稀油作动力液射流泵技术在旅大稠油油田的应用

刘正伟,解广娟,杨 程,张瑞纲

（1.中海油田股份有限公司,天津塘沽300452;2.天津机电职业技术学院,天津红桥300131;3.中海油能源发展监督监理技术公司,天津塘沽 300452）

稀油作动力液射流泵技术在旅大稠油油田的应用

刘正伟1,解广娟2,杨 程3,张瑞纲3

（1.中海油田股份有限公司,天津塘沽300452;2.天津机电职业技术学院,天津红桥300131;3.中海油能源发展监督监理技术公司,天津塘沽 300452）

旅大27-2油田是一个多含油层系,各油组原油黏度差异大。东营组为稀油,地面原油黏度4.8～6.0 mPa·s,适合采用电潜泵开采;而明化镇组稠油油藏地面原油黏度1 052.0～5 369.2 mPa·s,地面原油密度0.968～0.989 g/cm3,常规的电潜泵难以正常开采,若采用常规热采方式开采,将会花费巨大的成本。因此尝试以同一油田的下部东营组稀油作为射流泵的动力液,对上部明化镇两口稠油井选择射流泵试验开采。经对该油田两口稠油井A14h、A15h现场应用,油井产量达到ODP配产,生产稳定。这为该类型油田的后续开发积累了经验。

稀油;动力液;射流泵;稠油;采油工艺

Abstract:Viscosity of crude oil in LD 27-2 oil field was different in different layers.Light oil mainly existed in Dongying formation and viscosity was 4.8 ～ 6.0 mPa·s,and it was produced by electric submersible production.Heavy crude oil existed in Minghuazhen formation and its viscosity was 1 052.0～5 369.2 mPa·s,surface oil density was 0.968 ～ 0.989 g/cm3,so it is difficult to use electric submersible pumps for oil extraction.Therefore,we try to use crude oil in Dongying formation as power fluid to extract oil from Minghuangzhen A14h well and A15h well using jet pump.After field application,oil production was stable and reached ODP production proration,and cost was reduced.This is the first application of jet pump production using light oil as power fluid in offshore heavy oil field and some proposals to improve this technology was also put forward in this paper.

Key words:light oil;power liquid;hydraulic jet pump;heavy oil and oil production

众所周知,海上稠油油田开发难度大,采用的工艺技术应能够适应海上复杂多变的海况、气象,以保证人员和设施的安全,从而保证油田的正常生产[1]。在举升工艺上,同样要求能够根据油田的实际情况,恰当的选用合适的机采方式。

旅大27-2油田是一个多含油层系,各油组原油黏度差异大。该油田下部东营组为稀油,可采用电潜泵开采,但对上部明化镇组稠油油藏不适合。如果采用常规热采方式开采明化镇组稠油油藏,需要热采生产管柱、租用蒸汽吞吐设备等,将花费高额成本。因此尝试以同一油田东营组稀油作为射流泵的动力液,对明化镇组稠油选择射流泵试验开采,稠油黏度将大幅降低,更有利于射流泵举升。经对A14h、A15h两口稠油井进行现场试验应用后,产量稳定,超过ODP配产要求。在旅大27-2油田的首次成功应用为该类型油田的后续开发积累了经验。

1 油藏特点

旅大27-2油田油层深度1 500 m,自下而上依次为东营组、馆陶组和明化镇组,其中明化镇组油藏属于重质稠油油藏。旅大27-2油田属于正常的温度和压力系统,压力系数为1.0,地温梯度为2.6℃/100 m。储集层岩性主要为细—中粒岩屑长石砂岩,颗粒分选中—好。

旅大27-2油田东营组为稀油,地面原油黏度4.8～6.0 mPa·s,采用电潜泵开采;而明化镇组稠油地面原油黏度1 052.0～5 369.2 mPa·s,地面原油密度 0.968～0.989 g/cm3,含蜡量0.68%～18.32%,胶质沥青质 4.31%～45.36%,凝固点 -8～+18 ℃。因此,采用常规的电潜泵机采方式难以正常开采。

2 稀油作动力液射流泵开采旅大27-2稠油油田的应用

2.1 射流泵优选和生产管柱设计[2]

射流泵井下装置包括:射流泵井下机组、封隔器、油管及井口装置;配套地面设备包括:高压泵机组、动力液处理、加热装置、计量仪表等。生产方式为反循环式,即动力液由油套管环空进入射流泵,与地层液体混合后从油管返回到地面生产流程。射流泵工作管柱结构如图1所示。

射流泵工作筒为滑套结构,连通油套管和射流泵,是射流泵动力液从油套环空进入的通道。射流泵靠井下固定装置（锁芯）安装在工作筒（滑套）内,通过钢丝作业和专用投捞工具进行安装和打捞作业。采用反循环式射流泵,更换射流泵喉管和喷嘴时需要进行起下管柱作业或连续油管投捞;对喉管和喷嘴的选取,应根据每口井产能和地面设备情况,对比分析不同尺寸喉管和喷嘴对油井产液量的影响,在固定喉管和喷嘴时,还应考虑不同的环空动力液的注入排量和注入泵压对油井产液量的影响。

图示:1.井下安全阀;2.“X”型滑套（内装射流泵）;3.电子压力计;4.定位密封总成;5.倒角带孔管;6.带孔圆堵;A.顶部封隔器;B.油藏保护阀;C.5-1/2”盲管;D.5-1/2”梯级优质筛管。

2.2 稀油作射流泵动力液技术

2.2.1 所用动力液的技术难点

本文所用动力液的技术难点在于:（1）动力液液体不同。其它油田多采用处理后的污水,而本油田采用的是油田下部油层的稀油,对动力液设计的考虑因素更加细致,如,动力液与地层产液的配伍性问题、混合液乳化问题、黏度问题、动力液指标确定问题等;（2）动力液地面供给处理流程不同,即增压设备、供给设备、处理设备等一系列装置都与其它海上油田及陆上油田不同。

2.2.2 射流泵采用稀油作动力液的工艺要求

在开采明化镇组稠油时,采用东营组产出的稀油,经过井口分离器脱水脱气处理后作为射流泵采油的动力液。稀油动力液注入前所含固体颗粒直径要求小于0.5 mm,体积含量要求小于0.05%。稀油动力液注入前最大限度减少自由气体的含量,并且不含腐蚀性物质。稀油动力液注入时温度不低于45℃、压力不低于12 MPa。动力液供给系统最小注入排量为200 m3/d,且供给系统运转稳定,注入排量及压力恒定,供给系统异常停泵出现几率最小。地面动力液供给系统配置缓冲罐,动力液增压进入每口井前需配备计量装置进行计量。射流泵对动力液水质的要求不高,只要过滤掉机械杂质和除掉细菌即可使用。

射流泵生产采油时,需要较高的吸入压力以防止气穴;由于机械效率较低,所需输入功率比一般水力泵要高;生产中要求动力液量要计量准确,油井产液要计量准确,油井含水要化验准确,否则,将影响油井产量计算的准确性,进而影响油井的动态分析。

2.2.3 动力液地面流程

对于海上油田来说,动力液的存储、供给以及地面机组的配套,都需要安装在采油平台上。旅大27-2油田射流泵使用的动力液为东营组的稀油,与油田注水系统共用一套流程（图2）,经井口管汇分配到每一口射流泵井。每口射流泵井的实际注入量通过针型阀调整,用涡轮式动力液流量计计量,管汇额定压力10 MPa。动力液和注水泵为电机驱动的三缸柱塞泵,共有3台机组（1台为备用）,总排量为1 000 m3/d,总功率为225 kW。在油田实施注水前,3台泵全部向射流泵供动力液。

图2 射流泵采用稀油作动力液地面流程图Fig.2 Flow chart of hydraulic jet pump with light oil as power fluid

2.2.4 动力液的设计

鉴于上述稀油作动力液的工艺要求,需详细研究稠油在不同含水率下的温—黏关系、井筒温度与压力随深度的变化,以便设计出最优的动力液。

（1）选择合适的动力液量与稠油井产液量的体积比

根据参考文献[3]和实验室实验结果,表明旅大27-2油田射流泵所需动力液量与稠油井产液量的体积比选择1∶1,降黏效果较好。

（2）动力液中固体颗粒粒径

据调研结果与实验室研究,对泵举升影响的主要是动力液中固体颗粒含量及大小,推荐颗粒介于喷嘴大小的1/2～1/3之间。

（3）温—黏关系

含水稀油作为动力液对开采过程可能会有两个方面的影响:（1）含水后在某个阶段会增加混合原油的黏度,引起更大压降,增加能耗;（2）在射流泵喷嘴处油水可能有时不均匀引起能量分配不合理。所以,对旅大27-2油田明化镇稠油在不同含水率下的温—黏关系进行分析显得特别重要。

通过对其进行试验分析（图3）,表明含水率40%～70%和小于40%的原油黏度随温度变化明显不同,当温度在50～70℃之间,含水大于40%的原油黏度不到100 mPa·s。根据调查和研究,确定旅大 27-2油田明化镇两口稠油井（A14h、A15h）产液含水小于60%时,选择射流泵试验开采,以热稀油作为动力液;而产液含水大于60%后,改为电潜泵生产。

（4）井筒温度、压力随深度变化

图3 旅大27-2油田明化镇组稠油黏度在不同含水率下随温度变化Fig.3 Curve of variation of viscosity with temperature according to different water cut for Minghuazhen formation heavy oil in LD27-2 oilfield

通过对正常生产中的井筒温度随深度的变化的模拟结果（图4,模拟基础数据见表1）,表明在动力液注入量50 m3/d时,压力呈直线梯度下降,而温度在井深580 m处,出现正常拐点。对上述模拟结果进行计算,目前两口稠油井注入温度至少要保持在用作动力液的稀油的析蜡点5℃以上,注入压力为12 MPa。

图4 井筒温度、压力随深度变化曲线Fig.4 Curve of variation about wellbore temperature and pressure

表1 旅大27-2油田井筒温度模拟计算基础数据Tab.1 Basic data of wellbore temperature simulation for LD27-2 oilfield

（5）动力液设计

根据上述温黏关系和井筒温度、压力随深度的变化的模拟结果,设计了旅大27-1油田的动力液（表2）。

表2 旅大27-2油田动力液设计Tab.2 Result of power fluid design for LD27-2 oilfield

2.3 启泵投产技术

调节采油树油嘴至最大（51 mm）,连接平台压井泵管线至油套环空,利用平台压井泵往环空注入柴油5 m3,注入排量10～20 m3/d,注入压力控制在12 MPa以内;改为注入地热水作为动力液,进行试生产,注入排量为80 m3/d,注入压力为8～12 MPa,根据返排时生产压差调节油嘴;稳定生产后,改为注入稀油动力液转为正式生产。注入液排量为80 m3/d,注入压力为8～12 MPa。

3 采用稀油作动力液射流泵在旅大油田的应用效果

LD27-2-A14h和A15h井ODP配产（产油量）分别为24.7 m3/d和20 m3/d。该油田投产后,两口井实际产油量（不包括东营组稀油）分别为43 m3/d和38 m3/d,目前两口井已稳定生产90天。采用稀油作动力液射流泵采油效果十分明显。

4 结论和建议

（1）旅大油田利用该油田东营组稀油作射流泵的动力液,开采同一油田的另一个层位明化镇组稠油,现场实际应用表明效果良好。

（2）旅大27-2油田射流泵所需动力液量与稠油井产液量的体积比按1∶1,降黏效果较好;影响泵举升的主要因素是动力液中固体颗粒含量及颗粒大小,建议颗粒直径是喷嘴大小的1/2～1/3。

（3）稀油动力液中,对于稀油中固体颗粒大小、含水比例、含气以及稀油与稠油之比等关键参数,还需要做进一步的研究。

（4）稀油作动力液射流泵开采稠油技术可以应用在类似稠油油田。

[1]孙宝全.海上油田水力射流泵采油工艺技术[J].石油机械,2008,10:60-62.

[2]李成见.射流泵在渤海埕北稠油油田的成功应用[J].中国海上油气,2005,17（2）:108-111.

[3]张大椿,唐善法,丁洪坤,等.水力喷射泵举升稠油掺稀比影响因素研究[J].断块油气田,2009,16（4）:92～94.

Technology of hydraulic jet pump using light oil as power fluid in LD heavy oil field

Liu Zhengwei1,Xie Guangjuan2,Yang Cheng3,Zhang Ruigang3

（1.China Oilf ield Services Ltd.,Tanggu300452;2.Tianjin Institute of Electrical and Mechanical Technology,Hongqiao300131;3.Supervision Branch of CNOOC Energy Technology Development Co.,Ltd.,Tanggu300452）

TE345;TE355.5

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.04.076

1008-2336（2010）04-0076-05

2010-06-08;改回日期:2010-07-12

刘正伟,男,1978年生,硕士,现从事海上石油完井相关技术工作。E-mail:liuzw@cosl.com.cn。