海上采油方式适用性比较及优化对策

马德冰 朱金明 李新东

摘要：由于环境原因，海上油田的开发不同于陆上，其技术含量高、工艺难度大、操作维护困难、投资规模大。从整体效益出发，对埕岛油田这类边际油田的开发，作为一个系统工程，不可能细分层系、不可能多次调整、更不可能反复作业。因此，对不同区块、不同生产能力的油井，采用合理采油方式，尽可能充分发挥地层的生产能力，延长油井免修期，具有十分重要的现实意义。

关键词：海上油田；采油方式；适用性比较；免修期

海上埕岛油田1992年投入开发。埕岛油田既有背靠大陆的优势，又有海上油田的特征。埕岛油田位于晚第三系埋北低凸起的东南端，西南有大断层与煌北凹陷相连接，南东接桩东凹陷，北东与渤中凹陷呈现超覆接触，具有长期发育、多层结构的构造背景，发育着多种类型的圈闭和广泛分布的储集层。本文以埕岛油田油藏特征和海上条件为基础，阐述了采油方式选择的原刻，分析了各种采油方式对海上采油的适应程度，从而确定以自喷和人工举升（电潜泵、螺杆泵）相结合的采油方式。近年来，投产井生产实践证明，垠岛油田采油方式是正确的，它的成功实践为浅海油田开发提供了可供借鉴的经脸。

1 基本生产条件

1.1 油井条件

埕岛油田采取建设中心动力平台，配套辅助简易卫星采油平台的布署方案，每个简易卫星采油平台采用大密度丛式井组，各井均采用直一增一稳的三段井身剖面。垂直深度一般为1500-1700m，造斜点500-700，最大井斜为57。，最大狗腿度达6.67。/30m，油层套管?177. 8mm，表层套管必339.7mm。为保护油层和发挥油层的潜在生产能力，采用高密度油管传输平衡方式射孔，并采用机械防砂方式进行先期防砂，以防止地层砂的迁移。

1.2 地面条件

埕岛油田具有背靠大陆之优势，采用海底电缆和海底管线的方式进行地面动力供给和原油输送，减少了平台面积，增加了单井生产时间。每个星采油平台根据钻井平台的不同，各井组地面（平台）井口距离为2m×2m或2m×3m，井口平台面积和生产控制平台的面积均受到严格限制，以降低海上建设成本。各井组平台均有配套的生产控制平台对各种生产参数进行集中管理。

2 采油方式选择

2.1 采油方式选择原则。尽可能发挥地层的产能从埕岛油田的地层特征可看出，在油田开发初期，油井都具有一定的自喷能力，油层物性较好的东营组和中生界油藏具有较长的自喷期。经地层动态分析，埋岛油田的自喷期预计为：东营组、中生界2-3年，馆陶组1年左右（古生界目前仍在进一步勘探中）。对于高产能的油井，要优化自喷设计参数，充分发挥地层的产能，延长自喷周期。

2.2 搞好接替，适时转换采油方式在开采过程中，随着采出程度、综合含水的上升和地层能量的下降，必须不失时机地转换采油方式，用人工举升方式接替。选择技术上安全可靠、适应性强、成熟配套的人工举升方式，实施一次性管柱投产，以减少作业工作量，提高整体开发效益。

2.3 人工举升方式的确定要考虑综合因素海上油田人工举升方式不仅受到油藏条件、油井条件、地面（平台）条件的制约，而且还要受效益和管理要求的制约，具体为：（1）适应海上平台丛式井组各种井况的要求；（2）设备占地面积小、重量轻；（3）单井产量满足地质配产要求；（4）适应地层性质要求，免修期长，维护费用低；（5）操作管理简单，易实现自动化管理；（6）技术上安全可靠，操作方便、投资少；（7）满足环境保护要求。

3 举升方式选择

3.1水力喷射泵。水力喷射泵井下结构简单，无运动件，工作参数易调，适应性强，日常维护方便。但泵效较低，地面设备庞大，平台水处理工作量大。地面（平台）高压管汇工作时会引起平台震动，对平台及人身都存在不安全因素，不易自动控制。这对地处黄河入海口处的埕岛海上采油平台来说，大量应用是不现实的。另外，水力喷射泵目前的无故障检泵周期仅2-6个月。埕岛油田地层胶结疏松，随着油井含水的上升，泵工作环境将不断恶化。因此，从操作成本和效益上看，使用水力喷射泵也不可取。

3.2 气举。气举采油首先必须具有充足的气源。而埕岛油田气油比小于34m3 /t，单井伴生气日产量小于1200m'。气举地面设备较多，包括高压压缩机系统、配气系统、回收气处理系统等，占地面积大，安全要求高，维护工作量大，管理难度大。在油井高含水期和斜井中气举，天然气分离效率低，滑脱损失严重，还有可能形成油气乳化的水化物。因此，气举采油也不适合埕岛油田的生产条件。

3.3 电潜泵。电潜泵的主要特点是排量大，地面设备简单，占地面积小（地面设备占地不足1.5 m2），重量轻（不足1.5t），便于集中控制和自动化管理。高含水期，电潜泵的提液效果更为显著。因此，电潜泵比较适合海上平台丛式井组采油是目前国内外海上油田使用最广泛的一种人工举升方式。埕岛油田馆陶组油藏渗透性好、供液能力强、井浅、井温低、气油比小、井液无腐蚀介质，是电潜泵采油比较理想的工作环境。将电潜泵用于较高产能井的提液，可稳定生产，获得较高的产油量。

3.4 螺杆泵。地面驱动螺杆泵同深井泵一样，属于有杆抽油系统，只是驱动方式和运动方式不同。在大斜度定向井中，同样存在抽油杆与井壁之间的摩擦问题，泵挂深度受到限制。但由于螺杆泵机组具有体积小、结构简单、重量轻、安装方便、占地面积小、易于管理、节能高效等特点，特别适宜稠油井、出砂井的原油举升，在陆上油田应用较多。对埕岛油田类边际稠油油田，同样具有较好的适应性。为改善其工况，延长检泵周期，除了其它配套措施外，要把泵挂深度控制在井斜小于25。的范围内。自喷采油是最简单、经济的举升方式。对于人工举升，文献[3]提供了三种抽油系统的投资及举升成本曲线，见图1。

通过对比分析电潜泵、水力活塞泵和螺杆泵三种采油方式的投资及举升成本，结合埋岛油田地质特征和地面（平台）条件：①当泵挂深度大于或等于1 200m，排量为35m3/d时，三种泵的投资比较接近；②当排量为56m3/d时，电潜泵投资最少；③當排量大于70m3/d时，电潜泵抽油的单位成本最低，它是采出体积的函数。由图2可看出，螺杆泵采油的吨液举升成本低于有杆泵（深井泵）和电潜泵，在排量不大于70m3/d时，具有较好的经济效益，检泵周期达到1年以上。电潜泵抽油方式吨液成本较高，宜用于超过螺杆泵排量范围的油井。随着排量的增大，吨液成本逐渐下降。因此，电潜泵采油工艺在高产井和油井高含水期大排量提液是有效和经济的。

采油方式的确定综上分析，埕岛油田的采油方式确定采用自喷采油和人工举升采油相结合的方式。对于地层能量充足的井，采用自喷方式投产；对于有一定自喷能力的油井，下电潜泵或螺杆泵一次管柱投产；对于低产能的油井，下螺杆泵采油。

（作者单位：胜利油田海洋采油厂海三采油管理区）