基于泵工况参数实时监测系统确立蓬莱油田油井合理套压

刘 军，郭培培，张 兵

（1．中海石油（中国）有限公司蓬勃作业公司，天津 300457；2．康菲石油中国有限公司，北京 100038）

蓬莱油田目前很多单井受泵型、排量等限制，如果要在保证油井稳定运行下进一步挖掘潜能，则应从泵工况各项参数调节入手，其中套压控制是一项非常重要的手段。理论研究和实践经验表明，油井在实际生产过程中存在一个合理的套压区间，电潜泵在该区间能达到最佳工作状态并实现增产。目前确定合理套压大小的方法较多，包括候明明、郭方元等人[1-4]的方法，这些方法得到的合理套压主要是理论计算或者实践经验占主导，现场操作较麻烦，且准确性一般。

目前，蓬莱19-3油田每口单井标配有电潜泵井下工况监测仪，对油井套压、井底流压以及电流等参数都能做到实时监测与分析。笔者分析了这些实时监测的参数，调整对应泵入口气分离效率和泵降级幅度，拟合实测泵吸入口压力，得到实际产量和理论产量下的泵排量，从而计算出泵效；对比不同套压下计算的泵效，分类确定油井合理的套压。

1 参数监测系统及其应用

蓬莱19-3油田使用Zenith传感器来实时监测电潜泵吸入口压力、泵出口压力、泵吸入口和电机温度、电机震动及漏电流情况等[5]，且每口油井均配有一对一变频器系统。因此，在油井实时运行过程中，结合套压、电机电流、扭矩、电压等监测参数，可以准确判断油井的工作状态，及时发现并处理异常工作状态。在实际生产中，油井经常出现不稳定的状态（大多为乳化和气锁），一般采取的方法是升降频、调整破乳剂、调节油嘴控制油压大小等。这类方法的主要原理也是基于观测泵运转的实时数据，改变井筒内流体的流动状态，实现连续稳定流动的效果，从而改善泵效。

图1是典型的泵工况监测实时数据解决乳化的实例。油井一般在含水为25% ～75%时，井筒内的油藏流体可能发生乳化现象[6]。其主要的表现为：井筒内流体流动摩阻急剧增加，油井的泵出口或入口压力、电机温度、电流等均会发生明显上升波动。计算泵出口压力在井筒内的压力梯度，再与正常情况下的压力梯度进行对比，即可判断流体流动状态变化。2015年10月31日，E39ST1井的泵出口压力梯度平均为0.014 MPa/m，超过正常流动时的压力梯度0.01 MPa/m，油管内流体摩阻较大，根据现场取样化验也证实乳化严重。因此，在10月29日至11月2日调整合适的破乳剂用量后，该井生产逐步实现稳定。

图1 E39ST1井实时监测曲线

2 油井套压研究

在正常生产情况下，含水较为稳定的井，泵吸入口以上的油套环形空间流体不会发生流动，由于密度差而发生重力分异，泵吸入口以上的环形空间液柱中基本不含水[7-8]。因此，针对井底流压相对较高的单井，在泵吸入口以上一般存在几百米的不动流体，且基本为纯油和少量气，如果提高套压，可以在短时间内迫使环形空间内的流体进泵，在不产生气锁的前提下，提高泵效。

对不具有实时监测的油井，很难通过理论计算来判断流体流动状态的实时变化[9]，而可根据相关的理论计算泵吸入口以上泡沫流体平均密度和流压[10-11]，但与实际值还存在一定的差距。

基于单井实时监测系统，只需要在现场通过气嘴调节实时监测套压变化，即可获取不同阶段下的各项数据。同时，根据不同套压下的产量和压力数据，得出最佳泵效的工作点及合理的套压。

2.1 泵效计算

表1列举了各种基于井下泵工况实时监测数据输入参数的影响因素，图2是相关计算流程。

表1 泵工况实时监测数据影响因素

一般来讲泵工况实时监测数据都是真实可靠的，对比计算的参数，得出的泵效数据可很好地监测泵在持续运转期间的动态变化。针对泵效突然降低的油井，可根据监测数据及时提出应对措施，避免产量损失。

2.2 套压研究

目前，油田各个平台生产气路管线的压力为1.5～2.1 MPa，平均1.79 MPa。根据油井上线返排流程，油井的平均套压保持与气路管线压力相近。为验证该值是否适合于蓬莱油田大多数油井，基于每个平台每口井的套压，根据上述油井泵效计算的方法，得出油井下泵初期、近期以及高气油比和含水井的泵效（表2）。

图2 实时监测数据的油井泵效计算

可以看出，油井套压保持在气路管线压力附近后，下泵初期的平均泵效可保持在45%以上，显示泵处于较好的工作状态。在运转较长时间后，近期的平均泵效也在40%左右。蓬莱油田所采用的离心泵可处理气液比的能力较高，针对高气油比的井（气油比大于80），其平均泵效也保持在30%左右；部分含水大于90%的油井，统计结果显示泵效也能维持在40%以上。因此，结合文献研究结果和泵效分析，笔者认为蓬莱油田大部分油井将目前的套压维持在气路管线压力附近是合理可行的。

经过长期的生产实践发现，还有一部分井底流压偏高且泵效偏低的油井，仅仅将套压控制在气路管线压力附近是无法满足油井稳定以及井底流压优化的需要的。根据前文油套环形空间内流体的研究，针对蓬莱油田这部分井，采用提高套压的方式迫使泵吸入口以上的流体进泵，取得了明显的效果。

表2 各平台生产动态数据统计

图3显示了井底流压高的井在不同套压下泵效的变化情况，可以看出，这类井的泵效随套压变化符合其他油田类似的规律，即由于套压上升，动液面下降，在某个套压值泵效达到最高值。根据蓬莱油田统计结果，套压一般为2.5 ～3 MPa时，泵效达到最佳，与牛彩云[14]、张益[15]等人的研究成果比较接近。

图3 部分井底流压高的井泵效对比

3 实例应用

根据上述套压研究成果，蓬莱油田套压控制技术主要应用在油井维稳和油井增产两个方面。

3.1 油井维稳

B50ST2井在2016年1月份恢复生后套压不稳，导致该井泵吸入口压力突然上升，且伴随着剧烈波动。观察该井的泵出口压力和电流情况，可以初步断定原因为泵内存在气体。根据软件模拟，泵效从24.3%降低为19%，同时相同频率下的井底流压比稳定状态高近1.4 MPa，平均每天影响产量约15 m3。根据以往的经验，首先采用升降频、调整破乳剂用量或油嘴调整等方法，但均无法实现油井稳定。2016年1月15日采取临时关闭气嘴憋高套压的方式，套压达到3.0 MPa左右的时候，该井泵吸入口压力开始逐渐降低，经过进一步调整气嘴大小，油井逐渐恢复到原来稳定状态。

3.2 油井增产

随着电潜泵在井下运转时间的增加，油井产出液含水、气油比、油品等的变化，经常会导致油井后期大幅提频后井底流压下降幅度很小或没有变化。2016年12月21日至2016年12月25日，对B26ST1井尝试了三次提频，但是井底流压、泵电流做功基本保持不变。经过计算，该井的泵效仅为17%，且泵扬程降级严重。根据上述套压研究，于2016年12月26日，经过几次大幅调整气嘴提高套压，最后在套压达到2.5 MPa左右的时候，井底流压显著降低，实现日增油约20 m3。

表3统计了部分井底流压相对较高的单井，采用套压调整技术，实现日增油约43 m3。统计蓬莱油田井下泵工况运转正常井，平均井底流压为3.0 MPa，其中，高于3.5 MPa的井多达43口。

这类井除根据油藏合理开发需要控制压差之外，相当一部分是无法采用升降频、调整破乳剂用量等方法实现流压优化。目前正在逐步尝试提高套压，并找到最佳泵效的工作点，以达到降低井底流压实现增产的目的。

表3 部分高井底流压井套压调整增油统计

4 结论

（1）通过提高套压的方式，可以在短时间内迫使环形空间内的流体进泵，在不产生气锁的前提下，实现提高泵效的目的。

（2）蓬莱油田大部分油井将目前的套压维持在气路管线压力附近是合理可行的。气体动液面下降，套压上升，在某个套压值时泵效出现最高值。统计发现，部分井底流压偏高的油井套压为2.5 ～3 MPa时，泵效达到最佳。

（3）根据泵工况参数的实时监测数据，调整套压可以维持油井的稳定并实现增产。针对蓬莱油田单井井底流压较高且一直很难优化的井可以尝试提高套压，找到最佳泵效的工作点，降低井底流压，实现油井增产。