低渗油藏小排量深井举升工艺研究及试验

薛 瑾

(中国石油新疆油田公司工程技术研究院)

随着玛湖10×108t特大型油田的发现，玛湖地区将成为未来新疆油田油气开发的重要区域，主要含油层系三叠系百口泉组埋深为2 812～3 920 m，渗透率0.35 mD，属于低渗储层。近几年，先后在该区域开发了玛2、玛18等区块，为降低钻完井成本，采用Ø127 mm、Ø139.7 mm套管完井。生产井主要采用压裂后自喷的方式投产，产量递减很快。玛2井区7口试验井初期油井产油量13.1 t/d，投产前3个月日产油递减率0.4%～2.2%。转机抽后采用有杆泵进行生产，平均下泵深度2 500 m，由于地层供液不足，5口井采用间抽生产，问题较为突出。同时，冲程损失大，平均泵效仅有24.6%，平均系统效率仅为12.3%，呈现出“液面、泵效、系统效率、产量”均较低的“四低”特点，开发效益差。

目前，国内辽河、青海、胜利等油田均开展了深井举升工艺技术的研究[1-4]，以采用有杆泵为主，满足了泵挂深度≤4 000 m的要求，但存在系统效率和泵效较低以及杆柱偏磨问题，仍然需要完善配套技术。中原油田试验了30 m3/d的电潜离心泵深抽技术[5]，下泵深度达到了3 000 m，解决了有杆泵应用于深井杆柱偏磨、杆断等难题，但对于产量较低特别是产量≤10 m3/d的油井，却无法应用电潜离心泵。本文根据玛湖区块埋藏深、产量低的特点，在国内首次开展了电潜柱塞泵无杆深抽工艺研究及试验，解决了有杆泵在深抽中存在的一些问题，验证了无杆泵相对于有杆泵在深井举升中的优势，取得了良好的试验效果。

一、技术分析

1. 总体技术方案

电潜柱塞泵的下入深度受抽油泵的结构强度、油管强度、直线电机额定载荷的影响，套管尺寸决定了的工具设计和选型，也是影响下入深度的因素。国内油田多采用API油管，具有成熟的产品系列，深井举升条件下需要采用高钢级油管，并对油管强度进行校核。直线电机也已形成了产品的系列化，小规模试验受经济因素影响不能根据需要研发直线电机，只能选用现有成熟产品。因此，为提高抽油泵结构强度，满足深井举升的需要，抽油泵采用插入式结构从而改变了泵筒的受力方式[6]，大大增加了下泵深度。通常情况下，抽油泵和油管的强度足够，直线电机的载荷决定了抽油泵的下入深度。投捞式电潜柱塞泵举升管柱结构如图1所示。

抽油泵上端设计有油管密封、定位的装置和抽油泵可打捞结构，下端设计了与直线电机动子对接和脱开的装置。生产时从油管下入抽油泵，然后将抽油泵与油管锚定、坐封，启动电机对接动子和柱塞，即可正常抽油；在需要检泵时，用抽油杆下入打捞器提出抽油泵，无需提出其他工具，大大提高了检泵作业效率。

图1 投捞式电潜柱塞泵举升管柱

2. 举升载荷计算方法

目前，未见有电潜柱塞泵举升载荷的计算模型和方法公开报道。投捞式电潜柱塞泵的主要结构包括直线电机和柱塞泵，参考常规有杆抽油泵的载荷计算组成，举升载荷主要有液柱载荷、液柱与油管摩擦载荷、柱塞与泵筒半干摩擦力、惯性载荷。上行程时，游动阀关闭、固定阀打开，液柱作用在柱塞上，此时电机上作用最大载荷。定义最大举升载荷计算方法为:

p=Appd-(Ap-Ard)ps+Ff+F惯

(1)

式中:Ap—柱塞横截面积，m2；pd—泵的排出压力，Pa；Ard—柱塞杆横截面积，m2；ps—泵的沉没压力，Pa；Ff—柱塞与泵筒之间的摩擦力，N；F惯—液柱的惯性力，N。

(2)

式中：Lp—柱塞长度，m；D—柱塞直径，m；Δp—柱塞上下压差，Pa；δ—柱塞与泵筒的径向间隙，m；μ—流体黏度，Pa·s；νp—柱塞的运动速度，m/s；ε—偏心比，与柱塞泵的精度有关，ε=e/δ，e—柱塞与柱塞泵内径的偏心距。

(3)

式中:α—柱塞运动的加速度，m/s2；F液—液柱的静载荷，kN。

下行程时，泵游动阀关闭、固定阀打开，此时沉没压力作用在柱塞上，直线电机承受载荷最小。定义最小举升载荷计算方法为:

p=(Ap-Ard)ps-Ff

(4)

对不同泵径、不同泵挂深度的举升载荷进行了计算，结果见表1。

表1 不同条件下举升载荷计算

3. 泵筒受力分析

由于泵筒采用上部自由悬挂的方式固定，工作时泵筒所承受的载荷主要有内压、外压po、自重、浮力以及柱塞、液流对泵筒内壁的摩擦力。自重、浮力及摩擦力可忽略不计。柱塞下行时，密封定位装置以上的泵筒部分，在外压(数值等于pi)与内压(数值等于po)作用下产生径向收缩；柱塞上行时，密封定位装置以下的泵筒部分在内压pi、外压po作用下产生径向膨胀[7]。

泵筒内压计算方法：

pi=ρgh+pb+Δp

(5)

式中：pi—泵筒内压力，Pa；ρ—液体密度，kg/m3；g—重力加速度，m/s2，数值取9.8；h—泵下深，m；pb—井口油压，Pa；Δp—摩擦压降，Pa。

泵筒所受的外压与抽油泵的沉没度有关，按公式(6)计算：

p0=ρgΔh

(6)

式中：Δh—抽油泵沉没度，m。

泵筒材料为35CrMo，考虑极端情况外压取0 MPa，对泵筒在上、下行程中的受力进行分析，结果见表2。

计算结果表明，采用顶部自由悬挂方式，Ø32 mm和Ø38 mm抽油泵泵筒强度完全能够满足≤5 000 m深井举升要求。

4. 下泵深度设计

在确定不同下泵深度时的举升载荷以及抽油泵可下入深度以后，针对目前区块采用Ø139.7 mm套管条件下，可以选用的直线电机型号有WFQYDB-114-660-(22～35)和WFQYDB-114-1140-(30～50)，外径均为114 mm；根据普遍产量低于10 m3/d条件，配套采用Ø32 mm或Ø38 mm抽油泵。考虑油管重量及动力电缆重量，需要对油管的可下入深度进行计算。最终，综合考虑抽油泵强度、直线电机举升力、油管强度以及油藏条件等因素，确定了不同抽油泵的极限下入深度，结果见表3。

表2 不同泵挂深度条件下泵筒受力

表3 极限下泵深度计算

二、现场应用情况

1. 应用实例及生产效果

2017年12月至今，先后在Ø139.7 mm套管试验3口井。采用的直线电机型号为WFQYDB-114-1140-(30～50)，推力为35 kN；采用Ø32 mm×1.23 m抽油泵，理论排量11.4 m3/d。试验井生产数据见表4。

表4 生产数据表

最深泵挂深度达到3 503.4 m，平均深度3 477 m，平均产液量4.57 m3/d，平均泵效80.3%，与该区块抽油机井泵挂2 500 m相比，大大加深了泵挂，保证了油井的连续生产，取得了较好的试验效果。

2. 节能效果分析

为对比该技术相对于游梁式有杆泵的节能效果，2018年12月对Ma1303井进行了节能效果测试，结果见表5。

表5 节能效果测试对比

由表5可以看出，与原来该井的游梁式有杆泵相比，电机功率因数提高了111.6%，系统效率提高了95.6%；产液单耗降低了64.79%；百米吨液单耗下降了47.7%。节能率为47.7%，节能效果显著。

三、结论及建议

(1)国内首次开展了无杆柱塞泵深井举升试验，满足了相关区块Ø139.7 mm套管中泵挂深度≤3 500 m、排量≤10 m3/d的现场技术需求，为同类型油井的开采提供了技术借鉴。

(2)解决了有杆泵深井举升系统效率低、泵效低以及管杆偏磨、断脱问题。

(3)研究外径≤94 mm以及推力≥60 kN直线电机以及配套工具，满足Ø127 mm小井眼深井举升和大排量油井进一步加深泵挂的需求。