热采水平井分段采油工艺管柱设计与应用

赵晓

摘要：水平井技术是目前国内正在推广的采油工艺技术。但在热采水平井中，随蒸汽的不断注入油藏内部温度场在不断发生变化，影响着油藏流体的渗流规律，且常规的抽油泵抽汲使得水平段存在一个压力降汇场，加之稠油的高粘度及冷凝作用，容易造成趾端与跟端流动阻力分布不平衡，从而致使油藏动用不均，影响开发效果。为了提高水平井开采效果，缓解水平段开采不均衡的矛盾，需要设计适用于热采水平井分段采油的采油泵。该泵作为提高稠油热采程度的有效措施，结合均匀注汽，水平段软封隔等工艺技术可为水平井采油提供有力的技术支持。

关键词：水平井;采油工艺;渗流规律;抽油泵;采油泵

稠油开采是自20世纪60 年代发展起来的， 到目前为止， 已工业化形成了成熟的蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD等为主要开采方式的稠油热采技术[1-2]。胜利油田具有丰富的稠油资源，截止到2018年底，胜利油田稠油油藏探明储量约7亿吨，2018年稠油产量约为440万吨，稠油在原油产量中所占的比例越来越大。

胜利稠油油藏90%以上的动用储量是靠蒸汽吞吐开发，而平均采收率不到20%，开发方式单一，且采收率低[3]。随着新钻井数及新增产能的降低，急需提高蒸汽吞吐效果采收率。由于油层的非均质性可使注入蒸汽沿高渗透带突进，甚至形成蒸汽突破，降低采收率。蒸汽的密度较地层流体低，蒸汽易沿油层上部运移，形成“蒸汽超覆”现象。老井经过多轮次蒸汽吞吐后，平面及纵向上的剩余油饱和度仍很高。胜利油田从1992年开始利用水平井提高热采效果，是目前稠油油藏热采挖潜及产能建设的主要技术。为了解决水平井热采过程中出现的注汽受热不均衡的问题[4]，目前已经形成稠油热采水平井均匀注汽工艺技术，截至2018年累计推广实施2600余井次。但在水平井热采的过程中还存在这泵采效率低的问题[5]，针对这一问题开展了热采水平井分段采油工艺管柱的设计与研究，提高油藏采收程度，合理有效开发稠油油藏具有一定的现实意义。

1水平井分段采油理论分析

在注汽回采的过程中，由于水平段油流阻力分布不均，随蒸汽的不断注入油藏内部温度场在不断发生变化，影响着油藏流体的渗流规律，并且常规的抽油泵抽汲使得水平段存在一个压力降汇场，加之稠油的高粘度及冷凝作用，容易造成趾端与跟端流动阻力分布不平衡，从而致使油藏动用不均，影响开发效果。为了解决上述问题，首先要做好水平井水平段泵采流场的分析工作，研究通过对水平井采油过程中的流场进行分析，设计合理的泵采工艺管柱[6]，改变水平段压力分布，从而达到分段采油的目的，进一步完善水平井热采效果。在研究的过程中利用Dikken水平井压力模型来计算水平井水平段的情况。

从图1、图2可知，在水平段起始端（A点）的生产压差最大，而越靠近水平段末端（B点）生产压差越小，因此越靠近末端的水平段对水平井产量的贡献越小

从图3中我们可以看出，理想情况下水平井的供油区为椭圆形，其流场图水平段流动均匀，而实际水平井的供油区为跟端大（如图4），趾端小的锥形，跟端阴影区流体流动密集，油流阻力较大。在水平段末端增加一个汇点后，水平段的流场得到了很大改善，供油区已经近似为椭圆形。所以实现水平井分段采油，需改变水平段压力分布，增加汇场。

通过以上分析得出：在水平井均衡采油中，如果不对水平井段的生产压差进行调控，很容易出现端部效应，特别是对于高渗的边底水来说，易造成边底水锥进和过早见水，降低水平井的开采效果。结合上述水平井水平段泵采流场的分析，进行热采水平井分段采油组合泵的设计，可有效地改变水平段压力分布，从而达到分段采油的目的，解决实际生产中存在的问题。

2水平井分段采油工艺管柱优化设计

在稠油热采过程中，经常出现热采周期短，泵采效率低的情况。结合胜利油田的实际生产情况与水平井水平段采油流场的分析结果来设计热采水平井分段采油工艺管柱。

2.1分段采油工艺管柱设计

2.1.1分段采油工艺管柱的结构

在设计水平井分段采油组合泵之前，结合胜利油田实际情况，对水平井采油工艺管柱进行重新设计优化，设计管柱以70泵-56泵组合，分别对水平段进行抽汲。在水平段形成两个汇场，减少稠油由于泵采不及时而重新凝结的程度，分段采油工艺管柱设计原理如图5所示。

分段采油工艺管柱由分采泵、尾管、橡胶封隔器等组成。原理：通过水平段尾管安装的橡胶封隔器将水平段封隔为A，B两段，A点流体通过分采阀进入泵筒，而B点流体通过尾管进入泵筒，流体在泵筒内混合，共同被举升至地面。

2.1.2分采泵关键工具设计

分采泵是由上泵筒、上柱塞、上游动阀、下进油阀、分采阀、下泵筒、下柱塞、强制启闭阀、固定阀等组成。上柱塞和下柱塞通过19寸抽油杆连接。当柱塞上行时，上游动阀关闭，同时由于泵筒内压力下降，在阀口压差的作用下，分采阀和固定阀打开，流体进入泵筒。柱塞下行时，分采阀和固定阀关闭，下游动阀及强制启闭在流体挤压下打开，流体分别进入上柱塞和下柱塞。同时上游动阀打开，流体通过油管举升至地面。从而完成一次抽汲过程。

2.2 分采组合泵技术指标

2.3 分采组合泵的设计计算

2.3.1理论排量计算

依据表1中分采组合泵技术规范可以算出，理论排量Q=106.3 t/d

2.3.2强度校核计算

①泵筒抗内压能力校核

以70泵为例计算，其泵筒材料为45钢，，外径D=89mm，内径d=70mm，外内径之比D/d=89/70=1.27，该泵筒为厚壁圆筒，内壁上应力最大。其应力计算按以下公式进行：

②泵筒在外壓作用下径向变形量校核

以70泵为例，器泵筒外径D=89mm，内径d=70mm，外内径之比D/d=89/70=1.27，该泵筒为厚壁圆筒，试验过程中泵筒内外均有压力，现以最恶劣的条件只承受外压进行计算，两端开口。

3室内试验

开展热采水平井分段采油组合泵室内试验。

实验目的：检验阀球与座的密封性，检验泵筒与柱塞的漏失性，检验泵整体的密封性。

实验设备：电动试压泵、真空泵、真空实验台等

3.1 实验方法

3.1.1 分采阀球与座的密封性能试验

由于分采泵关键部件是分采阀，因为分采阀起到连接上下分采泵、分采油混合通道、控制分采量等这些作用，所以分采阀球与座的密封性能直接关系到热采水平井分段采油组合泵的使用效果。

分采球阀与座的密封性能试验主要是将分采阀球与配套的阀座置于真空泵吸入口处，装配好 打开吸气阀，真空泵压力逐渐上升，当真空度达到85-100KPa时关泵，稳压1min，测量真空泵中的压力是否有变化。

3.1.2 间隙漏失矢量实验

测试在规定的压力下，柱塞与泵筒的漏失量是否在理论计算允许的范围内，以保证抽油泵在下井工作后漏失量达到设计的要求，同时又不会因漏失量过小而不满足稠油井的工作需要。本抽油泵的密封间隙等级为Ⅲ级。

将泵筒内放入柱塞。上端接上试压接头，使用10号柴油，试验压力为10MPa。待下部进油孔处漏失稳定后计量1min的漏失量。漏失量与间隙等级的关系值见表4。

3.1.3 泵整体密封性能试验

组装好热采水平井分段采油组合泵，下部接好丝堵，上部接试压接头，与高压泵相连，用10号柴油试压，压力为18MPa，稳压5min，检验各连接螺纹的密封性。

3.2 实验结论

经过多次试验，得出实验结果如下：分采阀的阀球与阀座在抽空到90KPa关泵，稳压正常，密封性能良好;实验压力10MPa，Ⅲ级间隙泵的漏失量为4010ml/min，漏失量很小，达到了初期的设计目标;螺纹连接及泵整体无刺漏现象。

4 结论及认识

（1）对稠油热采水平井水平段得泵采流场分析发现，常规的抽油泵抽汲使得水平段只存在一个压力降汇场，加之稠油的高粘度及冷凝作用，容易造成趾端与跟端流动阻力分布不平衡，从而致使油藏动用不均，影响开发效果。

（2）结合水平井水平段泵采流场的分析结果来进行热采水平井分段采油组合泵的设计，可以有效地改变水平段压力分布，从而达到分段采油的目的，解决实际生产中存在的问题。

参考文献：

[1]于连东.世界稠油资源的分布及其开采技术的现状与展望[J].特种油气藏，2001（2）：98-103.

[2]谢志勤，賈庆升，蔡文斌，等.火烧驱油物理模型的研究及应用[J].石油机械，2002（08）：4-6.

[3]李伟.胜利稠油蒸汽驱开发现状及主要影响因素[J].中国石油大学胜利学院学报，2015（03）：11-13.

[4]岳慧，刘花军，刘若虚，等.热采水平井改善吸汽剖面技术研究及应用[J].石油机械，2014（10）：65-68.

[5]逯国成，刘明，戴宇婷等.热采水平井蒸汽流量自调节装置[J].油气田地面工程，2011（10）：93-94.

[6]宋开利.水平井分段采油工艺管柱[J].石油机械，2003（08）：40-41.