大排量抽稠泵替代稠油电泵应用实践

夏新跃

(中国石油化工股份有限公司西北油田分公司)

塔河油田为非均质性极强的奥陶系缝洞型碳酸盐岩，油藏埋深5 350～6 600 m，由于热损失及原油脱气影响，原油在2 500～4 000 m的井筒内不具有流动性，为此，采用套管掺入稀油降黏方式进行开采[1-2]。塔河油田十二区2、4小区为超稠油区块，生产期间稀稠油混配效果差导致稀稠比高，鉴于电泵具有举升能力强、排量大的优势，形成了以电泵开采为主，抽稠泵开采为辅的机械举升方式，截至2015年12月，电泵井数66口，占机采井数69%，产量占比83%。

一、 电泵开采存在问题

随着国际油价大幅下跌，现有电泵开采存在采油成本高、效益变差的问题，主要表现在以下方面：

(1)电泵机组功率大，电机通常配置在100～140 kW，系统效率低[3]，日耗电量大。

(2)因含水波动、稀稠油混配差导致机组负载变化敏感，表现为电流频繁波动，优化掺稀困难，造成稀油浪费。

(3)通过改进机组及配套工艺，电泵适应性明显提升，但仍存在部分井况恶劣，机组不适应导致短期检泵问题，增加检电泵费用。

(4)变频器应用时间较长，部分电子元器件老化，维修成本较高。

(5)电泵初次投入成本高，增加采油成本压力。

二、抽稠泵适应性分析

随着70/32、83/44大排量抽稠泵成功应用[4-5]，排量由日产液50 m3提升至100～143 m3，满足了稠油掺稀井需求，现已在稠油区块得到有效推广。为提高超稠油区70/32、83/44抽稠泵适应性，进一步替代稠油电泵井数，降低采油成本，开展了以下改进工作：

(1)针对不锈钢密度轻，稠油包裹凡尔球导致密封不严的问题，进行了泵材质改进，即凡尔球及阀座材质由不锈钢改为硬质合金，密度由8.0 g/cm3提高至13.5 g/cm3，硬度由58 HRC提升至88 HRA，提升抗稠油性能，减少稠油包裹凡尔球风险，降低泵漏故障率。

(2)针对超稠油井稀稠油混配深度要求深的需求，增加了70/32、83/44抽稠泵泵筒强度，泵下续接尾管深度由1 000 m提升至2 400 m，结合70/32、83/44抽稠泵泵挂深度约2 000 m，掺稀混配点深度由3 000 m提升至4 400 m，提高稀稠油混配效果。

图1 不同掺稀点处井筒黏度分布图

由不同掺稀点处井筒黏度分布图可知(图1)，混配深度在1 500 m处掺稀时流经1 000 m的黏度为400 mPa·s，混配深度在3 500 m处掺稀时流经1 000 m的黏度为250 mPa·s，不同混配点黏度相差约150 mPa·s，即随着掺稀混配点加深，稀稠油混配效果明显提升，亦即加深尾管可以改善稀稠油混配效果，降低稀油用量。

(3)通过加深尾管解决稀稠油混配问题，结合油井供液及配产需求，合理优化泵挂深度，改变前期为满足入泵需求过度加深泵挂的问题，进一步改善杆柱受力，减少杆断风险。

由不同泵挂液面及载荷对比图可知(图2)，在其它因素不变条件下，随着泵挂深度由2 200 m上提至1 800 m，最大载荷由146 kN降至138 kN，液面抽深能力由1 630 m上升至1 800 m，即在同一液面条件下，杆柱受力显著改善。

图2 不同泵挂液面及载荷对比图

(4)针对超稠油间隙阻力大问题，优化了泵间隙，即泵间隙等级由2.5级提升至5级，减小了泵筒和柱塞之间的摩擦力，降低了下行阻力，光杆滞后率大幅下降。

三、现场应用

通过提升大排量抽稠泵适应性，现场替代稠油电泵22口井，有效降低采油成本，具体效果如下：

(1)排查治理短寿电泵(电泵寿命低于200 d)5口井，主要分为高含水、供液不足及生产稳定3类，通过优化设计大排量抽稠泵，运行寿命较电泵延长117 d，期间检泵1井次，避免检泵13井次见表1。

表1 大排量抽稠泵替代短寿电泵统计表

表2 大排量抽稠泵替代低效电泵统计表

(2)开展低效电泵优化治理3口井，主要表现为产油少、掺稀量大，优化掺稀困难；结合大排量抽稠泵稠油适应性好、处理相对容易的特点，实施电泵转大排量抽稠泵生产，影响产量14 t，节约稀油126 t，见表2。

(3)结合油藏开发需求，优化生产方式，实施自喷井转大排量抽稠泵14井次，平均单井增油11.7 t/d，降低稀稠比1.7，累计增油3.4×104t，节约稀油7.6×104t。

(4)根据电泵费用73万元/井、抽稠泵费用8.4万元/井测算，替代电泵22口井可减少直接费用1421.2万元；同时电泵日耗电约2 200 kW·h/井，应用大排量抽稠泵可节约40%用电量，日节约用电880 kW·h/井，有效降低能耗。

四、结论

(1)在国际低油价背景下，电泵因耗电量大、检泵费用高及地面维修成本高等问题造成采油效益变差，采油厂需要优选机械举升方式，降低采油成本。

(2)通过改进凡尔球及球座、增加泵筒强度、优化泵挂深度及泵间隙，提高了大排量抽稠泵稠油适应性。

(3)通过提升大排量抽稠泵适应性，现场替代稠油电泵应用22口井，减少直接费用1421.2万元，日节约用电880 kW·h/井，有效降低稠油开采成本，解决了超稠油区抽稠泵无法生产难题。

[1]梅春明,李柏林. 塔河油田掺稀降黏工艺[J]. 石油钻探技术, 2009, 37(1): 73-76.

[2]刘文斌.塔河油田碳酸盐岩油藏稠油举升工艺技术[J].钻采工艺,2007,30(4):59-61，66.

[3]秦飞,金燕林,李永寿,等.塔河稠油电泵掺稀开采系统效率测试分析评价[J]. 特种油气藏, 2012, 19(4): 145-148.

[4]郭忠良,高伟. 70/32大排量抽稠泵研制及其在塔河油田超稠油井中的应用[J]. 石油天然气学报，2012，34(9)：328-330.

[5]刘玉国,杜林辉,梁志艳,等. 83/44侧向进油大排量抽稠泵的研制及应用[J]. 中外能源，2014，19(9)：61-63.