田有条件的区块考虑放大生产压差。经技术筛选评价,引进了大排量、高扬程电泵抽油工艺及配套技术,在小集油田官162、官938等6个区块进行20井次的现场深抽试验,在投产过程中,除个别井因地层供液严重不足已转抽外,其余各井均能正常运行,平均泵挂2416m,日均产液108.1m3,日均产油17.98t。从试验结果分析,油井平均生产压差从深抽前的7.23MPa,提高到深抽后的11.97MPa,日增液49.81m3,日增油11.13t,效果比较明显,基本上满足了低渗透层油田开发的需求。4电机壳上结垢形成隔热层,结垢病防垢剂扫码,深层低渗油藏由于地层水矿化度高、油层温度高,使用小排量电泵时,因其流道窄,易造成电泵结垢,降低泵的效率,增加流动摩阻,或造成泵上止推力,启动过载。另外电机壳上的结垢形成隔热层,导致电机过热,长期运转烧毁电机,该类油藏电泵井较少,1999年因结垢造成泵卡、电机烧而非正常施工达40井次。为此开展了电泵井除防垢配套技术的研究应用,见到了良好的效果。自2000年以来,在小集、周青庄、枣园等低渗透油田,实施电泵强磁防垢技术10井次,化学除防垢技术19井次,其中小集及周青庄油田的部分井效果比较明显,电泵井除防垢效果统计见表4。5加工电缆卡子对定向井而言,影响电泵工艺技术应用效果的原因是潜油电泵机组在定向井中的安装,主要障碍即是电泵下井过程中电缆的保护,它直接影响整套机组的寿命。而电缆的保护是靠将它固定在油管上的电缆卡子,多年来,一直使用不锈钢带一次性卡子,本身存在着对电缆保护性差,作业时直接挂蹭电缆;紧固性差,有时出现卡子松动落井,电缆与油管不同步而造成油井大修报废事故;消耗量大,不能重复利用。据统计,1999年大港油田公司400井次的非正常躺井中,有88井次是电缆问题直接造成的,其余部分也有一定比例是因电缆保护不好,使相间不平衡而造成机组烧等问题,既增加了成本又影响了产量。为克服一次性电缆卡子弊端,研制出了永久性电缆卡子。该卡子紧固可靠,整体性强,能重复使用,操作简单并有特殊的保护电缆性能,在斜井和水平井上使用具有优越性。永久性电缆卡子在斜井上现场应用情况及效果对比见表5。6开采指标依然较低经过多年的探索、攻关,大港油田的电泵采油技术得到了进一步的完善、提高,但是因地质条件复杂、原油物性差,电泵开采指标仍然较低。电泵的高投入(每年非正常施工电泵井费用高达5000万元左右),严重影响了开采效益。因此,加强电泵井管理,最大限度地减少电泵机组的故障,延长机组的使用寿命,降低采油成本,增加经济效益,是电泵举升工艺中的急需解决的问题。6.1电泵井系统效率及用电大港油田油藏类型多,井况复杂,下电泵或转抽时,一般视生产需要而定,无严格的选井标准加以约束。近几年统计结果表明:每年大约转电泵130井次,30%的的转电泵井因效果不理想而转抽油机,增加了生产成本。电泵井平均检泵周期313d,在正常排量范围的井172口,占电泵井开井数的48.7%,平均检泵周期383d。非正常排量效率范围井181口,占电泵井开井数的51.3%,平均检泵周期246d;电泵井沉没度普遍偏高,天然能量利用低,统计366口电泵井,沉没度可计算井199口,有107口井沉没度超过了500m,平均沉没度868m,中北部地区更为严重,其平均沉没度超过了合理值的1倍以上,极大地降低了有效扬程,造成了电能的浪费;系统效率低,2001年测试的89井次,系统效率不合理井达44井次,占总测试的49%,平均系统效率为19%,平均耗电为1.9kW/(100m·t),按不合格井所占比例估算,353口电泵井中共有173口排量效率不合格井,累计年耗电为1.7亿度。达标井45井次,占51%,平均系统效率为35%,耗电为0.79kW/(100m·t),预计全油田系统效率达标井180井次,累计年耗电0.85亿度,全部电泵井年耗电为2.55亿度。系统效率未达标井达标后系统效率提高11个百分点,使其达到30%以上,则电泵井耗电可降为1.13kW/(100m·t),全油田电泵井耗电降为1.85亿度,每年可节约电能0.7亿度,折合人民币4570万元。因此,合理选井、优化设计、提高电泵井系统效率势在必行。6.2体制规划机组现有电泵井装机功率普遍偏高,平均装机功率为57.3kW,油井所需额定功率平均为32.89kW,并以50kW和65kW大功率机组居多。据2001年电泵井测试数据显示,65kW和50kW机组比45kW和37.5kW机组平均月耗电多出14637.6度和12880.8度,目前147口现装机组为50kW机组可换为37.5kW机组,162口现装机组功率为65kW的机组可换为45kW机组,仅此一项年可节电511.7万度,折合人民币2610万元。6.3电泵培养调整措施不当电泵井生产维护过程中技术措施不健全,故障预测、分析不及时和调整措施不当,是造成电泵躺井率高的主要原因之一。据统计,每年此项原因造成躺井约170井次,电泵井动态预测和工况诊断技术的研究是减少电泵井故障,降低成本的有效途径。7推广低渗透油藏(1)在高凝、高粘及特殊类型油藏难开采区块,应用电泵配套导流罩井筒掺水、化学降粘技术,较好地解决了特稠油井开采难的问题。(2)采用大排量