海上热采井同心管射流泵举升对策研究及应用

于法浩，蒋召平，赵 宇，李 越，李海涛

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

对于海上蒸汽吞吐热采井，同心管射流泵注采一体化技术依靠一趟管柱能够实现注热与生产，可大幅降低作业费用及作业时间，具有广阔的应用前景[1-2]。该系统由井下管柱系统及地面工艺系统组成，地面工艺系统起着驱动井下系统稳定工作的重要作用。热采井受注入的高温蒸汽及增效化学药剂的影响，产出液温度较高且含有垢、泡沫、乳化等成分，整体呈复杂流体状态。复杂流体对整个举升系统的平稳运行带来了挑战：1）井液中含垢一方面会堵塞射流泵出口造成产量下降，另一方面会造成泵芯垢卡，影响检换泵作业；2）井液乳化会导致分离器分离效果不佳，分离出的动力液含油易损坏柱塞泵，增加维保费用和工作量。为此，根据同心管射流泵举升特点，立足降低运维投资，制定了泵芯防垢卡、掺液降温、降乳化、确定检换泵时机等一系列举升对策，保证了整个举升系统平稳运行。

1 同心管射流泵举升工艺

同心管射流泵举升系统由井下管柱系统及地面工艺系统组成，如图1所示。井下管柱系统整体为同心双管结构，外管为4.5in（114.3mm）油管，内管为2.063in（52.4mm）小油管。其中，外管底端连接射流泵外筒，小油管底端连接射流泵内筒，集成喷嘴、喉管、扩散管的射流泵泵芯放置在内泵筒内。地面工艺系统整体为闭式循环，主要由专用采油树、动力液分离器、动力液泵等设备组成，具备产出液处理及动力液供给功能。其中，产出液处理由动力液分离器实现，动力液供给由动力液泵实现。

图1 同心管射流泵举升系统示意图

在上述同心管射流泵举升系统下，整个举升及检换泵工艺流程为：

1）举升工艺流程：油气水砂分离器分离出的动力液经过地面柱塞泵的增压进入专用采油树的注入端，流经小油管后到达内筒泵芯内的喷嘴处。高压动力液在喷嘴处产生高速射流，“负压”抽汲井液后在喉管内充分掺混，并经扩散管的增压，通过内、外油管间的小环空返至井口。2）检换泵工艺流程：进行检换泵时，地面柱塞泵将动力液打入内、外油管间的小环空中，依靠动力液压力将射流泵泵芯从内泵筒中起出，并借助液力沿小油管返回至井口。

2 复杂流体下同心管射流泵举升对策

热采井受注入的高温蒸汽及化学药剂的影响，井液除含油、水外，还含有垢、高温、乳化、泡沫等成分，整体呈复杂流体状态。受此影响，举升系统面临射流泵泵芯垢卡、分离器分离效果欠佳、地面柱塞泵配套部件损坏等问题，为保证举升系统平稳运行，需要开展复杂流体下举升对策研究。

2.1 射流泵泵芯防垢卡措施

对于蒸汽吞吐热采井，井液中垢[3-4]的来源主要有：1）单轮次注热时间长达30d，高温蒸汽长时间与管壁接触会导致管壁产生铁锈；2）注入的高温、高压蒸汽会使得地层岩石的胶结强度受到一定的破坏，再加上热采初期地层液对岩石骨架强烈的冲刷，骨架上的泥质或细砂颗粒容易脱落，形成油泥垢；3）高温、高压的环境会加速地层水中Ca-CO3、MgCO3等无机垢生成。某井泵芯结垢情况如图2所示。

图2 泵芯出口处结垢严重

生产过程中，当含垢井液进入射流泵后，由于喷嘴、喉管处流速大、压力小，垢不易沉积；而在扩散管及泵出口处，井液的流速大幅下降、压力大幅上升，促进了垢的沉积。结垢一方面会缩小泵出口的流道，降低热采井的产量；另一方面，结垢会造成泵芯遇卡，大幅提高液力起泵时的泵压甚至导致起泵失败。由于垢样成分复杂，采用化学或物理手段难以取得较好的效果，提出通过起下泵的方法解决泵芯垢卡的问题，并制定了合理的起下泵工作制度，如表1所示。

表1 同心管射流泵合理起下泵芯工作制度

2.2 掺液降温、降乳化措施

蒸汽吞吐热采井因注入高温蒸汽及化学药剂，热采初、中期阶段，产出液的温度较高且存在乳化现象，高温、乳化会增加举升系统地面设备的运行负担，主要体现在：1）高温产出液或动力液易超过分离器及柱塞泵的耐温能力，导致分离器上的电气元件损坏、柱塞泵烧泵；2）乳化会导致分离器分离效果不佳，分离出含油较多的动力液进入柱塞泵，容易造成柱塞泵的泵阀体、盘根、柱塞等部件损坏。掺液是一种低成本、有效的降温、降乳化措施。根据传热原理，选取低温液体对高温产出液进行掺液降温；根据密度差置换原理选取高含水井掺液降低动力液乳化程度，制定的产液流程如图3所示。

图3 同心管射流泵井掺液流程

对于掺液降温工艺（流程为1-2-3-4-5），为了取得较好的降温效果，选择掺入淡化海水（温度一般低于30℃）。淡化海水由平台上的海水泵注入至海水淡化设备中，淡化后的海水存储至海淡罐中，经柱塞泵增压、三通阀门进入目标井的产出液管汇中。根据传热原理[5-6]，不同产出液量及温度下的海淡掺液量计算公式为：

式中：H3为掺液后热焓值，kJ／kg；Q3为掺液后的总液量，m3；H1为产出液热焓值，kJ／kg；Q1为产出液量，m3；H2为海淡的热焓值，kJ／kg；Q2为掺入海淡的液量，m3。

对于掺液降乳化工艺（流程为6-7-8-5），选择与目标井地层配伍性良好的高含水井，并且高含水与目标井的总产液量应低于分离器的处理能力；掺液时观察分离内的液位计压力变化，预防罐内憋压或液体冒出；掺液后，尤其在冬季，通过泄压阀将掺液管线中的液体排空，以防管内结冰。

2.3 检换泵时机确定方法

射流泵的喷嘴与喉管是吸液、排液的关键部件。生产过程中，喷嘴与喉管在井下会长期承受高压动力液高速射流泵的冲蚀作用。尤其是在井液中含有固相颗粒或泡沫时，固相颗粒会造成喷嘴、喉管磨蚀损坏；泡沫在高速射流或高压下破裂会释放较大的机械能，造成喷嘴、喉管发生点蚀破坏。为了确定喷嘴、喉管的更换时间，根据射流泵排液机理[7-8]，绘制了喷嘴、喉管损坏诊断图版，如图4所示。

图4 喷嘴、喉管损坏诊断图版

喷嘴、喉管损坏诊断图版由生产参数诊断和电参数诊断图版构成，图版涉及的参数在热采井生产过程中均会进行监测。射流泵喉管损坏的特征表现为动力液压力、动力液量、电压、电流、频率不变，产液量降低；射流泵喷嘴损坏的特征表现为电压保持不变，动力液压力和产液量降低，动力液量、电流、频率升高。当有以上异常情况发生时，需要进行检换泵。

3 现场应用

LH为一口蒸汽吞吐热采井，该井采用同心管射流泵注采一体化技术进行注热与生产。第四轮次注入温度360℃（蒸汽发生器）的蒸汽6000m3；同时，为了扩大蒸汽的波及面积，注入80m3的高温起泡剂。焖井结束转入热采后，初期见油前，产液量90～120m3／d，产出液温度超过90℃，且含有大量的泡沫和少量的细粉砂；见油后，产液量50～85m3／d，产出液中泡沫量减少，但呈乳状液状态。

为了保证LH井复杂流体井况下举升系统平稳运行，依据同心管射流泵举升对策研究结果，制定了一套LH井举升保障措施：1）热采见油前，按照3天／次起下泵芯以防止垢卡；见油后生产30d起下泵芯1次，若起下顺利，可延长至半年；2）淡化海水的温度为20℃，按照2m3／h的瞬时排量进行掺液降温；3）选择与LH井配伍性良好的高含水井LX进行掺液降乳化，按照全液196m3／d掺入，掺液时间为 8h／d。

按照以上举升保障措施，LH井各次起下泵芯的泵压为2～6MPa，泵芯起下顺利，起出的泵芯基本无垢；产出液掺入海淡后的温度为60℃，设备运转未受到高温的影响；高含水井液的置换效果明显，动力液乳化程度明显降低，如图5所示。整个举升系统平稳运行，大幅降低了现场维保工作量。

图5 LH井举升对策应用效果

4 结论

1）提出了一套复杂流体环境下同心管射流泵举升应对措施，包括泵芯防垢卡措施、掺液降温和降乳化措施及检换泵时机确定方法，提升了举升系统对复杂流体的适应性，降低了现场维保工作量；2）提出的举升对策属于物理或机械方法，虽然取得了较好的应用效果，但考虑到起下泵芯防垢卡影响油井生产，掺液降乳化受限水源，下一步需探索化学方法，促进复杂流体下举升系统运行更为高效；3）随着同心管射流泵技术在海上油田进一步实施，举升系统将面临更为复杂的井况条件，如特／超油、高含气、高含砂井况，举升对策需深入研究，形成一些列举升配套措施，保障系统平稳运行。