QHD32－6油田电泵井憋压曲线模型的设计与应用

2012-09-15郑春峰宫红方岳世俊

特种油气藏 2012年3期

关键词：电泵扬程油压

郑春峰，宫红方，岳世俊，李芳，沈思

(1.中海油能源发展股份有限公司，天津塘沽 300452; 2.中石化胜利石油管理局，山东东营 257000; 3.中油勘探开发研究院西北分院，甘肃兰州 730020)

QHD32－6油田电泵井憋压曲线模型的设计与应用

郑春峰1，宫红方2，岳世俊3，李芳1，沈思1

(1.中海油能源发展股份有限公司，天津塘沽 300452; 2.中石化胜利石油管理局，山东东营 257000; 3.中油勘探开发研究院西北分院，甘肃兰州 730020)

为加强QHD32－6油田电泵井管理和有效判断电泵井井下工况，根据电泵井工作原理和井下流体力学理论，结合电泵井结构特征，对电泵井憋压值与时间的变化关系进行论证分析，从而建立了电泵井憋压曲线模型。该模型可绘制并分析不同工况下电泵井憋压曲线及其对应规律。实际应用表明，该电泵井憋压曲线模型(结合其他生产及测试资料)可实现对电泵井井下工况的相对准确分析，为现场施工提供理论依据。

潜油电泵井;憋压曲线模型;憋压峰值;工况分析;QHD32－6油田

引言

QHD32－6油田开发生产过程中，均采用电泵井进行油田开发。统计表明，电泵井在生产过程中会因气油比过高、乳化，管柱漏失和泵轴断裂等因素的影响，造成泵排量效率偏低，导致开发效果变差［1－3］。在日常电泵井管理中，除了电流卡片、油压变化曲线，动液面等检测资料外，经常应用井口憋压手段来判断井下工况。因此，急需建立1套有效的电泵井憋压曲线模型，对电泵井憋压曲线进行准确的判断，进而对实际油田电泵井工况进行分析［4－5］。

1 模型建立

1.1 理论憋压模型建立

以往学者根据憋压过程中压力上升速度将其过程分为4个阶段，并给出不同阶段的压力响应特征方程［6］，见图1、2中曲线。

(1)憋压第Ⅰ阶段:井口油压与憋压时间呈指数上升关系(油管内自由气的压缩过程)。

式中:p为t时刻井口油压，MPa;p0为憋压初始时刻井口油压，MPa;VP为单位时间内电泵泵入油管内的液体量，m3/s;Vg为t时刻油管内气体体积，m3;t为憋压时间，s。

(2)憋压第Ⅱ阶段:井口油压与憋压时间呈线性关系(油管内混合液体的压缩过程)。

式中:βl为油管内液体综合压缩系数，m3/m3;Vt为油管内液体体积，m;t1为气体压缩结束时间，s。

(3)憋压第Ⅲ阶段:井口油压与憋压时间呈现关井压力恢复的对数关系(泵排出口压力与液面恢复造成的吸入口压力同步增加)。

式中:t2为混合液体压缩结束时间，s;p2为混合液体压缩过程结束时的井口油压，MPa;q为油井产量，m3/d;μ为井液黏度，mPa·s;B为地层流体体积系数;K为储层渗透率，10－3μm2。

(4)憋压第Ⅳ阶段:井口油压与憋压时间呈现水平直线关系(憋压不停泵，无流体与外部介质进行交换，压力将保持在停泵前的水平上)。

式中:pa为恒定油压，MPa。

1.2 不同影响因素下憋压曲线模型

1.2.1管柱漏失情况下憋压曲线模型

电泵井管柱存在漏失时，在憋压过程中由于内外压力差的作用，油管内井液流入油套环空中，其流动特征可归结为孔口渗流过程。选取油管漏失点及井口压力表处为基准面建立伯努利方程［7］，得:

式中:H1为油管内液柱高度，m;H2为套管内液柱高度，m;pc为套压，MPa;p为井口油压，MPa;v1为井口处液面的运动速度，m/s;v为油管壁漏失处液体流动速度，m/s;ξ为孔口阻力系数。

因v1为井口处液面的运动速度，可近似认为液面始终保持不动，速度为0。对于圆形薄壁小孔口来说，ξ=0.06。一般认为套压pc是常数，得:

式中:V为单位时间内油管内漏失体积，m3/s;ε为孔口的收缩系数;A为孔口处的液流断面，m2。

管柱存在漏失时，油管内的液体量应该为单位时间内电潜泵泵入液体量与管柱漏失量之差，即:

式中:βm为油管内流体混合物的综合压缩系数;为单位时间内管柱漏失量，m3;ΔP为单位时间内的压力变化量，MPa。

将式(9)变换成积分式并积分，得出管柱漏失情况下憋压曲线变化关系为:

由初始条件t=T2，p=p2，可得管柱漏失条件下的井口油压变化关系式:

根据式(11)绘制憋压曲线(图1)。管柱存在漏失情况下，电泵井憋压曲线主要体现3个特点:①油压憋压值相比正常工况下憋压值l上升缓慢(图1中曲线l1);②油压憋压峰值小于正常工况下憋压峰值;③不停泵憋压，当油压达到最大值后会缓慢下降，后期井口油压的憋压峰值维持在较低水平线上(图1中曲线l2、l3)。

图1 管柱漏失情况下不停泵电泵井憋压曲线示意图

1.2.2高生产气油比、乳化或泵轴断裂情况下憋压曲线模型

高生产气油比，乳化或泵轴断裂等因素造成电泵井实际运行情况发生改变都可以归结为电泵井实际提供的扬程减少，即可归结为电泵扬程系数下降。

(1)假设电泵级数为n，距离泵出口处第n1个泵轴断裂，则泵的实际运行级数为n－n1，此时电泵提供的实际扬程降低，电泵扬程系数减小，即:

式中:η为电泵的扬程系数;H为电泵提供的实际扬程，m。

(2)若因乳化或高生产气油比等原因，造成井液黏度变大或造成电泵欠载。此时电泵提供的实际扬程降低，电泵扬程系数减小，即:式中:η2为因乳化或高生产气油比等原因产生的潜油电泵实际扬程系转换系数。

总体来看，可将二者归并到电泵实际扬程系数减小上，即:

式中:η1为因其他原因产生的潜油电泵实际扬程系转换系数。

实际上在4个不同憋压阶段，扬程系数的降低均可导致实际提供扬程的减小，即:

根据式(15)～(18)绘制憋压曲线(图2)，可以看出因高生产气油比，乳化或泵轴断裂等因素造成电泵实际提供扬程减小，其憋压井口曲线主要呈现以下3个特点:①在相同的憋压时间内，油压上升的值小于正常工况下憋压值;②憋压至相同的压力下，需要更长的憋压时间(图2中曲线l1);③不停泵憋压，井口憋压峰值小于正常工况下泵憋压峰值，且维持在较低水平线上(图2中曲线l2、l3)。

图2 高生产气油比，乳化或泵轴断裂情况下不停泵电泵井憋压曲线

2 现场应用

2.1 管柱漏失对潜油电泵井影响判别

QHD32－6油田X1井检泵后产液量突然下降，含水变化不大，电流变化微小，分析认为电泵上方管柱存在漏失点。于2011年1月平台操作人员进行井口不停泵憋压测试。憋压前动液面为396 m，运行电流为29.5 A，油压为2.9 MPa，套压为1 MPa，憋压过程中运行电流为27.7 A。

图3为QHD32－6油田X1井实际电泵井憋压曲线，分为3个阶段(与理论曲线相比缺少指数上升阶段)。缺少指数上升阶段主要是因为该井生产气油比较低(仅20 m3/m3)，进入电泵腔体内的气体基本忽略不计，导致憋压第Ⅰ阶段气体压缩过程不明显，压力传导直接进入憋压第Ⅱ阶段。

图3 QHD32－6油田X1井实际憋压曲线

憋压过程中运行电流与憋压前运行电流相比相差2 A，表明电泵对井液做功略有减少，电泵吸入口产液量与电泵正常运转时产液量相差不大。X1井采用分采管柱生产，该管柱井下工具Y堵是管柱漏失最为薄弱点，初步分析认为X1井Y堵有漏失点。

2011年3月对X1井打压验证Y堵的密封性，打压后日产液量上升55 m3/d左右，日产油量上升10 m3/d左右，含水率保持在75%左右不变，打压验封后该井开发效果与检泵作业前相当。表明结合电泵井实际生产及测试数据，应用憋压曲线模型验证管柱漏失是可行的。

2.2 泵效降低或泵轴断裂对潜油电泵井影响判别

QHD32－6油田X2井，2009年12月检泵开井生产，该井于2010年10月产液量下降30 m3/月左右，电流下降8 A左右，含水维持在42%左右，单井产液能力下降明显。根据产液量及电流变化情况，初步分析X1井因泵效降低导致单井开发效果变差。

2010年11月平台操作人员进行井口不停泵憋压测试。憋压前测试动液面为440 m，油压为2.0 MPa，套压为1.3 MPa，运行电流为20 A，憋压过程中运行电流为19.3 A，运行电流变化不明显。由图4可知，X井憋压曲线呈现一条水平直线，井口憋压最高恢复到2.2 MPa，远小于检泵后新机组井口憋压测试值(12 MPa)。分析认为电泵存在叶导轮流道的变形、磨损、结垢或泵轴、乳化和高生产气油比因素影响电泵扬程系数下降，建议X2井主动换泵作业，主动换泵作业提井时发现电泵叶导轮流道变形，下部泵轴断裂，严重影响了泵的实际扬程系数。检泵后X1井生产恢复至正常生产水平上。研究表明，结合电泵井实际生产及测试数据，应用憋压曲线模型验证泵效下降情况是可行的。