螺杆泵井下油水分离系统设计及地面试验

赵传伟，李增亮，董祥伟

(中国石油大学机电工程学院，山东青岛 266580)

大多数油田进入开采中后期时，为了提高原油产量，普遍采用注水强驱技术，这导致了油井含水量逐年增加，开采成本越来越高，如何减少高含水油井的产水量的同时提高采油量，达到节能、高效、环保的目的已成为油田采油今后面临的重大课题，在这种大背景下，井下油水分离技术应运而生［1-5］。井下油水分离技术实现了在同一井眼内进行油和水的分离、低含水原油举升以及分离水回注［6-7］。国内该技术仍处于装置研发与试验推广阶段，国外已试验成功的电潜泵和有杆泵井下油水分离系统，在一定程度上解决了油井产水过多的问题。但对于电潜泵井下油水分离系统，旁通管、电机保护器、双电潜泵及动密封使得系统比较复杂，而且受陆地油井井眼尺寸限制，不易于井下实施［8-10］。对于有杆泵井下油水分离系统，双液流泵结构复杂，具有较大的横向截面尺寸，亦不易于井下实施。这些问题成为制约该技术推广应用的重要原因之一。笔者将地面驱动螺杆泵与井下油水分离系统相结合，设计一种新型井下油水分离系统。

1 结构组成及工作原理

该螺杆泵井下油水分离系统由地面部分和井下部分构成。地面部分主要是井口装置;井下部分(图1)主要包括双流道单螺杆泵、双级串联式水力旋流器和一体化坐封工艺管柱。系统的设计方案是:双流道单螺杆泵作为增压泵，泵后联接双级串联式水力旋流器，采用双封隔器加内外插管形式的井下一体化坐封工艺管柱结构，可实现采上注下。

图1 地面驱动螺杆泵井下油水分离系统结构示意图Fig.1 Schematic diagram of downhole oil-water separation with surface driving single screw pump

生产层的高含水油经滑套开关，内、外插管的环形空间，再穿过下部交叉流道，进入流道d，穿过中部交叉流道，进入流道b，通过上部交叉流道进入双流道单螺杆泵的内部增压流道。经泵增压后的液体进入油管直达井口，在井口被密封住，当达到注水压力时，高压液体由折返接头返回，进入泵的外部流道f，再经过流道g进入第一级水力旋流器的入口，分离后的高含油液体经第一级溢流流道a(其方向垂直于纸面向里)进入油套环空并被举升到地面，分离出的高含水液体经流道h进入第二级水力旋流器进行二次分离。经再次分离后，分离出的高含油液体经第二级溢流流道c(其方向垂直于纸面向里)进入油套环空并被举升到地面，分离出的含少量油液体则经内插管、滑套开关、单向阀、打压球座、筛管注入到注水层。

2 关键装置设计

2.1 双流道单螺杆泵

双流道单螺杆泵为油和水的分离、油的举升及水的注入提供动力。该泵采用地面驱动方式，由于抽油杆的存在，必须把泵安置在水力旋流器的上方。所以从生产层采出的液体经泵增压后需要一个向下折返的流道，返回水力旋流器进行油水分离。螺杆断面直径、衬套导程和偏心距可按照文献［11］中方法确定。对于地面驱动螺杆泵井下油水分离系统，若把注水层注水压力作为设计时的已知条件，一般来说，泵提供的压力满足注水压力的同时，也能满足举升压力。因此，可按下述方法确定衬套工作部分的长度。

泵的压头

式中，H为双流道单螺杆泵的压头，Pa;pzs为注水层注水压力，Pa;Δhdl为两级水力旋流器的底流压力损失之和，Pa;Δpgx为第二级水力旋流器末端到注水层的管线压力损失，Pa;pjy为第一级水力旋流器到注水层的静压力，Pa。

Δhdl可由经验公式［12］确定

式中，Δpi－u为单级水力旋流器溢流压力损失，Pa;Qi为单级水力旋流器的入口流量，m3/h;F为单级水力旋流器的分流比(溢流流量与入口流量之比);k2、α2为与水力旋流器结构有关的常数，由试验确定。可求得pjy为

式中，ρ'为液体密度，kg/m3;g为重力加速度，m/s2;Lzs为平均注水深度，m;Lxg为下泵深度，m。

由于分离后注入液的黏度接近于水，处于水力光滑区，所以可求得 Δpgx［12］为

其中

式中，λ为阻力系数;l为第二级水力旋流器末端到注水层的管线长度，m;v为液流流速，m/s;ρ为液体密度，kg/m3;d为内插管内径，m;Q为两级水力旋流器入口流量，m3/s;M为两级水力旋流器的分流比，即两级水力旋流器溢流口流量之和与入口流量的比值;d0为第二级水力旋流器的底流管内径，m。

以区块的平均注水和注水层中深为依据，可求得pzs为

式中，pjk为井口到注水层的静水柱压力，Pa;ppj为地面平均注水压力，Pa;Δp为整个流道的压力损失(可由式(4)求得，此时l=Lzs)，Pa;d为油管内径;v为水流速度。

衬套工作部分的长度L为

式中，T为衬套导程，mm;Δp'为衬套单个导程的压力增压值，Pa，对于高压单螺杆泵(排出压力在3～7 MPa)，Δp'为0.5 ～0.7 MPa。

2.2 双级串联式水力旋流器

3 地面试验

根据一般地面驱动螺杆泵油井的产量(10～60 m3/d)及目前国外井下有水分离系统注入水含油质量分数达到的水平(不超过200×10－6)，设计第一级水力旋流器的结构参数为:圆柱段内径、长度均为32 mm，大锥角 β1=20°［15］，小锥角 β1'=2°［15］，大锥段长度为41.2 mm，小锥段长度为229.2 mm，底流管内径为8 mm，底流管长度为320 mm，当量入口直径为4.96 mm，入口长度为8.1 mm，入口宽度为2.4 mm，溢流嘴内径取3 mm;第二级水力旋流器的结构参数为:圆柱段内径、长度均为32 mm，锥角β2=6°，锥段长度为204.5 mm，底流管内径为10.6 mm，底流管长度为424 mm，当量入口直径为2.65 mm，入口长度为4.3 mm，入口宽度为1.3 mm，溢流嘴内径为1.5 mm。

为确保该双级串联式水力旋流器在井下有良好的分离效果，选取某区块X井，进行地面实际介质分离性能试验，确定入口流量Q和分流比M的最佳范围，以达到底流(注入水)含油质量分数低于200×10－6的要求。X 井生产层位 XS2 77－XS2 92，生产井段2104.0～2193.6 m，下泵深度1296 m，日产液量为151.1 m3，含水率为98.2%，地面脱气原油黏度为31 mPa·s，地面脱气原油密度为911 kg/m3。

3.1 试验流程

试验流程如图2所示。

图2 试验流程图Fig.2 Flow diagram of test

井口产出液进入试验装置的入口管线，然后进入第一级水力旋流器入口，经第一级分离后，高含油液体由一级溢流管线流回油箱;高含水液体进入第二级水力旋流器，经二级分离后，高含油液体从二级溢流管线流回油箱;含少量油的液体经底流管线流回油箱。通过改变截止阀 V1、V2、V3、V4控制处理流量和分流比，从而模拟不同入口流量和不同分流比的工况。入口流量Q为12～54 m3/d，分流比M为0.1～0.7。

3.2 结果分析

图3为分流比及入口流量对底流含油质量分数的影响。由图3可以看出，在一定的范围内，分流比越大底流含油质量分数越小，但为了尽量减少水的举升，分流比最好不超过0.7。在一定的范围内，底流含油质量分数随入口流量的增大先减小后增大。综合来看，当分流比小于0.3或入口流量小于24 m3/d或大于42 m3/d以上时，底流含油质量分数迅速上升，大于200×10－6;当分流比大于0.3，同时入口流量在24～42 m3/d时分离效果较好，底流含油质量分数小于200×10－6，能够满足井下油水分离 系统的注水要求。

图3 分流比及入口流量对底流含油质量分数的影响Fig.3 Effect of different split ratio and inlet flow rate on oil mass fraction of underflow

4 实例设计

已知某油区一口高含水油井，油层中深955 m，注水层中深1463 m，地面平均注水压力9.6 MPa，其油水分离系统的下泵深度为860 m，日产液量30 m3，油井产出液含水质量分数98.3%，地面脱气原油黏度23 mPa·s，地面脱气原油密度842 kg/m3。由第一级水力旋流器的压力损失试验得到:k2=24 602、α2=0.917;由第二级水力旋流器的压力损失试验得到:k2=21152、α2=0.824。系统下入套管(壁厚6.2 mm)中，采用油管的壁厚为7.01 mm，期望分流比为0.5，回注水中的含油质量分数应低于200×10－6。

根据上述条件，经过分析计算可得双流道单螺杆泵参数为:螺杆断面圆直径25 mm，偏心距7 mm，衬套长度8.7 m，金属定子外径89 mm，内径81 mm，外壳外径116 mm，内径100 mm，转速180 r/min;井下油水分离装置采用上述双级串联式水力旋流器，其结构参数亦同上。从实例设计结果及地面试验效果来看，本文提出的关键装置的设计方法是合理的。

5 结论与建议

(1)相对于电潜泵和有杆泵井下油水分离系统，该系统只用一个螺杆泵，不需要保护器、旁通管、高压电缆，降低了井下机组复杂性，易于井下实施，而且螺杆泵流量均匀，有利于井下油水分离。

(2)分流比为0.1～0.7时，分流比越大底流含油质量分数越小;入口流量为12～54 m3/d时，底流含油质量分数随入口流量的增大先减小后增大;当分流比大于0.3，同时入口流量在24～42 m3/d时，所设计的双级串联式水力旋流器分离效果较好，底流含油质量分数小于200×10－6，能够满足井下油水分离系统的注水要求。

(3)系统的应用条件为:含水率大于85%，生产层在注水层之上，油井产液量为24～42 m3/d且流量较均匀，注水层渗透性良好且井下注入压力不超过25 MPa。

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