稠油潛油電泵工作壽命影響因素分析及治理

劉 玉 國

（中國石化西北油田分公司塔河采油二廠，新疆輪臺 841604）

稠油潛油電泵工作壽命影響因素分析及治理

劉 玉 國

（中國石化西北油田分公司塔河采油二廠，新疆輪臺 841604）

針對塔河油田采油二廠稠油潛油電泵工作壽命短的問題，通過對躺井電泵進行拆檢分析，結(jié)合稠油物性、實測溫度場數(shù)據(jù)及前期電泵系統(tǒng)的技術(shù)參數(shù)，查找出造成稠油潛油電泵短壽的6個因素為：電泵系統(tǒng)耐溫不足、保護器稠油適應(yīng)性差、離心泵軸系結(jié)構(gòu)缺陷及強度不足、選型設(shè)計不合理、電泵系統(tǒng)散熱差及稀稠油混配效果差。通過潛油電泵機組技術(shù)改進、電纜改進、電泵配套優(yōu)化及電泵舉升配套工藝優(yōu)化4個方面對稠油潛油電泵系統(tǒng)進行了優(yōu)化改進，稠油潛油電泵躺井率、故障停機井次大幅度下降，工作壽命明顯提高，為油田的正常生產(chǎn)提供了保障。

稠油；潛油電泵；工作壽命；影響因素；系統(tǒng)優(yōu)化

潛油電泵是塔河油田采油二廠超深超稠油摻稀降黏井主要機械舉升方式之一，以其大排量、高揚程的特點在稠油機械舉升方式中占據(jù)越來越重要的地位。2011年采油二廠共有電泵井93口（占全廠井?dāng)?shù)的19.4%），日均總產(chǎn)油3 979 t（占全廠總產(chǎn)量的

41.2%），單井日產(chǎn)量達42.8 t。隨著電泵井井?dāng)?shù)不斷增加、下泵深度不斷加大、生產(chǎn)頻率不斷提升，再加上油井原油黏度高［1-3］、摻稀不穩(wěn)定、高溫高壓及高含H2S的影響［4-5］，電泵井躺井率不斷上升，檢泵周期持續(xù)下降。據(jù)統(tǒng)計，采油二廠2011年共躺井103井次，月均躺井率高達9.5%，平均壽命僅228 d，影響產(chǎn)量44 957萬t，形成材料及作業(yè)費用8 188.5 萬元，給采油廠增儲上產(chǎn)及成本控制帶來極大壓力。因此，開展超深、超稠油潛油電泵井短壽原因分析及治理工作具有重要意義。

1 超深超稠油潛油電泵短壽原因分析

1.1 潛油電泵故障類型

對2011年躺井電泵進行故障部位分類統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)大扁電纜、保護器、電機及離心泵軸是造成電泵躺井的4個主要部位［6］，其中電纜故障占總躺井?dāng)?shù)的34%，平均壽命231 d；保護器故障占29.1%，壽命僅239 d（表1）。

表1 潛油電泵躺井故障部位統(tǒng)計

電纜及潛油電泵機組拆檢普遍存在以下現(xiàn)象：電纜故障集中出現(xiàn)在電纜中下部及連接部位，部分井有明顯的井液及氣體侵入痕跡；保護器失效程度高，內(nèi)部普遍存在塊狀稠油，機械密封破損失效，膠囊老化變形甚至破裂，止推軸承存在磨損；保護器、電機、小扁電纜頭及離心泵各處密封膠圈均存在嚴(yán)重的老化變形（方形）甚至碳化現(xiàn)象；電機轉(zhuǎn)子普遍存在過熱變黑現(xiàn)象，且由下至上逐漸加重；斷軸井普遍集中在保護器花鍵套處，占總斷軸井?dāng)?shù)的82%。

1.2 潛油電泵短壽原因分析

通過對潛油電纜及電泵機組的故障分析，結(jié)合區(qū)塊稠油物性、實測電泵井溫度場以及電泵系統(tǒng)的材質(zhì)及技術(shù)指標(biāo)，分析總結(jié)電泵短壽主要有以下原因。

（1）油井環(huán)境溫度過高，而潛油電泵電機及電纜耐溫級別不足。2011年9月對11口超稠油潛油電泵井溫度流壓測試顯示，最高環(huán)境溫度為134 ℃，平均120 ℃，因此耐溫級別120 ℃電機及電纜難以滿足油井需要，必然會導(dǎo)致短壽躺井。

（2）98系列膠囊式保護器對超稠油適應(yīng)性差，易快速失效躺井，主要表現(xiàn)在4個方面：①保護器采用的密封材料及膠囊材料不抗H2S，且耐溫級別不足；②受結(jié)構(gòu)限制，膠囊型保護器注油時難以完全注滿，正常生產(chǎn)時受外部環(huán)境壓力變化快、稠油摻稀電泵機組電機負(fù)載變化大的影響，保護器呼吸量較大；③98 mm系列保護器容量小，難以有效保護84 kW以上大功率電機，溫度高時電機油膨脹易導(dǎo)致保護器膠囊破裂；④塔河稠油具有膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量高、膠質(zhì)與瀝青質(zhì)含量比值小及易發(fā)生瀝青質(zhì)沉積的特性，進入保護器后易導(dǎo)致保護器呼吸通道堵塞憋壓，從而損壞機械密封，導(dǎo)致保護器失效［7］。

（3）軸結(jié)構(gòu)缺陷及強度不足導(dǎo)致軸斷躺井［8］，主要表現(xiàn)在3個方面：①材質(zhì)配合間隙?。ㄅ浜祥g隙按溫度120 ℃設(shè)計，實際運行溫度監(jiān)測達到150 ℃），高溫下過度膨脹磨損，導(dǎo)致軸強度下降，從而在應(yīng)力最集中且最薄弱的花鍵套處斷裂；②離心泵軸功率157 kW，在稠油中運行易出現(xiàn)稠油卡泵，多次啟泵導(dǎo)致軸斷；③運轉(zhuǎn)中非正常磨損導(dǎo)致軸強度下降，當(dāng)負(fù)載增加或磨損到一定程度造成軸斷躺井。

（4）潛油電泵選型配套設(shè)計與井況不符，電泵運行工況不合理。2012年之前，采油二廠電泵井僅有揚程2 800 m及3 500 m兩種，而十二區(qū)油井供液能力普遍較強，電泵排效普遍超過130%，導(dǎo)致電泵生產(chǎn)時產(chǎn)生一個向上的頂托力，離心泵及保護器止推軸承磨損嚴(yán)重［9］。

（5）十二區(qū)油井普遍為?244.5 mm套管，潛油電泵均未增加導(dǎo)流罩，導(dǎo)致電機處的流速普遍低于0.10 m/s，散熱能力差造成電泵短壽躺井［10］。

（6）摻稀系統(tǒng)穩(wěn)定性差，在現(xiàn)有管柱結(jié)構(gòu)下稀、稠油自然混配效果較差，導(dǎo)致電泵負(fù)載變化大，故障停機多。2011年共停機624井次，影響生產(chǎn)時效3 432 h，損失產(chǎn)量6 035 t。

2 超深超稠油電泵系統(tǒng)優(yōu)化改進

2.1 電泵機組改進

電泵機組方面主要針對保護器、電機及離心泵進行優(yōu)化改進：保護器及電機的改進圍繞“耐高溫、防腐蝕、大容量、易循環(huán)、高承載、高散熱”進行，離心泵的改進圍繞“高揚程、低級數(shù)、寬流道、高強度”進行［11-13］。

電機進行了9項技術(shù)改進，包括：（1）優(yōu)選143 mm系列電機，提高電機容量及散熱能力；（2）采用高電壓、低電流配置，降低電纜損耗，提高稠油電泵啟動性能及系統(tǒng)效率［14-16］；（3）選用進口電磁線絕緣材料，并由2層增加至5層，提高絕緣能力；（4）選用耐溫204 ℃絕緣漆和耐溫180 ℃的AFLAS 100S密封材料；（5）電機殼體端部增加耐高溫抗H2S墊片，隔離井液及H2S；（6）選用高承載止推軸承；（7）改進油路循環(huán)結(jié)構(gòu)，提高散熱能力；（8）采用雙“O”環(huán)密封；（9）優(yōu)化電機各摩擦副配合間隙。

保護器進行了8項技術(shù)改進，包括：（1）選用130系列保護器，提高容量、散熱能力及保護電機能力；（2）選用耐高溫抗H2S密封材料；（3）采用雙“O”環(huán)密封；（4）采用高承載止推軸承；（5）端部增加耐高溫抗H2S墊片，隔離井液及H2S；（6）采用合金波紋管機械密封，提高密封及耐磨抗壓能力；（7）采用耐高溫風(fēng)箱式不銹鋼膠囊，防止H2S腐蝕；（8）增大保護器呼吸孔直徑，防止稠油堵塞。

離心泵方面進行了6項技術(shù)改進，包括：（1）優(yōu)選高揚程、低功耗葉導(dǎo)輪，降低級數(shù)，便于故障處理；（2）優(yōu)選寬流道葉導(dǎo)輪，降低摩阻，提高稠油適應(yīng)性；（3）優(yōu)化葉導(dǎo)輪平衡孔數(shù)量、位置及孔徑，提高離心泵承壓及泄壓能力，便于稠油上返后正注處理；（4）泵軸功率由157 kW提高至247 kW；（5）密封材料選用耐溫140 ℃抗H2S的氫化丁晴；（6）止推墊片由酚醛層壓板改為耐高溫抗H2S材料，提高耐磨能力；

2.2 電纜改進

電纜改進圍繞“耐高溫、耐高電壓、耐高壓力、耐H2S”進行，設(shè)計一種新型稠油深抽潛油電泵電纜：（1）電纜纜芯為?5.19 mm一級無氧銅桿；（2）絕緣層由輔助絕緣及主絕緣2層構(gòu)成，輔助絕緣為5層耐溫180 ℃、厚度0.045 mm的聚酰亞胺—氟46薄膜，主絕緣為厚度2.3 mm的三元乙丙橡膠；（3）護套層由2層構(gòu)成，第1層為厚度2.0 mm的整體丁晴橡膠護套，第2層為單根纜芯、厚度1.0 mm的鉛合金護套，繞包0.2 mm的厚墊層，提高護套層的耐溫及承受環(huán)境壓力性能；（4）鎧裝層為鍍鋅鋼帶。新型電纜與前期使用電纜技術(shù)指標(biāo)對比見表2。

表2 電纜技術(shù)指標(biāo)對比

2.3 電泵系統(tǒng)配套優(yōu)化

電泵系統(tǒng)配套優(yōu)化主要針對前期電泵未能在合理工況區(qū)間運行、系統(tǒng)軸系強度不足及保護器和電機容量小、散熱能力差進行［17］，在電泵機組技術(shù)改進基礎(chǔ)上，進一步對電泵系統(tǒng)配套進行優(yōu)化，確保電泵排量效率維持在70%～100%的合理工況區(qū)間［18］，供液充足井選用大排量、低揚程機組，提高電泵對超稠油的適應(yīng)性；供液較差井選用小排量、高揚程機組［19］，提高電泵深抽能力。

配套要求為：（1）稠油電泵配套功率：功率配置為正常清水功率的1.4倍或不小于0.35 W/（m3·m），提高電泵抗過載能力，滿足稠油舉升要求；（2）耐溫≥150 ℃；（3）離心泵軸軸功率≥247 kW；（4）外徑尺寸要求：電機采用143 mm系列，保護器采用130 mm系列，排量高于150 m3時離心泵采用130 mm系列，其他選用98 mm或102 mm系列，提高電泵稠油適應(yīng)性及散熱能力；（5）電機采用高電壓、低電流配置，提高稠油電泵啟動性能及電泵系統(tǒng)效率［20］；（6）采用高單級揚程、寬流道型葉導(dǎo)輪，提高離心泵抗稠油性能。

2.4 電泵舉升配套工藝優(yōu)化

電泵舉升配套優(yōu)化主要解決“流速低、散熱效果差、稀稠油自然混配效果差、電泵頻繁故障停機”等問題［21］，采用3種配套舉升工藝。

（1）配套?168 mm導(dǎo)流罩，提高電泵系統(tǒng)散熱能力。導(dǎo)流罩懸掛在油氣分離器處，結(jié)構(gòu)為：?168 mm導(dǎo)流罩+5根?88.9 mm油管+5根?88.9 mm篩管+絲堵。配套后電機處流速提高6.4倍，按十二區(qū)目前平均1.9稀稠比計算，地層產(chǎn)量僅需32 t/d即可滿足電機散熱需求。

（2）配套誘導(dǎo)增壓攪拌式吸入口，提高稀稠油混配效果。由于稠油摻稀降黏無法實現(xiàn)真正的油氣分離，因此將電泵油氣分離器改為誘導(dǎo)增壓攪拌式吸入口，通過螺旋形大角度增壓葉輪及泵軸的高速旋轉(zhuǎn)，提高稀稠油及油氣混配效果。

（3）配套電泵尾管懸掛裝置［22］，動用特超稠油井儲量及提高稀稠油混配效果。該裝置主要通過在泵下連接2 000～3 000 m油管，將稀稠油混配點下移至4 500 m以下，確保稠油能夠入泵，以動用黏度50×104mPa·s以上、黏溫拐點3 500 m以下井儲量；同時加長尾管后提高了稀稠油混配時間、混配溫度，并且將混配方式由離心泵吸入口處的面狀接觸改為篩管式柱狀接觸，能夠有效提高稀稠油混配效果［23］。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

自項目實施以來，采油二廠電泵井?dāng)?shù)由2011年的93口增加至2014年6月的123口，躺井率由2011年的9.5%逐漸降至2014年上半年的4.4%，躺井?dāng)?shù)由2011年的103口降至2014年上半年的29口。從躺井故障部位對比：大扁電纜及電機故障躺井?dāng)?shù)大幅下降，分別由35井次下降至1井次及17井次下降至3井次；保護器、軸及小扁電纜故障躺井?dāng)?shù)呈下降趨勢，說明電泵系統(tǒng)的優(yōu)化改進取得了較好效果（圖1）。

圖1 2011—2014年采油二廠電泵躺井故障部位變化對比

4 結(jié)論

（1）大扁電纜和電機耐溫級別不足，保護器容量小、抗H2S性能差、易發(fā)生稠油沉積堵塞，軸系強度及功率不足等因素是導(dǎo)致稠油潛油電泵工作壽命短及躺井率高的主要原因；電泵選型配套設(shè)計不合理、流速低、散熱效果差、摻稀系統(tǒng)不穩(wěn)定及稀稠油混配效果差、故障率高也是導(dǎo)致電泵短壽躺井的重要原因。

（2）針對稠油電泵系統(tǒng)躺井的6個主要原因，采取電泵機組改進、電纜改進、電泵系統(tǒng)配套優(yōu)化及電泵舉升配套工藝優(yōu)化等4項治理措施，應(yīng)用以來，電泵躺井率得到有效控制。改進型電纜、稠油電泵系統(tǒng)的配套優(yōu)化及電泵舉升的配套工藝也可以應(yīng)用于國內(nèi)外類似油田的電泵舉升工藝中。

（3）潛油電泵應(yīng)用于高溫、高壓及高含硫化氫的超稠油井中的密封失效（保護器堵塞失效及小扁電纜頭密封失效）問題仍然沒有取得根本性的突破，需要進一步研究。

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（修改稿收到日期 2014-06-17）

〔編輯 朱 偉〕

Analysis and treatment of working life factors for heavy oil electric submersible pump

LIU Yuguo
（No.2Oil Production Plant of Tahe Oilfield,SINOPEC Northwest Oilfield Company,Luntai841604,China）

In view of the problem of short service life of electric submersible pumps in No.2 Oil Production Plant of Tahe Oilfield,through analysis of electric pumps in shut-in wells by dismantling the pumps,and in conjunction with physical properties of heavy oil,measured temperature field data and technical parameters of previous electric pump systems,it was found that there are six factors causing short service life of electric submersible pumps for heavy oil inadequate heat-resistance of electric pump system;poor suitability of protector for heavy oil;defects of centrifugal pump shafting system and inadequate strength;improper model and design;poor heat radiation of the electric pump system;and poor effectiveness of mixing of thin and thick oils.The electric submersible pump for heavy oil was optimized and improved in terms of improvement of the technology of electric submersible pump for heavy oil,improvement of electric cable,optimization of auxiliaries of electric pump and optimization of matching technology of electric pump lifting.The well shut-in rate due to electric submersible pump and the number of wells shut in due to pump failure reduced greatly;the service life of the pumps increased evidently,providing a guarantee for normal production of the oilfield.

heavy oil;electric submersible pump;working life;influencing factors;system optimization

劉玉國.稠油潛油電泵工作壽命影響因素分析及治理［J］.石油鉆采工藝，2014，36（4）：75-78.

TE355.5

：B

1000–7393（2014）04–0075–04

10.13639/j.odpt.2014.04.019

西北油田分公司2012年重點科研項目“稠油電泵運行壽命影響因素分析及治理對策研究”（編號：kj2012023）。

劉玉國，1970年生。1995年畢業(yè)于西南石油學(xué)院油藏工程專業(yè)，現(xiàn)從事油氣田開發(fā)工作，高級工程師。電話：0996-4687568。E-mail：lyg6637958@163.com。