南海西部油田电潜泵举升优化设计研究与应用

穆永威,廖云虎,贾 辉,杨 波,姚欢迎

(中海石油(中国)有限公司 海南分公司,海南 海口 570312)

电潜泵采油长期占南海西部油田总采油井的95%以上,是南海西部油田最主要的举升采油方式,对保证油田的产量发挥了重要作用。近年来,随着油田的不断开发,越来越多的油井需要通过提液来保障油田的稳产,然而实践表明,油田油井提液也带来了一系列问题,需要系统性分析,进一步优化电潜泵举升设计。

1 南海西部油田换大泵提液必要性与主要面临的问题

1.1 提液意义与必要性

近年来南海西部油田换大泵提液年均增油量占常规措施总增油的42%,而同期对应修井作业费只占比15%,投入产出效益较高。换大泵提液已成为南海西部油田稳产、增产,提高采油速度的重要措施。随着南海西部油田的不断开发,越来越多油田逐渐进入开发中后期,油田含水率进一步升高,已进入换大泵提液及二次提液之际,需进一步开展换大泵提液作业以提高油田采油速度。

1.2 换大泵提液主要面临的问题

换泵提液作业前后油藏油井产能认识差别较大,生产一定时期后油井存在出砂、结垢、微粒运移加剧等情况,导致油井产能下降过快,电泵机组运行不合理,影响提液实施效果。电潜泵机组泵挂深度较浅或位置不合理,导致油井在生产后期泵吸入口流压过低或机组实际运行电流比较高等问题;生产管柱材质、尺寸、扣型等选择不合理,导致管柱存在冲蚀、摩阻较大、腐蚀穿孔等问题;泵吸入口气体处理装置选择或动力电缆选型不合理,导致提液后油井生产不稳定甚至欠载或影响机组寿命等问题,间接增加修井作业频次,影响油田油井提液开发实施效果。平台用电量不足、机采地面设备容量不够或发热、井口采油树不合适等,导致油井无法达到举升设计频率生产、产液量达不到预测等问题。

结合南海西部油田提液存在的问题,需综合考虑分析,开展电潜泵井举升系统优化设计研究,保障电潜泵举升工艺设计的合理性、电泵机组的高效合理运行。

2 电潜泵举升系统优化设计方法研究

结合油井提液存在的主要问题,视油井生产系统为整体,以井筒供、排协调为理论基础,从油藏产层、井筒、地面三位一体,充分考虑电泵机组与产层变化的适应性、设备运行安全、系统效率高效等,开展电潜泵井举升系统优化设计分析研究。

2.1 电潜泵举升系统优化设计原则

海上油田作业成本高,为保障电潜泵机组入井一定生产时期内均满足油藏配产液量且高效合理运行、提高油井检泵周期,电潜泵举升参数与系统优化设计宜遵循如下原则[1-2]:1)综合考虑油井三年内的供液能力变化情况,优选电泵机组泵型,使电泵在预期生产周期内保持在最高泵效区域内工作,同时对应排量下机组扬程满足平台计量、外输需求。2)结合油井实际井况,如出砂、结垢、高气液比等情况,优选针对性合理的防砂、防垢、高气液比处理能力等情况的电泵机组。3)合理优选管柱尺寸、材质,避免管柱在预期生产年限内发生腐蚀、冲蚀,减少管柱摩阻损失,节约降耗、安全生产。4)机组电机额定功率满足油井举升液体需求,针对具体油井井况与需求,电机功率设计满足一定的提频潜力与空间。5)根据油井井况与机组电机参数,优选配套动力电缆。6)电泵机组、电缆、油管的最大投影尺寸小于生产套管内径,并保证机组下到预定泵挂位置。7)平台电量、机采地面设备等,需满足油井提液用电量增量与机采地面设备等需求。

2.2 产层方面举升参数分析与设计

油井油藏数据是电潜泵举升设计的基础。影响电潜泵设计的主要因素有:产层静压、产液指数、油井井况、PVT数据等。

1)油井产层静压与产能

油井产层静压与产能是举升设计的关键性参数。油井产能直接反映油井的供液能力,静压与产能的变化,直接影响电泵机组举升所需扬程以及能否满足油藏配产需求。电泵机组泵型、扬程的设计,需综合考虑分析预期生产年限内产层静压与产能的变化情况。

油井产层静压与产能可通过油藏研究人员提供,油井产能亦可根据油井实际生产运行数据,通过专业软件建模拟后分析得到。

2)油井井况与PVT数据等

油井提液、生产压差增大,泵吸入口流压将进一步降低,可能造成油井出砂、结垢、微粒运移加剧、泵吸入口自由气含量增大而机组无法有效处理等情况,导致油井产能下降、无法稳定有效生产等问题。举升设计需结合油井实际井况,优选针对性应用的电泵机组,例如:对于轻微出砂、微粒运移情况油井,适当选择耐磨防砂型电泵机组;对于可能存在结垢问题的油井,优选具备除防垢能力的电泵机组;对于饱和压力高、生产气油比高、气体影响较大油井,优选相应气体处理能力的电泵机组;对于生产一定时期后含水率可能有较大上升的油井,机组扬程需充分考虑含水率变化情况等。

2.3 井筒方面举升参数分析与设计

2.3.1 泵挂位置优选

泵挂位置不合理,可能造成泵吸入口流压过低欠载、机组运行电流比过高、无法正常下入与启泵等问题,影响油井的稳定生产、甚至停机。泵挂位置优选宜遵循以下原则[2]:1)最大泵挂深度宜在射孔段以上50～100 m与防砂、悬挂封隔器以上20～50 m处,若要下到射孔段以下,须安装导流罩。2)机组正常运行时,沉没度宜不低于200 m,以防止油井生产异常时泵抽空情况。3)不同尺寸机组管柱组合,在下入生产套管过程中,机组通过最大狗腿度需保证机组弯曲度不宜超过3°/30 m,泵挂处狗腿度宜保证机组弯曲度小于1°/30 m。4)考虑生产后期钢丝作业需求,对需下入Y电泵管柱采油井,泵挂处井斜宜小于65°。5)对于饱和压力较高、含气量较高采油井,泵挂深度要充分考虑气体的影响,泵吸入口处流压宜大于饱和压力、控制泵吸入口自由气体百分含量小于10%。6)考虑到一定生产时期内油井产能静压、产能等可能存在的一定的变化,泵挂深度宜适当下深。

综合考虑以上多方面因素,优选合理的泵挂位置。

2.3.2 泵吸入口装置选择

常用的泵吸入口装置主要有普通吸入口、气体分离器、双级气体分离器、气体处理器等,主要根据泵吸入口处自由气含量不同而进行选择。采用理论方法[3]计算泵吸入口处自由气含量,或采用专业软件进行模拟计算。1)泵吸入口处自由气含量小于10%,一般不需对泵吸入口处的自由气进行处理,采用普通电泵吸入口即可。2)泵吸入口处自由气含量介于10%～40%时,一般可采用单级气体分离器或双级气体分离器做为吸入口装置。根据油气密度差、经离心力作用,实现油气分离,将分离出的气体从油套环空排出。3)泵吸入口处自由气含量介于40%～70%时,单采用气体分离器无法有效实现油气分离情况下,宜采用气体处理器、气体分离器加气体处理器进行气体处理。4)泵吸入口处自由气含量大于70%,宜组合采用气体分离器、气体处理器、多相混流泵装置,降低气体影响风险。

对于气液比较高的油井,泵出口与单流阀间宜加2～3根油管,以减低无法顺利启泵风险。若电泵机组采用旋转式气体分离器,则生产管柱需安装放气阀。

2.3.3 油管选型与关键井下工具

生产油管的选型需要考虑油管尺寸、材质选择,以避免管柱发生腐蚀、冲蚀、摩阻损失等问题,关键井下工具的选择需满足作业以及安全生产需求。

1)油管尺寸优选[4]油管尺寸选择要尽量避免管柱发生冲蚀以及管柱摩阻过大的情况。流体在油管中流动,冲蚀时率比小于1,默认不发生冲蚀。

冲蚀速率=实际流速/临界冲蚀流速。可根据公式(1)计算油管临界冲蚀流速。

Ve=K/ρ0.5

(1)

式中:Ve为临界冲蚀流速,ft/s;K为经验系数,碳钢推荐100,防腐钢材推荐200;ρ为流体混合密度,lb/ft3。

针对高含水井,可根据公式(2)计算不同液量不同尺寸下油管摩阻,也可从图1油管压头损失曲线图版[2]中查出油管摩阻损失。

(2)

式中:FP为油管摩阻损失,m;Qin为油井产液量,bbl;ID为油管内径,in;C为系数,新油管取值120,旧油管取值94。

综合以上管柱摩阻与冲蚀分析、油管选择的经济性以及南海西部油田应用情况,推荐不同日液量下油管尺寸优选结果如表1所示。

表1 不同日产液量下油管尺寸推荐尺寸

2)管柱材质选择 需要结合油井流体实际情况,选择满足防腐要求的材质。管柱防腐材质选择[5]依据中海油企业标准Q/HS 14015-2018《海上油气井油管和套管防腐设计指南》,进行管柱防腐选材。

3)关键井下工具 生产管柱关键井下工具选择需满足:工具强度满足油井生产及修井作业要求,扣型宜与油管扣型相同;上部井下工具的内径不小于下部工具内径;井下安全阀在海底泥线30 m以下;针对无放气阀的生产封隔器,其下深宜考虑避免井筒流体对上部生产套管腐蚀等情况。

2.3.4 电泵机组选型

1)机组扬程计算 油井机组举升所需扬程[2],包括井液垂直举升高度、流体沿程摩阻损失、井口油压压头三部分,可采用公式(3)进行计算。

H=Ha+HP+Fp

(3)

式中:H为举升所需扬程,m;Ha为垂直举升高度,m;HP为油压折算扬程,m;Fp为流体沿程油管摩阻损失压头,m。

2)泵型优选 泵型优选主要考虑以下原则:选择油藏配产液量(泵吸入口处校正后产液量)在泵合理排量范围之内且最接近最高泵效区域的泵型;大直径的电泵机组价格一般相对较便宜,泵效较高,在满足地质设计要求且套管尺寸、井斜等许可条件下,可考虑较大直径的泵型;综合考虑预期生产周期内油井油藏变化情况,适当选择合理排量范围较为宽泛、泵效较高、泵特性曲线比较平稳的泵型。

3)电机参数优选 针对高含水提液井,所需电机功率可采用公式(4)计算。

(4)

式中:N泵为电机的功率,kW;Q为泵的额定排量,m3/d;H为举升所需扬程,m;ρ0为流体混合平均密度,g/cm3;η泵为泵的效率,%;Nb为保护器功率,一般取值1～4 kW。

机组电机优选主要考虑因素:当需要考虑水的乳化或原油黏度影响时,需要用功率系数进行修正[2];宜按照固频电泵机组电机负载率80%～85%、变频电泵机组电机负载率60%～65%选择电机额定功率;平台油井现有地面设备最大与最小输出电压、电流,要与机组额定电压、额定电流相匹配,适当选择高电压、低电流系列电机;电机系列的确定需综合考虑所需电机功率、套管尺寸、井斜数据等因素,以确保机组能安全下入。

4)保护器选型 根据所选电机型号、功率、井斜等因素,选择与井况、电机相匹配的保护器型号,对于海上斜井,宜使用双胶囊式保护器。不同电机功率推荐保护器类型如表2所示。

2.3.5 电缆选型

动力电缆的选型[6]需综合考虑机组电机参数、井温、流体性质、油套环空间歇等因素。一般通过电缆压降图版或导体截面积计算法选择动力电缆型号,通过机组电机额定电压选择电缆耐压等级、油井井温选择电缆耐温等级,综合考虑流体性质、油套环空间隙等选择采用圆电缆、扁电缆、防腐电缆、防气电缆等。

表2 不同电机功率下保护器型号推荐

相同材质下,圆电缆的电场分布比扁电缆均匀,且载流量较扁电缆大,运行可靠性较大,对于油套环空间隙较大的油井应尽量考虑使用圆电缆。根据流体的特性确定电缆结构,例如H2S气体存在,可以使用铅封电缆,在高腐蚀流体的井里,采用特殊合金;高油气比井中的电缆可以采用铅护套及特殊密封装置。

动力电缆长度应结合泵挂实际深度预留适当余量长度,引接电缆长度宜超出泵出口1.5 m以上。对于修井管柱封隔器与泵出口距离较近(30 m以内)的油井,可采用圆扁一体式引接电缆。对于双Y双电泵机组,要考虑穿过双Y接头预留对应的长度。

2.4 地面举升参数分析与设计

2.4.1 提液用电量核算

平台地面用电量需满足油井提液所需用电量以及新增用电量。可采用公式(5)计算电潜泵井提液所需用电量[7]。

(5)

式中:N为提液所需用电量,kW;η电为电机的效率,%;Np为电缆损耗功率,kW;Nd为机采地面设备损耗功率,kW。

不同排量不同厂家的电泵机组,其电泵效率、电机效率不同,电缆损耗功率一般取5～20 kW/km,机采地面设备损耗功率一般取井下系统损耗功率的4%～8%。

2.4.2 提液机采地面设备需求

提液井机采地面设备需求,可根据新机组电机参数、电缆选型结果进行核算。

1)变压器容量需求核算:根据公式(6)进行计算[3]。

(6)

式中:S变压器为计算所需变压器容量,kVA;U、ΔU分别为机组额定电压、电缆压降,kV;n为安全系数,一般可取值1.1～1.2。

2)变频器需求核算:根据公式(7)进行计算。

S变频器=n×P额/η电/η变/η滤

(7)

式中:S变频器为变频器功率,kW;P额为电机额定功率,kW;η电为电机效率,在负载率不低于70%情况下,一般可取值0.75～0.86;η变为升压变压器效率,一般可取值0.98～0.99;η滤为滤波器效率,一般可取值0.98～0.99。

对固频柜,当电机启动时启动电流近似于4～8倍的额定电流,电缆压降突然增大4～8倍,故对于固频地面设备,建议进一步核算电机的启动性能,即要求电机启动时端电压占电机额定电压的百分比大于50%,若不能满足电机的启动性能,则需要适当选择高电压、低电流的电机。对于变频启动的电机,由于低频启动时电机的启动电流约为1～2倍的额定电流,则无需考虑电机的启动性能。

控制柜应根据现场的使用条件、机组性能要求进行选择,主要是是根据电机的功率、额定电流和地面所需要的电压来选择控制柜的容量,以保证电机在满载情况下长期使用。

2.4.3 井口装置需求

根据油藏配产液量及油管尺寸、动力电缆规格选择结果等,选择相应尺寸的井口采油树、油管挂、电缆穿越器、井口接线盒。

3 实例设计与实施效果

3.1 实例设计

3.1.1 W6H井提液背景与基础资料

W6H井原井下机组为1 000 m3/800 m电泵机组,产液量1 100 m3/d,含水率90%,产油量110 m3/d,由于该井含水率较高,产液量已无法满足新的生产需求,为提高产油量,计划开展换大泵提液增产作业。此次提液油藏配产2 000 m3/d,预测作业后含水率92%,产油160 m3/d,增油50 m3/d。根据此次W6H井配产及相关油藏资料:产层平均垂深2 000 m,油藏温度95 ℃,静压19.5 MPa,地面原油密度0.867 2 g/cm3,饱和压力3.67 MPa,溶解气油比16 m3/m3,CO2含量5.6%,油藏提供产液指数645 m3/d/MPa,未发现有结垢、结蜡出砂复杂情况;该井目前为9-5/8 in生产套管、3.5 in采油树油管挂及油管,采用变压器容量为500 kVA配套机采地面设备等,开展该井提液电潜泵举升系统优化设计。

3.1.2 W6H井电潜泵举升系统优化设计

根据泵挂位置优选原则及该井实际情况,优选该井此次泵挂深度1 230 m、井斜34.15°,狗腿度0.1°/30 m。采用专业软件拟合计算该井在配产液量下泵吸入口自由气含量0%、流体密度为0.985 g/cm3,故泵吸入口装置采用普通吸入口即可满足生产需求。

根据油藏配产液量以及油管选型原则与方法,需更换目前3.5 in油管挂、采油树、油管为5.5 in管柱及配套尺寸井下工具,可避免管柱冲蚀、减小摩阻损失3.1 MPa,达到节能经济的效果,整体生产管柱采用3Cr防腐等级材质。综合考虑油井产能、静压、含水率变化情况,根据电泵机组选型原则与方法,在该井采用设计5.5 in生产管柱情况下,设计采用2 000 m3/800 m电泵机组、电机功率267 kW,即可满足提液举升需求;在该井依然采用目前3.5 in生产管柱,在管柱将存在一定冲蚀情况同时,设计需采用2 000 m3/1 100 m电泵机组、电机功率366 kW,才可满足提液举升需求。

在该井分别采用5.5、3.5 in生产管柱情况,核算提液至2 000 m3/d,所需用电量分别为305 kW、457 kW,所需变压器容量分别为500 kVA、800 kVA配套机采地面设备。即若采用优化设计推荐的5.5 in生产管柱,采用2 000 m3/800 m电泵机组、目前该井500 kVA配套机采地面设备、提液用电量305 kW,即可满足提液需求;若依然采用3.5 in生产管柱,需采用2 000 m3/1 100 m电泵机组、重新采办变压器容量不低于8 000 kVA配套机采地面设备、提液用电量457 kW,才可满足提液需求。建议该井此次提液作业整体更换采用5.5 in生产管柱及井口设备。

综合以上,设计该井泵挂位置1 230 m,整体更换目前3.5 in生产管柱为5.5 in生产管柱,采用2 000 m3/800 m防腐普通吸入口电泵机组,采用目前变压器容量500 kVA配套机采地面设备、无需采购更换变压器容量800 kVA配套机采地面设备,预测提液用电量为305 kW。

3.2 现场应用效果

W6H井于2020年3月实施换大泵提液作业,整体采用5.5 in生产管柱及井口,下入优化设计2 000 m3/800 m电泵机组,泵挂深度1 230 m,下入井下压力计,对电泵运行情况及油藏信息进行实时监测。作业复产后,产液约1 975 m3/d,含水率91.8%,产油162 m3/d,初期日增油52 m3/d,泵效68%,机组运行工况较合理,油井生产状况良好,达到了提液增产效果。

4 结论

1)结合油井提液存在的问题,以电潜泵井系统整体为研究对象,研究形成了一套基于“油藏产层、井筒、地面”三位一体系统分析的电潜泵举升系统优化设计方法,全面分析优化,提高了电潜泵机组设计的合理性以及与油井的协调性、适应性。

2)W6H井提液至2 000 m3/d,通过系统优化设计采用5.5 in生产管柱:可有效降低管柱摩阻损失3.1 MPa,避免管柱发生冲蚀问题;采用目前该井500 kVA配套机采地面设备即可满足提液需求,避免临时采购更换800 kVA配套机采地面设备,保障了换大泵提液作业及时实施;预测节省平台用电量152 kW,为平台其他井提液空余一定的电力空间,节能降耗效果显著。

3)W6H井提液实施后,产液量与产油量均达到油藏预期效果,机组运行工况与油井生产状况良好,为后续海上油田日产液超2 000 m3油井提液提供较大的借鉴与参考意义。