基于泵工況參數(shù)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)確立蓬萊油田油井合理套壓

劉 軍，郭培培，張 兵

（1．中海石油（中國(guó)）有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津 300457；2．康菲石油中國(guó)有限公司，北京 100038）

蓬萊油田目前很多單井受泵型、排量等限制，如果要在保證油井穩(wěn)定運(yùn)行下進(jìn)一步挖掘潛能，則應(yīng)從泵工況各項(xiàng)參數(shù)調(diào)節(jié)入手，其中套壓控制是一項(xiàng)非常重要的手段。理論研究和實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)表明，油井在實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中存在一個(gè)合理的套壓區(qū)間，電潛泵在該區(qū)間能達(dá)到最佳工作狀態(tài)并實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)。目前確定合理套壓大小的方法較多，包括候明明、郭方元等人[1-4]的方法，這些方法得到的合理套壓主要是理論計(jì)算或者實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)占主導(dǎo)，現(xiàn)場(chǎng)操作較麻煩，且準(zhǔn)確性一般。

目前，蓬萊19-3油田每口單井標(biāo)配有電潛泵井下工況監(jiān)測(cè)儀，對(duì)油井套壓、井底流壓以及電流等參數(shù)都能做到實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)與分析。筆者分析了這些實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)的參數(shù)，調(diào)整對(duì)應(yīng)泵入口氣分離效率和泵降級(jí)幅度，擬合實(shí)測(cè)泵吸入口壓力，得到實(shí)際產(chǎn)量和理論產(chǎn)量下的泵排量，從而計(jì)算出泵效；對(duì)比不同套壓下計(jì)算的泵效，分類確定油井合理的套壓。

1 參數(shù)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)及其應(yīng)用

蓬萊19-3油田使用Zenith傳感器來(lái)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)電潛泵吸入口壓力、泵出口壓力、泵吸入口和電機(jī)溫度、電機(jī)震動(dòng)及漏電流情況等[5]，且每口油井均配有一對(duì)一變頻器系統(tǒng)。因此，在油井實(shí)時(shí)運(yùn)行過(guò)程中，結(jié)合套壓、電機(jī)電流、扭矩、電壓等監(jiān)測(cè)參數(shù)，可以準(zhǔn)確判斷油井的工作狀態(tài)，及時(shí)發(fā)現(xiàn)并處理異常工作狀態(tài)。在實(shí)際生產(chǎn)中，油井經(jīng)常出現(xiàn)不穩(wěn)定的狀態(tài)（大多為乳化和氣鎖），一般采取的方法是升降頻、調(diào)整破乳劑、調(diào)節(jié)油嘴控制油壓大小等。這類方法的主要原理也是基于觀測(cè)泵運(yùn)轉(zhuǎn)的實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)，改變井筒內(nèi)流體的流動(dòng)狀態(tài)，實(shí)現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定流動(dòng)的效果，從而改善泵效。

圖1是典型的泵工況監(jiān)測(cè)實(shí)時(shí)數(shù)據(jù)解決乳化的實(shí)例。油井一般在含水為25% ～75%時(shí)，井筒內(nèi)的油藏流體可能發(fā)生乳化現(xiàn)象[6]。其主要的表現(xiàn)為：井筒內(nèi)流體流動(dòng)摩阻急劇增加，油井的泵出口或入口壓力、電機(jī)溫度、電流等均會(huì)發(fā)生明顯上升波動(dòng)。計(jì)算泵出口壓力在井筒內(nèi)的壓力梯度，再與正常情況下的壓力梯度進(jìn)行對(duì)比，即可判斷流體流動(dòng)狀態(tài)變化。2015年10月31日，E39ST1井的泵出口壓力梯度平均為0.014 MPa/m，超過(guò)正常流動(dòng)時(shí)的壓力梯度0.01 MPa/m，油管內(nèi)流體摩阻較大，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)取樣化驗(yàn)也證實(shí)乳化嚴(yán)重。因此，在10月29日至11月2日調(diào)整合適的破乳劑用量后，該井生產(chǎn)逐步實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定。

圖1 E39ST1井實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)曲線

2 油井套壓研究

在正常生產(chǎn)情況下，含水較為穩(wěn)定的井，泵吸入口以上的油套環(huán)形空間流體不會(huì)發(fā)生流動(dòng)，由于密度差而發(fā)生重力分異，泵吸入口以上的環(huán)形空間液柱中基本不含水[7-8]。因此，針對(duì)井底流壓相對(duì)較高的單井，在泵吸入口以上一般存在幾百米的不動(dòng)流體，且基本為純油和少量氣，如果提高套壓，可以在短時(shí)間內(nèi)迫使環(huán)形空間內(nèi)的流體進(jìn)泵，在不產(chǎn)生氣鎖的前提下，提高泵效。

對(duì)不具有實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)的油井，很難通過(guò)理論計(jì)算來(lái)判斷流體流動(dòng)狀態(tài)的實(shí)時(shí)變化[9]，而可根據(jù)相關(guān)的理論計(jì)算泵吸入口以上泡沫流體平均密度和流壓[10-11]，但與實(shí)際值還存在一定的差距。

基于單井實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)系統(tǒng)，只需要在現(xiàn)場(chǎng)通過(guò)氣嘴調(diào)節(jié)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)套壓變化，即可獲取不同階段下的各項(xiàng)數(shù)據(jù)。同時(shí)，根據(jù)不同套壓下的產(chǎn)量和壓力數(shù)據(jù)，得出最佳泵效的工作點(diǎn)及合理的套壓。

2.1 泵效計(jì)算

表1列舉了各種基于井下泵工況實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)輸入?yún)?shù)的影響因素，圖2是相關(guān)計(jì)算流程。

表1 泵工況實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)影響因素

一般來(lái)講泵工況實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)都是真實(shí)可靠的，對(duì)比計(jì)算的參數(shù)，得出的泵效數(shù)據(jù)可很好地監(jiān)測(cè)泵在持續(xù)運(yùn)轉(zhuǎn)期間的動(dòng)態(tài)變化。針對(duì)泵效突然降低的油井，可根據(jù)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)及時(shí)提出應(yīng)對(duì)措施，避免產(chǎn)量損失。

2.2 套壓研究

目前，油田各個(gè)平臺(tái)生產(chǎn)氣路管線的壓力為1.5～2.1 MPa，平均1.79 MPa。根據(jù)油井上線返排流程，油井的平均套壓保持與氣路管線壓力相近。為驗(yàn)證該值是否適合于蓬萊油田大多數(shù)油井，基于每個(gè)平臺(tái)每口井的套壓，根據(jù)上述油井泵效計(jì)算的方法，得出油井下泵初期、近期以及高氣油比和含水井的泵效（表2）。

圖2 實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)的油井泵效計(jì)算

可以看出，油井套壓保持在氣路管線壓力附近后，下泵初期的平均泵效可保持在45%以上，顯示泵處于較好的工作狀態(tài)。在運(yùn)轉(zhuǎn)較長(zhǎng)時(shí)間后，近期的平均泵效也在40%左右。蓬萊油田所采用的離心泵可處理氣液比的能力較高，針對(duì)高氣油比的井（氣油比大于80），其平均泵效也保持在30%左右；部分含水大于90%的油井，統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示泵效也能維持在40%以上。因此，結(jié)合文獻(xiàn)研究結(jié)果和泵效分析，筆者認(rèn)為蓬萊油田大部分油井將目前的套壓維持在氣路管線壓力附近是合理可行的。

經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期的生產(chǎn)實(shí)踐發(fā)現(xiàn)，還有一部分井底流壓偏高且泵效偏低的油井，僅僅將套壓控制在氣路管線壓力附近是無(wú)法滿足油井穩(wěn)定以及井底流壓優(yōu)化的需要的。根據(jù)前文油套環(huán)形空間內(nèi)流體的研究，針對(duì)蓬萊油田這部分井，采用提高套壓的方式迫使泵吸入口以上的流體進(jìn)泵，取得了明顯的效果。

表2 各平臺(tái)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

圖3顯示了井底流壓高的井在不同套壓下泵效的變化情況，可以看出，這類井的泵效隨套壓變化符合其他油田類似的規(guī)律，即由于套壓上升，動(dòng)液面下降，在某個(gè)套壓值泵效達(dá)到最高值。根據(jù)蓬萊油田統(tǒng)計(jì)結(jié)果，套壓一般為2.5 ～3 MPa時(shí)，泵效達(dá)到最佳，與牛彩云[14]、張益[15]等人的研究成果比較接近。

圖3 部分井底流壓高的井泵效對(duì)比

3 實(shí)例應(yīng)用

根據(jù)上述套壓研究成果，蓬萊油田套壓控制技術(shù)主要應(yīng)用在油井維穩(wěn)和油井增產(chǎn)兩個(gè)方面。

3.1 油井維穩(wěn)

B50ST2井在2016年1月份恢復(fù)生后套壓不穩(wěn)，導(dǎo)致該井泵吸入口壓力突然上升，且伴隨著劇烈波動(dòng)。觀察該井的泵出口壓力和電流情況，可以初步斷定原因?yàn)楸脙?nèi)存在氣體。根據(jù)軟件模擬，泵效從24.3%降低為19%，同時(shí)相同頻率下的井底流壓比穩(wěn)定狀態(tài)高近1.4 MPa，平均每天影響產(chǎn)量約15 m3。根據(jù)以往的經(jīng)驗(yàn)，首先采用升降頻、調(diào)整破乳劑用量或油嘴調(diào)整等方法，但均無(wú)法實(shí)現(xiàn)油井穩(wěn)定。2016年1月15日采取臨時(shí)關(guān)閉氣嘴憋高套壓的方式，套壓達(dá)到3.0 MPa左右的時(shí)候，該井泵吸入口壓力開始逐漸降低，經(jīng)過(guò)進(jìn)一步調(diào)整氣嘴大小，油井逐漸恢復(fù)到原來(lái)穩(wěn)定狀態(tài)。

3.2 油井增產(chǎn)

隨著電潛泵在井下運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)間的增加，油井產(chǎn)出液含水、氣油比、油品等的變化，經(jīng)常會(huì)導(dǎo)致油井后期大幅提頻后井底流壓下降幅度很小或沒有變化。2016年12月21日至2016年12月25日，對(duì)B26ST1井嘗試了三次提頻，但是井底流壓、泵電流做功基本保持不變。經(jīng)過(guò)計(jì)算，該井的泵效僅為17%，且泵揚(yáng)程降級(jí)嚴(yán)重。根據(jù)上述套壓研究，于2016年12月26日，經(jīng)過(guò)幾次大幅調(diào)整氣嘴提高套壓，最后在套壓達(dá)到2.5 MPa左右的時(shí)候，井底流壓顯著降低，實(shí)現(xiàn)日增油約20 m3。

表3統(tǒng)計(jì)了部分井底流壓相對(duì)較高的單井，采用套壓調(diào)整技術(shù)，實(shí)現(xiàn)日增油約43 m3。統(tǒng)計(jì)蓬萊油田井下泵工況運(yùn)轉(zhuǎn)正常井，平均井底流壓為3.0 MPa，其中，高于3.5 MPa的井多達(dá)43口。

這類井除根據(jù)油藏合理開發(fā)需要控制壓差之外，相當(dāng)一部分是無(wú)法采用升降頻、調(diào)整破乳劑用量等方法實(shí)現(xiàn)流壓優(yōu)化。目前正在逐步嘗試提高套壓，并找到最佳泵效的工作點(diǎn)，以達(dá)到降低井底流壓實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)的目的。

表3 部分高井底流壓井套壓調(diào)整增油統(tǒng)計(jì)

4 結(jié)論

（1）通過(guò)提高套壓的方式，可以在短時(shí)間內(nèi)迫使環(huán)形空間內(nèi)的流體進(jìn)泵，在不產(chǎn)生氣鎖的前提下，實(shí)現(xiàn)提高泵效的目的。

（2）蓬萊油田大部分油井將目前的套壓維持在氣路管線壓力附近是合理可行的。氣體動(dòng)液面下降，套壓上升，在某個(gè)套壓值時(shí)泵效出現(xiàn)最高值。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，部分井底流壓偏高的油井套壓為2.5 ～3 MPa時(shí)，泵效達(dá)到最佳。

（3）根據(jù)泵工況參數(shù)的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，調(diào)整套壓可以維持油井的穩(wěn)定并實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)。針對(duì)蓬萊油田單井井底流壓較高且一直很難優(yōu)化的井可以嘗試提高套壓，找到最佳泵效的工作點(diǎn)，降低井底流壓，實(shí)現(xiàn)油井增產(chǎn)。