浅谈罐装系统电潜泵在高油气比惠州25-4油田N层的应用

代 文，唐文峰，黄映仕

目前，主要存在的人工举升方式有梁式抽油机，电潜泵以及气举等。电潜泵作为海上石油平台人工举升方式首选有着占地面积小，维护简单，可调产量范围宽等独特优势。海上油田由于环境限制其开采成本相比较陆地油田普遍要高。所以潜油电泵机组的检泵修井周期，尤其在油价波动时期，是油井生产中一项重要的技术经济指标。一次检泵修井的费用包括了材料的运输，井下设备的采购，井队以及相关作业人员的日费支出。在当前低油价时期，通过充分了解油藏信息，选择合适的生产管串对于延长修井检泵周期，减少作业者的修井支出就显的格外重要[1]。

中海油惠州25-4油田（以下简称惠州25-4油田）位于中国南海珠江口盆地16和19区块，距蛇口东南约190 km,惠州19-2油田相距6 km，水深102 m。2005年12月钻HZ25-4-1井发现惠州25-4油田。由于地质储量较小,因此利用惠州19-2平台应用大位移钻井技术进行开发。2006年11月ODP获得批准。2007年11月油田投产。2009年12月HZ25-4-3井确认文昌组砂岩油气藏，新增石油地质储量605×104m3。惠州25-4油田N层系油藏是在基底隆起上发育起来的披覆背斜构造，主体构造形态比较简单，属于单一构造单元，但是由于小断层的存在，使油气的运移及成藏变得复杂。N层系油层发育在下第三系始新统恩平组上部至文昌组下部，埋深3 630～3 830 m，孔隙砂岩的孔隙度在9%以上，属于中低孔隙度、中低渗透率储集层[2]。

1　电潜泵泵送原理及其完井方式

电潜泵为多级离心泵。泵送流体时高速旋转的叶轮会给与叶轮上液体一定的离心力。受到离心力的作用，井液会跟随叶轮一并旋转运动获得动能。当井液离开叶轮进入导轮时运动速度降低动能转换为静压能得到了一定的压头[3]。通过对于井底流动情况的了解以及地面的需要得到所需要的压头，并得到所需要的级数。

对于裸泵生产方式则是由生产管柱下方直接悬挂电潜泵机组，下入到对应深度后实现降低井底流动压力从而达到生产的目的。在渤海以及南海的油田中这是最为普遍以及经济的一种完井方式。但是对于有多个层位的生产井只能合并开采，不能达到分层开采的目的。井底压差可以根据油嘴开关的大小以及频率的变化实现调整。但是在下入过程中机组本体以及动力小扁电缆直接暴露在套管中，容易受到伤害，对于套管内壁不是很光滑的井段容易受到机械伤害导致绝缘丢。Y形管柱则是通过对油管下方连接Y接头，电泵机组悬挂于油管旁，旁通管则直接接在油管同侧。在多层生产井中，下部完井配合下入层位封隔器，顶部分隔器。下入生产管柱时，旁通管一侧配有定位密封以及可开关滑套连同电泵一起下入井中。打开以及闭合相对应层位的滑套从而实现对于多层位油井的选择性层位开采。同时也可以直接通过旁通管进行取样，测井，循环等作业。但是由于旁通管的存在，机组以及旁通管的共同外径较大，容易导致在下入过程中的遇阻。对于罐装电潜泵系统来说，下部完井时需要下入顶部封隔器，同时将电泵机组安装在一个封闭的罐装系统内中，灌装系统下部带有插入密封。下入生产管柱时油管下部连接密封的罐装系统，将插入密封插入顶部分隔器中，地层流体通过插入密封进入机组与罐装的换空中。实现了将油套环空与井液隔绝的目的，可以防止电缆受到井液的腐蚀，同时又能够保护套管。将机组下入罐装中，由于罐装为整体的连续的管串，在井壁中下入不仅保护机组同时降低遇阻风险，同时直接将电泵机组下入罐装系统中，提高液体流速，加快机组散热，从而延长机组运行寿命[4]。

2　HZ25-4-3 ERW井裸泵完井方案

HZ25-4-3为大位移开发井，钻遇N层系厚度较为客观的油层，开发生产动态情况较好。3井于2010年11月完钻。同年12月首次完井，下入裸泵一套，下深为4 948 m。采用贝克休斯人工举升设计软件AutoGraphPC[1]模拟井下参数，井眼轨迹以及油藏参数见表1。

HZ25-4-3ERW定向井，采用244.48 mm 47#N80套管完井，177.8 mm割缝尾管挂深5 016.2 m，下深7 080 m。射孔层位3层，分别为6 990～7 012 m、7 014～7 042 m、7 045～7 064 m。未采用预充填筛管，或者环空打砂等下部完井完井方式。拟定生产电泵下到244.48 mm套管内，泵挂斜深为4 948.32 m，上部采用电潜泵过电缆封隔器，坐封斜深为1 293 m。油藏和生产参数见表2。

通过对于井下状态模拟，AutoGraphPC软件选择机组，下入裸泵一套。泵挂处的套管尺寸为244.48 mm，下入ESP尺寸为500系列。下入过程顺利，未发生遇阻情况，下入过程测试系统绝缘良好，下至泵挂设计位置测量绝缘值为81 MΩ，三相直阻为9.0Ω。地面变压器改变档位至2 580 V。

3　HZ25-4-3 ERW首次完井运行状况分析

3-ERW首次完井后于2010年12月16日启泵生产，初期生产状况良好。日产液201.1 m3，含水率为2%。日产气6 570 m3，气油比33.4。正常生产至2011年6月17日，发现套压快速升至9.66 MPa（1 400 psi)，保持稳定后泄压失败。于2011年6月18日停井，原因为海底管道泄漏。油管注柴油发现套压升高，初步怀疑油管泄露，后期确定漏点，关闭安全阀观察油管压力变化。发现油压从9.66 MPa下降至1.38 MPa(200 psi)，同时套管压力无变化，判定油管漏点在安全阀以下。决定起出管柱，修井作业。

表1　井眼轨迹数据（截取部分）

表2　油藏及生产参数

4　修井方案制定

2011年7月17日开始起井作业，起出过程发现油管无漏点，且机组以及电缆绝缘正常，并未发现异常。保护器以及电机盘轴顺滑，无阻力。在上部保护器的上胶囊腔的内腔发现井液，同时泵盘轴较为困难，但是不影响正常运转。管串起出后发现生产封隔器密封胶皮损坏严重，再加上压井作业的试验数据表明，该井因封隔器失效，造成套管环空压力升高。经过分析讨论，判定封隔器失效可能与机组距离较远，电潜泵运行产生振动及封隔器底部管串的自身重量有关。因此决定采用底部增加贝克休斯DB-1型封隔器+锁紧式插入密封组合，中部电潜泵+罐装系统组合，上部过电缆封隔器+滑套+井下安全阀组合设计，该完井系统设计组合使井液与油套环空完全隔离，不仅延长电潜泵系统的运行寿命，更大大避免和缓解气体及井液对套管的气蚀和腐蚀的速率，从而降低油井后期修井成本。

4.1　底部DB-1型封隔器+锁紧式插入密封组合特点及优势

DB-1型封隔器+锁紧式插入密封组合功能与RC油藏控制阀功能类似，成本较低；隔离产层井液与上部套管接触，避免气体和井液对244.48 mm N80套管的气蚀或者腐蚀。

4.2　中部电潜泵+罐装系统组合特点及优势

电潜泵与首次裸泵完井时同种类型机组。泵和保护器使用新的，电机起出测试合格后重新入井，这样节省设备成本；罐装系统使用193.68 mm偏心电泵罐装系统。罐装系统特点:

1）罐装悬挂器。用以密封整个罐装系统并承受整个下部罐装系统的重量，悬挂器与套管间的O圈用以密封罐装系统内部。此外，悬挂器提供电缆穿越通道，使电缆可以从悬挂器中穿过。

2）下部变径。是整个罐装系统的最下部组成部分，用以将178 mm BTC扣变为114 mm EUE扣型，从而连接下部油管或工具串，如锁紧式插入密封。

3）配长短节及可调短节。用以保证电潜泵机组下部与罐装系统底部有足够的空间，同时保证有效的小扁电缆松紧度，并在电潜泵吸入口上方留有足够的空间用以暂时储存游离气体。

4）放气阀。安装在罐装悬挂器外部的单向阀，通过一条9.52 mm管线联通至油管，在正常生产过程中，罐装系统内部的气体聚集在系统内部环空的上部，油管压力高于罐装系统内部的环空压力，单向阀保持关闭。停泵状态下，油管压力下降，罐装系统环空压力高于油管压力，单向阀打开，气体由罐装系统内部流向油管，从而在下次起泵生产的时候从油管排出，形成罐装系统内部的气体排放。

罐装系统优点:

1）增加套管使用寿命。对比常规完井方式，罐装系统有效地隔绝了生产管柱与套管，尤其在含CO2及H2S的生产井中，配套使用Cr13材质及高气密扣型的罐装系统及油管，可以将腐蚀物质完全隔绝在油管及灌装系统中，保证套管不会受到酸蚀，极大地增加了套管的使用寿命，在减少套管成本的同时减少修井次数。

2）保护电潜泵机组及小扁电缆。由于大斜度井的井身结构复杂，狗腿度大，在下入电潜泵机组的过程中电潜泵及电缆很容易与井壁产生磕碰从而造成损坏。在增加了罐装系统后，将电潜泵机组及电缆保护在罐装系统内部，因此在下入过程中在可以保证一定下入速度的同时，也可以保证电潜泵机组和小扁电缆的安全。

3）配合底部DB-1型封隔器+锁紧式插入密封使用。当管串锁紧式插入密封进入DB-1型封隔器后，形成密封与罐装系统配合隔离生产套管与油藏流体，上部与过电缆封隔器配合，在环空形成一个密闭空间，在完井的过程中可以在环空中的隔离液中加入化学药剂如缓蚀剂、杀菌剂及除氧剂减缓以对生产套管的腐蚀。另外，锁紧式插入密封插入锁紧时需要较大的压力，罐装系统的套管具有较大的垂直抗挤压强度从而可以将插入时的压力均匀地分散在套管管壁上防止对电潜泵机组及油管的损害。

4）增加电潜泵电机降温效率。电潜泵电机温度是决定电潜泵系统寿命的重要指标，较高的电机温度会造成电机的过早损坏。在日常生产过程中，电机的温度主要由流经电机的井液带走从而实现电机的降温。而在井液流动性较差或井底温度较高的井中，井液为电机降温的能力将大大下降。使用罐装系统时，电机与罐装系统套管间的环空空间较小，从而增加了流经电机周围井液的流速，进而大幅度提升了电机的降温效果。而该井正是含气且产量较低，电机温升较高，采用该罐装系统可大大增加电机的降温效率。

5）使用稳定性及可靠性高。中国市场贝克休斯公司自2004年就开始在渤海区域设计安装罐装电泵系统，有着丰富的设计和安装经验。罐装电泵系统应用区块不限于曹妃甸作业公司、ROC石油公司、中海油湛江分公司等多达200多口井次，平均运行寿命都超过1 200 d。系统的稳定性和可靠性有着极高的保证。

4.3　上部过电缆封隔器+滑套+井下安全阀组合特点及优势

底部封隔器+锁紧式插入密封及中部罐装电泵系统组合完井方式，可以不使用上部的过电缆封隔器，但在讨论该井修井方案时，考虑到电潜泵在实际运转过程中会产生振动，为防止底部插入密封因振动影响串气到上部环空，增加整体套压升高，缩短修井周期，增加生产修井成本。因此，上部增加过电缆封隔器，即使下部插入密封失效，上部封隔器同时起到隔离产层与上部生产套管的作用，从而延长整个电泵系统的运行寿命，达到降本增效的目的。滑套+井下安全阀属于常规完井管串工具组合，保证生产的正常管理运行。同时也考虑到地层压力足够，在保证合理的泵沉没度基础上将泵挂深度上提至3 991 m。此调整在维持了足够的生产压差的同时也避免了地层砂的侵入以及自由气的影响，更节约1 000 m的油管成本。下入过程顺利，下至预定泵挂深度时，机组绝缘为125 MΩ，三相直阻为7.8Ω。修井后于2011年7月31号起泵，稳定运行在51 Hz，流量为148.8 m3/d。运行良好至今，目前产液117.49 m3/d，含水4%，产气9 119 m3/d，生产气油比为82.8。

5　结论

油层的掌握对于上部完井过程中至关重要，溶解气含量，地层的结胶状况以及井液的腐蚀性能决定了在下入生产管柱时的设备选型。另外，当下部完井方式无防砂措施，既没有下入预充填筛也没有选砾石充填的井，保证下入的机组能够维持单次下入生产管柱最大的经济效益回收最为重要。针对上述几种情况，贝克休斯人工举升产品线有相对应产品解决井下复杂情况[5]。罐装系统在HZ25-4-3 ERW井中，保证了电潜泵机组及电缆下入过程中受到井壁的摩擦，避免了机械损伤，防止机组在下入过程中的磨损降低因为井壁不光滑而导致的机组绝缘丢失的情况，大大增加了整个电潜泵的运行寿命。为后来的HZ25-4-9井大位移井完井管串设计奠定了可靠的基础。另外，根据油田油井特点,罐装电潜泵系统可以进一步拓展技术应用,比如:把化学药剂管线引入罐内,与泵吸入口连接,注入防蜡剂或防垢剂,经泵吸入口与井液充分混合,再举升到地面,避免结垢、结蜡,可提高电潜泵机组的运行寿命。也可以根据油田需要，设计罐装电潜泵系统为双罐装电潜泵系统及单罐装双电潜泵系统等。

参考文献：

[1]邱宗杰.海上采油工艺新技术与实践[M].北京:石油工业出版社,2009.

[2]万仁浦.采油工程手册[M].北京:石油工业出版社,2003.

[3]张 钧.海上采油工程手册[M].北京:石油工业出版社,2001.

[4]中国海洋石油总公司.采油电泵采油系统功率计算:Q/HS 2008—2009[S].北京:石油工业出版社,2016.

[5]唐文峰,李勇锋,代 文.等.浅谈海上油井出泥出砂条件下电潜泵的选材优化[J].石油工业技术监督,2017,33(1):9-12.