携排砂采油系统在大港油田的应用

2011-11-16韩启清孙福山高维刚李莉李少浦大港油田公司采油工艺研究院

石油石化节能 2011年7期

韩启清孙福山高维刚李莉李少浦（大港油田公司采油工艺研究院）

携排砂采油系统在大港油田的应用

韩启清孙福山高维刚李莉李少浦（大港油田公司采油工艺研究院）

携排砂采油系统是根据水力射流原理，通过特殊的井下工艺设计，将注入井内的高压动力液的能量传递给井下油层产出液的排砂采油装置，由于携排砂采油装置具有阻止地层砂沉降，可使地层砂能够顺利排出地面的功能，所以适合于西46-20等疏松砂岩油藏的油井井筒举升，可有效消除或减少有杆泵举升工艺大斜度井杆管柱偏磨以及油层出砂对油井生产的影响。通过优化井筒工艺和地面工艺配套，该技术在西46-20井的应用取得良好效果，达到了节能降耗、保持油井正常生产的目的，为大港油田疏松砂岩油藏大斜度井举升提供了有效技术手段，为一些受地表环境限制无法动用的储量区块得到开发提供了新思路。

疏松砂岩携排砂流速水力泵同心管节能

1 概述

大港油田的港东、港西、羊三木等油田是典型的疏松砂岩油藏，由于受到地表条件和环境保护要求的限制，近年来水平井和大斜度井呈逐年增多的趋势，特别是低产液大斜度井和浅层出砂井的不断出现，应用常规机械采油工艺[1]（抽油机有杆泵、潜油电泵、螺杆泵等主体工艺）已经不能解决油井的正常生产问题，例如：水平井多采用割缝筛管完井，挡砂效果不稳定，油井出砂后无有效的应对措施；采用套管完井的大斜度井采用现有防砂工艺有效率低，导致砂卡、砂埋的情况频繁发生；传统机械采油方式使油井杆、管、泵磨蚀严重，导致作业成本增加[2]。

2006年投产的西46-20井是港西油田的新钻评价井，投产后始终未达到正常连续生产的目的，自2008年8月以来处于停产状态。造成停产的原因是：

1）地层出砂严重。2008年3月至2008年7月的153 d时间内，多次转换电泵、螺杆泵等生产方式，共检泵作业4次，最长工作时间仅为89 d，其原因均为砂埋油层，累计砂柱高度1 028.98 m、冲出砂量12.4 m3、折算砂面平均上升速度6.7 m/d，最高达到了36.6 m/d。由于油层胶结疏松、细粉砂含量高、泥质含量高等难题制约，防砂难度大，有效期短。

2）大井筒复杂程度高，举升工艺配套难度大。该井为1口浅造斜大斜度井，造斜点深度212.26 m、最大井斜84°（深度：斜1 366.27 m/垂926.78 m）、最大全角变化率4.87°/30 m（深度：斜1 433.85 m/垂936.09 m）、油层处井斜79.58°、水平位移1 239.79 m。

3）目前生产层明二5油层产液量低。日产液6.10 m3，日产油3.01 t，分析认为砂埋是造成油层供液能力差的重要原因。

因此，举升工艺能否满足需要成为疏松砂岩和特殊地貌油田储量能否动用的关键环节。为了解决出砂油藏油井生产管理中存在的频繁砂卡砂埋、杆管摩擦加剧、泵效低甚至无泵效等突出矛盾，有必要引进特别适用于低产液大斜度井和浅层出砂井开采的采油工艺新技术。

2 携排砂采油技术的原理和特点

2.1 技术原理

该技术根据水力射流原理，通过特殊的井下工艺设计，将注入井内的高压动力液的能量传递给井下油层产出液的排砂采油装置，由于携排砂采油装置具有阻止地层砂沉降的功能，使地层砂能够顺利排出地面。携排砂采油系统由地面系统和井下系统两大部分组成。地面系统包括地面注水泵、变频控制系统、分配计量管汇、过滤器、储液分离罐、采油树和地面管线，井下系统包括特制井口装置、同心管管柱、井下泵组、尾管和油管锚等几部分。见图1、图2。

井下泵总成主要由喷嘴、喉管及扩散管组成。具有一定压力、流量的高压动力液从喷嘴喷出后形成高速射流，在射流处形成局部低压区，使地层液进入射流周围。由于射流质点的横向紊动，两种液体发生混掺作用，一起流入喉管并获得能量，随着扩散管的逐渐扩大，混合液流速降低，压力升高，最后混合液由泵经大、小油管环空排出至地面。

该系统通过流体压能与动能之间流体能量的直接转换来传递能量，而不像其他类型的泵，必须有机械能量与流体能量的转换。因此射流泵没有运动部件，结构紧凑，泵排量范围大，对定向井、水平井和海上丛式井的举升有良好的适应性。由于可利用动力液的热力及化学特性，水力射流泵可用于高凝油、稠油和高含蜡油井。射流泵可以采用自由安装，因而检泵及井下测量工作都比较方便。

井下泵下至油层中部或油层底界以下深度，产出液和混合液通过优化的液体流道，既可使地层出砂全部随采出液排至地面，不会造成砂埋油层；又最大可能地放大生产压差。对于稠油油藏由于下泵深度的增加，有利于原油的流动，当油层温度较高时，这类油藏可实现稠油冷采。

2.2 技术特点

1）具有适应大斜度井举升的技术优势。由于井筒举升无运动部件，属无杆泵采油系统，因此受井斜和全角变化率影响较小，从根本上解决了杆管偏磨问题。

2）具有携排砂能力强的技术优势。采用双管管柱结构，明显不同于水力喷射泵采油工艺，因此混合液返出通道过流面积与水力喷射泵采油相比大幅度降低（携排砂采油环空截面积相当于φ58.68 mm油管，而水力喷射泵混合液返出环空截面积相当于φ100 mm油管），携排砂采油返出液液流速度提高了3倍，实现了液体流速大于悬浮砂沉降速度的2倍以上[3]，确保了砂粒不沉积而排出井筒。

3）具有油层保护技术优势。动力液不流入地层，不与地层发生接触，不会对油层造成回压和污染。

4）具有调整工艺参数简便的技术特点。由于其不同于水力喷射泵的管柱结构，不需要依靠封隔器来实现通道封隔，而是采用井下泵总成实现动力液和返出液通道分离，只需下入锚定器实现管柱固定，因此可实现动液面的测试，可及时依据地层供液状况调整工作参数，且调整参数简便。

2.3 技术性能参数

允许全角变化率：φ139.7 mm，≤10°/30 m；允许工作段井斜角90°；

最高扬程2 500 m；地面泵压15～20 MPa；地层产液 0～10 m3/d；动力液 30～150 m3/d；工作温度120～380℃；原油黏度7 500 mPa·s；含砂量10%，粒径中值2 mm。

3 现场应用

3.1 设计优化

3.1.1 携排砂能力

室内试验表明，在砂粒举升过程中，井下管柱每个横截面的液体流速必须均大于砂粒的沉降末速的2倍以上，才能保证地层砂能顺利地排至地面。

西46-20井地层砂粒径中值为0.07～0.10 mm，按0.10 mm计算，在内径φ25 mm静液中的沉降末速0.0118 m/s，保证砂粒上升的最低液流速度0.036 9 m/s，其对应的排量为2 m3/d（当地层砂粒径为0.20 mm，其对应排量为3.5 m3/d)。

由于地层砂粒径不均匀，且在井筒中有可能形成高砂比混合液，因此应保证产出液排量不低于10 m3/d，此时砂子的上升速度为69 mm/s，也就是说地层砂在24 h内上升5 961 m。对于此井而言，在8 h以内将地层砂粒排出井筒。

混合液排出通道环空截面相当于直径φ58.68 mm油管，地层砂在静液中的沉降末速0.026 9 m/s，保证砂粒上升的最低液流速度0.082 9 m/s，其对应的排量为8.6 m3/d（当地层砂粒径为0.20 mm，其对应排量为19.4 m3/d)。设计混合液排量应不低于50 m3/d，砂子的上升速度为61.5 mm/s，在8 h以内将地层砂粒排出井筒。

上述地层产液量和混合液产出排量完全可以达到，即井筒携排砂技术基本上是可行的。

3.1.2 适应井眼轨迹能力

该井最大井斜84°，最大全角变化率4.87°/30 m，油层套管内径φ124 mm，由于携排砂采油装置最大外径φ110 mm，长度1.4 m，油管柱外径φ88.9 mm，接箍直径φ108 mm，在无特殊情况下采油管柱和井下工具可实现正常起下。

其次，设计泵挂深度为18 46.5 m，此处井斜角为80.12°，全角变化率为1.45°/30 m，在斜深1 841～1 851 m井段井斜角变化不大，处于稳斜段，而全角变化率变化较大，从1.45°/30 m增大至4.27°/30 m，经分析，由于同心管井下工作筒只有1.4 m，因此，不会造成系统装置弯曲。

另外，同心管泵芯直径为φ38 mm，长度1.2 m，因此，可以保证在φ40.45 mm油管(通径)内顺利起下。

3.1.3 经济可行性论证分析

携排砂采油工艺与有杆泵举升工艺综合费用对比，年节约成本78.7×104元。

同时，有杆泵举升工艺年累产油861 t，携排砂采油工艺年累产油1 047 t，多产油186 t；有杆泵举升工艺年检泵6次，会造成油层污染降低原油产量，而携排砂采油工艺将地层砂及时排出地面，不会阻碍原油流入井筒，同时可适当放大生产压差，提高油井产量。

综合以上分析，携排砂采油工艺技术可行、经济有效。

3.2 应用效果

3.2.1 生产效果

通过论证，携排砂采油系统在西46-20井进行了试验应用，下泵深度1 846.5 m，进油孔（筛管）深度1 861.8 m，井斜角为79.13°，喷嘴直径2.3 mm；喉管直径3.9 mm。地面配套3ZS125-6/20三柱塞泵；45 kW变频控制柜；PN2.5低压过滤器；Pn20、Dn65高压过滤器；分气包；混合液计量仪表；LWD1-2.5-50电子流量计。

该井投产后动力泵工作压力10 MPa；动力液排量55 m3/d；初期地层日产液量25.52 m3/d，日产油8.34 t，最高日产油达到12 t以上。目前随着地层能量下降，日产油维持在1 t以上，混合液最高含砂量0.4%，折当日地层含砂量1.2%，达到了该井正常生产的目的。

3.2.2 经济评价

携排砂采油工艺实现了长停井生产的恢复，与抽油机有杆泵举升工艺相比一次性投入增加14.41×104元，但从年维护费用上看每年可减少修井作业（4.6井次）、吨液耗电［节约17.44 kWh/（m3·d）］等维护费用25.46×104元。