稠油機(jī)采井泵深與摻稀混配點(diǎn)分離設(shè)計(jì)及應(yīng)用

杜林輝，梁志艷，蔣 磊，程 婷，王磊磊

(中石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830011)

引 言

塔河油田采油二廠主要為碳酸鹽巖縫洞型稠油油藏，采用摻入稀油降黏方式生產(chǎn)［1－4］。一般將泵下至黏溫拐點(diǎn)深度以下，泵深平均達(dá)到2744 m。生產(chǎn)中存在有桿泵抽油桿脫扣、斷裂現(xiàn)象嚴(yán)重［5－6］，稠油電泵運(yùn)行壽命短，躺井率高［7－8］，以及現(xiàn)有抽稠泵及電泵難以滿(mǎn)足黏溫拐點(diǎn)(3500 m)以下原油舉升需求的問(wèn)題。為有效解決上述問(wèn)題，提出了有桿泵及電泵泵掛深度與摻稀配點(diǎn)分離設(shè)計(jì)的方法，即下移摻稀混配點(diǎn)深度和上提泵掛深度。通過(guò)下移摻稀點(diǎn)，提高稀稠油混配溫度，延長(zhǎng)混配時(shí)間，達(dá)到節(jié)約稀油、提高電泵散熱效果和運(yùn)行壽命的目的;通過(guò)上提泵掛，進(jìn)一步改善抽稠泵井的桿柱受力狀況［9－12］，降低電泵機(jī)組處環(huán)境溫度及壓力，達(dá)到降低機(jī)采井稠井率的目的。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況表明，該方法能有效改善泵受力狀況及工況環(huán)境，提高運(yùn)行壽命，在稠油井舉升中具有極大的推廣應(yīng)用價(jià)值。

1 分離設(shè)計(jì)方法

1.1 抽稠泵泵下加深分離

1.1.1 工作原理

直接在抽稠泵下部連接加長(zhǎng)尾管，將稀稠油混配點(diǎn)下至原油黏溫拐點(diǎn)深度以下，以提高稀稠油混配溫度，延長(zhǎng)混配時(shí)間，改善混配效果，同時(shí)上提泵掛深度，降低桿柱載荷，改善桿柱受力狀況，最終達(dá)到降低有桿泵井故障異常率和躺井率的目的。

1.1.2 結(jié)構(gòu)

常規(guī)串聯(lián)式抽稠泵受下泵筒影響，抗拉強(qiáng)度較小，下部可連接的尾管長(zhǎng)度較短，難實(shí)現(xiàn)泵下加深分離。因此，對(duì) ?83/44、?70/32、?70/44、?56/38型抽稠泵進(jìn)行了改進(jìn)，提高抽稠泵泵筒強(qiáng)度，以加長(zhǎng)尾管，實(shí)現(xiàn)泵下加深分離的目的。

具體改進(jìn)措施為:在原來(lái)上泵筒及下泵筒連接部位設(shè)置過(guò)橋裝置，連接在上泵筒下部;在過(guò)橋裝置下連接抗拉強(qiáng)度更高的過(guò)橋管，替代強(qiáng)度低的下泵筒，連接泵下部尾管;下泵筒連接在過(guò)橋裝置上，與下柱塞配合起間隙密封作用，不再承受下部尾管拉力。具體結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖1。

1.1.3 技術(shù)參數(shù)

改進(jìn)后抽稠泵泵筒承重平均達(dá)38.8 t，較改進(jìn)前增加20.8 t;平均可承載尾管長(zhǎng)度達(dá)1089 m，較改進(jìn)前增加842 m。按泵掛深度2400 m計(jì)算，摻稀混配點(diǎn)深度可下至3395～3638 m(表1)。

1.1.4 優(yōu)缺點(diǎn)

(1)優(yōu)點(diǎn)。作業(yè)簡(jiǎn)單，適用范圍廣，安全性高;可實(shí)現(xiàn)1000 m尾管加深目的，提高稀稠油混配溫度20℃，延長(zhǎng)混配時(shí)間0.9～3.6 h(按30～120 m3/d產(chǎn)量計(jì)算);可以降低抽稠泵井異常故障率，提高檢泵周期，降低采油成本;可以機(jī)械舉升動(dòng)用原油黏溫拐點(diǎn)(3500 m)以下超稠油儲(chǔ)量。

圖1 常規(guī)抽稠泵改進(jìn)前后結(jié)構(gòu)示意圖

(2)缺點(diǎn)。抽稠泵泵筒承受下部尾管拉力，處于拉伸狀態(tài)，且在上、下行過(guò)程中受力不同，處于交變拉伸狀態(tài)，將影響抽稠泵使用壽命。

1.2 電泵尾管懸掛分離

1.2.1 工作原理

尾管懸掛分離是應(yīng)用電泵加裝尾管裝置，將電泵機(jī)組下入尾管裝置中，然后通過(guò)變徑導(dǎo)向頭在尾管裝置下部連接一定數(shù)量油管，使稀稠油混配點(diǎn)下移，以提高稀稠油混配溫度，延長(zhǎng)混配時(shí)間，提高稀稠油混配效果。

1.2.2 結(jié)構(gòu)

稠油電泵尾管懸掛裝置主要包括2個(gè)部分:一是用于懸掛電泵及尾管的部分，包括護(hù)罩接頭、套管及導(dǎo)向頭;二是過(guò)電纜密封部分，包括唇形密封、墊圈、密封墊圈及壓緊螺釘。

表1 抽稠泵泵筒強(qiáng)度改進(jìn)前后對(duì)比

該裝置主體結(jié)構(gòu)采用?177.8 mm套管制作，下部通過(guò)導(dǎo)向頭與?88.9 mm油管連接，上部通過(guò)?177.8 mm套管接箍及護(hù)罩接頭將?177.8 mm套管與?88.9 mm油管連接，其護(hù)罩接頭一側(cè)采用中空裝置用于過(guò)小扁電纜，上部采用耐高溫抗硫化氫AFLAS材質(zhì)制作的唇形密封進(jìn)行密封，下部采用壓緊螺釘、4組墊圈及3組AFLAS材質(zhì)密封墊圈實(shí)現(xiàn)密封(圖2、3)。

1.2.3 技術(shù)參數(shù)

該電泵尾管裝置主要技術(shù)指標(biāo):耐溫150℃以上;耐壓35 MPa以上;承重100 t以上。

1.2.4 優(yōu)缺點(diǎn)

(1)優(yōu)點(diǎn)。結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，易加工，適用范圍廣;可實(shí)現(xiàn)2000 m以上的尾管懸掛，提高稀稠油混配點(diǎn)溫度至40℃以上(溫度梯度約為0.02℃/m)，延長(zhǎng)稀稠油混配時(shí)間0.9～4.4 h(按50～250 m3/d產(chǎn)量計(jì)算);在改善稀稠油混配效果的基礎(chǔ)上，對(duì)降低電泵井異常率、故障率及提高檢泵周期有明顯的積極作用;可以機(jī)械舉升動(dòng)用原油黏溫拐點(diǎn)(3500 m)以下、黏度為100×104mPa·s以上的超稠油儲(chǔ)量。

圖2 電泵尾管懸掛管柱結(jié)構(gòu)示意圖

圖3 電泵尾管懸掛裝置結(jié)構(gòu)示意圖

(2)缺點(diǎn)。尾管懸掛裝置在作業(yè)時(shí)受井口通徑限制需拆裝井口，延長(zhǎng)了作業(yè)時(shí)間，并且給井控安全帶來(lái)了一定風(fēng)險(xiǎn);電泵尾管懸掛裝置受多級(jí)離心泵截流影響，一旦摻稀失敗，稠油上返，難以正注稀油處理通油管，必須進(jìn)行檢泵作業(yè)。

2 應(yīng)用效果

2.1 泵下加深應(yīng)用效果

截至2013年底，泵下加深分離方法共計(jì)應(yīng)用81井次，平均泵掛深度上提304 m，平均混配點(diǎn)深度加深475 m，平均單井日產(chǎn)油增加3.1 t/d，稀稠比下降0.75。

2.2 尾管懸掛應(yīng)用效果

截至2013年底，尾管懸掛分離方法已應(yīng)用13井次，日產(chǎn)油增加217 t/d，平均稀稠比下降2.60。其中針對(duì)原油黏溫拐點(diǎn)深的超稠油注水替油自噴井轉(zhuǎn)抽應(yīng)用8井次，日增油154 t/d，稀稠比下降4.46;針對(duì)混配效果差、稀稠比高、頻繁停產(chǎn)電泵井應(yīng)用5井次，日增油63 t/d，稀稠比下降1.06。

3 結(jié)論及認(rèn)識(shí)

(1)泵掛深度與摻稀混配點(diǎn)分離設(shè)計(jì)是以改善稀稠油混配效果及桿柱受力狀況、改善電泵機(jī)組工作環(huán)境為手段，達(dá)到降低機(jī)采井異常故障率，提高檢泵周期，節(jié)約稀油用量，減少產(chǎn)量損失，提高超稠油儲(chǔ)量動(dòng)用程度的目的。

(2)稠油電泵尾管懸掛分離主要應(yīng)用于超稠油機(jī)械舉升及摻稀混配效果差、頻繁停產(chǎn)的電泵井，該裝置能夠有效提高稀稠油混配效果，節(jié)約稀油用量，并且對(duì)改善泵況，提高電泵運(yùn)行壽命有積極作用。

(3)抽稠泵泵下加深分離設(shè)計(jì)應(yīng)用效果表明:平均稀稠比下降0.75，說(shuō)明稀稠油混配效果得到提升;平均泵掛深度上提304 m，有效降低了桿柱載荷，改善了桿柱受力狀況。

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