井下油水分离同井注采技术现场试验

1东北石油大学；2大庆油田采油三厂

井下油水分离同井注采技术现场试验

王思淇1；21东北石油大学；2大庆油田采油三厂

为了延长油田开发寿命，提高油田经济采收率，开展了井下油水分离与回注技术的研究。该工艺管柱应用水力旋流器在井下进行油水分离；运用同轴螺杆泵进行分离液的举升和回注；通过双层油管结构的井下多层封隔工艺管柱保证产出层和注入层的封隔生产。综合含水下降6.2～8.3个百分点，产水量下降了70%以上，取得了较好效果。通过现场试验证明，井下油水分离同井注采工艺可行，将分离水直接回注入油层，可减少无效水循环，降低地面工程成本，延长油田经济开采寿命。

高含水；油水分离；同井注采；产油量；试验

为了延长油田开发寿命，提高油田经济采收率，开展了井下油水分离与回注技术的研究。把一口井的油层划分成采出层和注入层，在井下将采出层的高含水液体中的大部分水分离出来，直接回注到注入层。将含水率被降低的油水混合液举升到地面，实现单一井眼的采注结合，井下油水分离同井注采技术可有效地降低油井含水，大幅度减少油井的产水量[1]。

1 技术发展现状

20世纪90年代，美、法、德、加拿大及俄罗斯等国均开展了井下油水分离同井注采工艺的理论研究和现场试验，国内也开展了相类似研究与试验。研发了重力沉降式分离器、水力旋流式分离器、薄膜渗透式分离器等多种油水分离仪器，应用柱塞泵、螺杆泵、电潜离心泵等多种采出注入方式。

已试验的井下油水分离同井注采工艺系统均见到了一定的降水稳油效果，但受井下工艺管柱复杂、系统可靠性差，井下分离装置分离效率低，所选注入层难以保持长期有效注入等因素影响，研发的井下油水分离同井注采工艺都未能达到长期使用的目的；同时已有的工艺主要针对7＂及以上套管井进行实验研究，无法应用到大庆油田普遍使用的5⅟2＂套管井。

2 井下油水分离同井注采工艺

2.1 原理及结构

该工艺管柱应用水力旋流器在井下进行油水分离；运用同轴螺杆泵进行分离液的举升和回注；通过双层油管结构的井下多层封隔工艺管柱保证产出层和注入层的封隔生产[2]。

该工艺管柱分为生产管柱与多层封隔工艺管柱两部分：生产管柱由采出泵、水力旋流器、注入泵组成；多层封隔管柱由封隔器、采出器、注入器组成。其具体结构见图1。

图1 同井注采工艺管柱

2.2 工艺特点

应用三次曲线式水力旋流器进行油水分离。高含水采出液进入水力旋流器后进行高速螺旋回转运动，因密度不同油水进行分离，密度高的水沿管壁沉降到分离器下部；富含油液体的内核上浮至分离器上部。水力旋流器具有结构简单、分离效率高的优点。分离效率能够达到98%，高于原有分离技术的分离效率为85%～90%。

3 现场试验

2013年，在大庆油田三采油厂一矿B2—D4—53井进行了井下油水分离同井注采工艺现场试验。试验前该井为机械堵水井，S210-12—S37-8为高含水堵水层，S11—S24、P23—G230为生产层。措施前产液98.4m3/d，产油2.75t/d，综合含水率97.2%。

2013年7月25日下入同井注采工艺管柱后投产。该井生产层不变，产出液分离后的水回注至S210-12—S37-8原堵水层。由于光杆扭矩过大，后期改为套管掺水生产，措施后生产数据见表1。由表1可看出，措施后产油量基本不变，综合含水率下降6.2～8.3个百分点，产水量下降了70%以上，取得了较好效果。

表1 B2—D4—53同井注采试验数据对比

4 结语

（1）通过现场试验证明，井下油水分离同井注采工艺可行，将分离水直接回注入油层，可减少无效水循环，降低地面工程成本，延长油田经济开采寿命。

（2）井下油水分离同井注采工艺管柱结构复杂，运行寿命有待观察，B2—D4—53井运行过程中因光杆扭矩过大，进行套掺生产在一定程度上影响了降含水的程度。需优化工艺管柱结构，延长其工作寿命，以满足工业化需要。

（3）该技术的应用需要改变现有注采模式，重新进行层系调整。先开展单井试验，随着技术的完善和提高，当油田全面进入特高含水期后，可结合地质开发方案，实现区块井下油水分离同井注采开发。

[1]曹明君，杜焱，张凤桐．井下油水分离同井注采技术对聚驱采出井适应性分析[J]．大庆石油学院学报，2005，29（6）：55-58.

[2]李增亮，张瑞霞，董祥伟．井下油水分离系统电泵机组匹配研究[J]．中国石油大学学报，2010，34（3）：94-98.

（栏目主持 杨军）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.11.013