现场潜油电泵采气排水控制方法改进

2018-06-09王彦彬刘丽娟

设备管理与维修 2018年6期

王彦彬，刘丽娟，孙文

（1.渤海装备新世纪机械制造有限公司，天津 300280；2.天津市正方科技发展有限公司，天津 300270）

0 引言

随着天然气与煤层气开采规模的扩大与发展，排水采气技术已成为保持气井可持续生产的重要技术手段。以抽油机、螺杆泵、潜油电泵等为代表的机械排采装备在排水采气领域得到了广泛应用。

潜油电泵自1985年前后在川西南气，2005年以后在长庆矿井开展排水采气试验以来，历经30多年摸索过程，取得了一系列成功经验，期间各项新技术的应用提高了潜油电泵对各种复杂井况的适应性，激励石油技术人员不断深入探索。但时至今日，在不同区块的小规模应用中，仍不断出现问题，究其原因，生产运行过程中的不合理控制是造成设备停机与故障的重要影响因素，说明加强控制方法研究，提高运行控制的合理性，对保证设备的长期可靠运行是极其重要的。

1 运行模式分析

潜油电泵排水采气的生产过程可分为2个阶段，即生产初期大排量排液阶段和出气后保持抽吸积液阶段。两个阶段差异性较大，初期充分发挥了潜油电泵排液量大的特点，积液排采迅速；见气后排液量下降迅速，机组运行状态发生新的转变。目前根据井底积液速度，见气后的潜油电泵基本采取2种运行模式。

（1）连续运行模式。对于积液速度快，或需要用积液控制压差的气井，采取连续运行模式。这也是对低产井和边底水迅速增加井，普遍采用的运行模式。特别是煤层气开采，低产井居多，压差控制严格，虽然积液量不大，仍需要排水装备连续运行。如陕北神木煤层气开采，产气量一般在（3000～5000）m3/d。通过实际监测，见气后，泵的排液量从排采初期的20 m3/d降到5 m3/d以下，为了控制好积液压差，基本都采取降频控制，保持机组连续运行。

（2）间歇运行模式。对于积液速度缓慢，或产气量接近临界流量的气井，可采取间歇运行模式。即气井正常产气后，机组停机，待井底积液达到一定程度后，再启动机组排水。这类井一般比较深，气量比较大。如吐哈鲁克沁12井，2012年采用潜油电泵排水采气，泵挂深度超过2000 m，产气量达到15 000 m3/d，采取了间歇运行模式。

2 潜油电泵控制方法

2.1 井下压力与电机温度控制

在见气前和见气后的2个不同生产阶段，由于抽吸介质的变化，潜油电泵的运行状态会存在较大差别。见气前泵抽吸的是单相流体，泵的负载正常，工作电流稳定；见气后，泵抽吸的流体由单相流转变为两相流，产液量下降明显，且会出现较大的电流波动。经验证明，此时若仍采用欠载电流保护控制，易导致机组过早停机，难以改变水压井格局；若取消欠载电流保护，又易于出现井液抽空烧泵现象。目前该类案例出现的较多，经验教训也较多。基于欠载电流保护不能适应排水采气井的实际生产状况，应改进控制模式，在井下安装压力和电机温度监测传感器。

通过井下压力传感器可以自动实时监测井下压力，存在式（1）的关系。

式中Ps— 井下压力传感器传输出的压力

Ph—— 动液面压力

P套—— 套管回压

根据井下压力和井口套压，可以准确判定动液面高度和积液状态，实施变频控制和防抽空停机保护。特别是煤层气井，理想的积液压差一般只有十几米，使用地面监测仪监测的实时性和准确性还不能为生产提供有效保障，时有抽空烧泵现象发生[6]。

通过对电机温度自动实时监测，替代欠载电流保护，只要实际监测的温度低于电机的耐温值，并且地面表征的其它运行参数正常，就可保持系统正常运行。一旦监测温度达到设定保护值，自动停机保护。

2013年川西南气矿古18井生产初期采用欠载电流保护，机组频繁停机几十余次，采用电机温度保护措施后，有效控制了电机过早停机与频繁停机现象。西南气田伊18-16-276H井采用了井下压力和电机温度监测控制，取得良好的应用效果，产气高峰期产气量最高达到51 498 m3/d，后期保持在12 000 m3/d以上（图1）；产液量下降明显，由生产初期的500 m3/d下降到50 m3/d（图2）；电机运行温度保持在106℃；电机额定电流40 A，实际运行最高32.5 A，最低24.2 A（图3）。

图1 伊18-16-276H井产期数据

图2 伊18-16-276H井产液数据

图3 伊18-16-276H井运行数据

2.2 井口套压控制

潜油电泵排水采气，套管是主产气通道，油管是主排水通道。因此井口套压是气井生产的重要技术参数。

根据公式（1）可知，井口套压直接影响动液面高度。随着井口套压的增大，可促进动液面高度下降，尽早解气，因此在见气初期以及动液面较高阶段，保持较高的井口套压有助于减少套管中更多的积液。从伊18-16-276H井运行数据看，在高产气阶段，井口套压值达到3.5 MPa，在日常产气阶段，套压值仅为0.9 MPa，套压值的增高不仅证明该阶段具有较强的产气能力，也助推了动液面的下降。

当然，由于气井的动态稳定性较差，井口套压控制还要与井下压力以及地面生产流程很好地结合，有效规避风险。特别是煤层气井，动液面距离泵入口很近，为防止抽空烧泵，井口套压更需要精确控制。这方面有些气田往往重视不够，如选择量程较大的指针式压力表，易造成较大的视觉误差，应根据实际量程需要加以改进。

2.3 运行模式控制

在不同的生产阶段，连续运行模式和间歇运行模式都可能用到，关键是看动液面高度是否稳定处于临界解气点以下。

对于产气量较低的气井，气体流速低于临界流速，水的聚积易导致水埋井，即使水量较小，也应采取连续运行模式；水的聚积量需要一定的时间才能接近水埋井，可以采取间歇运行模式，间歇控制时间必须保证动液面回升高度在临界解气点以下，可以通过井下压力及地面套压监测随时掌握。

对于高产气井，水量一般也比较大，依据Coleman模型［7］，对于井口套压＜7 MPa的气井，气体的临界流速见式（2）。

式中σ—— 水界面张力，kg/m

ρ1— 水密度，kg/m3

ρg—— 气体密度，kg/m3

按照Coleman模型计算，在套管产气的条件下，有效携带井筒积液的临界流量值会很高。目前国内已实施的潜油电泵排水采气井一般都很难达到临界流量值，因此必须对产气通道加以改进。

对于产气量在（10 000～50 000）m3/d气井，目前采取的附加泡排等措施都是有益的尝试，如何进一步完善工艺，提高应用效果是今后的一个重要研究细节。适时转为油管生产或采取双油管生产也是达到Coleman模型要求的有效办法，只是目前国内还没有实施先例。

2.4 变频控制

进入产气阶段，井下游离气和井底积液都将进入潜油泵，油管成为气液两相流通道，进入泵中的气体将导致泵的扬程和排量特性下降。为保证举升扬程，泵的运行工况点向小排量端转移。根据离心泵的工作特性，较低的转速更有利于减少气体聚积对泵造成的影响，因此在投入费用可接受的条件下，应适当降低机组的额定运行频率。在现场应用中，升频控制也应结合井下压力及地面套压变化逐步实施，切忌一次性大幅度提高运行频率，造成泵气锁。

3 运行跟踪与诊断

由于气液两相的动态变化直接影响气井的生产稳定性，因此加强运行跟踪对保证稳产是极其重要的。对于潜油电泵而言，需要监测的重要技术参数包括井下压力、电机温度、井口套压、井口油压、运行电流等。针对不同的故障类型所表征的参数变化情况总结为表1，可根据全时域参数记录进行具体诊断。

表1中，×表示该参数项不是故障类型表征项。气体干扰是最重要的故障类型，典型特征明显。需要强调的是2种突出的气体干扰故障运行模式，一种是在排采到某个节点后，动液面不再下降，即使是升频控制也不见效果，如果此时归结为气体干扰，正确的控制方式应是间歇停机或降频控制，并增大井口套压，保证气井的可持续生产；另一种是在产气阶段出现井口油压为零，油管中既无液产出，也无气产出现象，此时如果井下压力和电机温度正常，可继续保持生产，防止过早停机保护，达不到预期的投产效果。