杜林輝,梁志艷,蔣 磊,程 婷,王磊磊
(中石化西北油田分公司,新疆 烏魯木齊 830011)
塔河油田采油二廠主要為碳酸鹽巖縫洞型稠油油藏,采用摻入稀油降黏方式生產(chǎn)[1-4]。一般將泵下至黏溫拐點(diǎn)深度以下,泵深平均達(dá)到2744 m。生產(chǎn)中存在有桿泵抽油桿脫扣、斷裂現(xiàn)象嚴(yán)重[5-6],稠油電泵運(yùn)行壽命短,躺井率高[7-8],以及現(xiàn)有抽稠泵及電泵難以滿(mǎn)足黏溫拐點(diǎn)(3500 m)以下原油舉升需求的問(wèn)題。為有效解決上述問(wèn)題,提出了有桿泵及電泵泵掛深度與摻稀配點(diǎn)分離設(shè)計(jì)的方法,即下移摻稀混配點(diǎn)深度和上提泵掛深度。通過(guò)下移摻稀點(diǎn),提高稀稠油混配溫度,延長(zhǎng)混配時(shí)間,達(dá)到節(jié)約稀油、提高電泵散熱效果和運(yùn)行壽命的目的;通過(guò)上提泵掛,進(jìn)一步改善抽稠泵井的桿柱受力狀況[9-12],降低電泵機(jī)組處環(huán)境溫度及壓力,達(dá)到降低機(jī)采井稠井率的目的。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況表明,該方法能有效改善泵受力狀況及工況環(huán)境,提高運(yùn)行壽命,在稠油井舉升中具有極大的推廣應(yīng)用價(jià)值。
1.1.1 工作原理
直接在抽稠泵下部連接加長(zhǎng)尾管,將稀稠油混配點(diǎn)下至原油黏溫拐點(diǎn)深度以下,以提高稀稠油混配溫度,延長(zhǎng)混配時(shí)間,改善混配效果,同時(shí)上提泵掛深度,降低桿柱載荷,改善桿柱受力狀況,最終達(dá)到降低有桿泵井故障異常率和躺井率的目的。
1.1.2 結(jié)構(gòu)
常規(guī)串聯(lián)式抽稠泵受下泵筒影響,抗拉強(qiáng)度較小,下部可連接的尾管長(zhǎng)度較短,難實(shí)現(xiàn)泵下加深分離。因此,對(duì) ?83/44、?70/32、?70/44、?56/38型抽稠泵進(jìn)行了改進(jìn),提高抽稠泵泵筒強(qiáng)度,以加長(zhǎng)尾管,實(shí)現(xiàn)泵下加深分離的目的。
具體改進(jìn)措施為:在原來(lái)上泵筒及下泵筒連接部位設(shè)置過(guò)橋裝置,連接在上泵筒下部;在過(guò)橋裝置下連接抗拉強(qiáng)度更高的過(guò)橋管,替代強(qiáng)度低的下泵筒,連接泵下部尾管;下泵筒連接在過(guò)橋裝置上,與下柱塞配合起間隙密封作用,不再承受下部尾管拉力。具體結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖1。
1.1.3 技術(shù)參數(shù)
改進(jìn)后抽稠泵泵筒承重平均達(dá)38.8 t,較改進(jìn)前增加20.8 t;平均可承載尾管長(zhǎng)度達(dá)1089 m,較改進(jìn)前增加842 m。按泵掛深度2400 m計(jì)算,摻稀混配點(diǎn)深度可下至3395~3638 m(表1)。
1.1.4 優(yōu)缺點(diǎn)
(1)優(yōu)點(diǎn)。作業(yè)簡(jiǎn)單,適用范圍廣,安全性高;可實(shí)現(xiàn)1000 m尾管加深目的,提高稀稠油混配溫度20℃,延長(zhǎng)混配時(shí)間0.9~3.6 h(按30~120 m3/d產(chǎn)量計(jì)算);可以降低抽稠泵井異常故障率,提高檢泵周期,降低采油成本;可以機(jī)械舉升動(dòng)用原油黏溫拐點(diǎn)(3500 m)以下超稠油儲(chǔ)量。
圖1 常規(guī)抽稠泵改進(jìn)前后結(jié)構(gòu)示意圖
(2)缺點(diǎn)。抽稠泵泵筒承受下部尾管拉力,處于拉伸狀態(tài),且在上、下行過(guò)程中受力不同,處于交變拉伸狀態(tài),將影響抽稠泵使用壽命。
1.2.1 工作原理
尾管懸掛分離是應(yīng)用電泵加裝尾管裝置,將電泵機(jī)組下入尾管裝置中,然后通過(guò)變徑導(dǎo)向頭在尾管裝置下部連接一定數(shù)量油管,使稀稠油混配點(diǎn)下移,以提高稀稠油混配溫度,延長(zhǎng)混配時(shí)間,提高稀稠油混配效果。
1.2.2 結(jié)構(gòu)
稠油電泵尾管懸掛裝置主要包括2個(gè)部分:一是用于懸掛電泵及尾管的部分,包括護(hù)罩接頭、套管及導(dǎo)向頭;二是過(guò)電纜密封部分,包括唇形密封、墊圈、密封墊圈及壓緊螺釘。
表1 抽稠泵泵筒強(qiáng)度改進(jìn)前后對(duì)比
該裝置主體結(jié)構(gòu)采用?177.8 mm套管制作,下部通過(guò)導(dǎo)向頭與?88.9 mm油管連接,上部通過(guò)?177.8 mm套管接箍及護(hù)罩接頭將?177.8 mm套管與?88.9 mm油管連接,其護(hù)罩接頭一側(cè)采用中空裝置用于過(guò)小扁電纜,上部采用耐高溫抗硫化氫AFLAS材質(zhì)制作的唇形密封進(jìn)行密封,下部采用壓緊螺釘、4組墊圈及3組AFLAS材質(zhì)密封墊圈實(shí)現(xiàn)密封(圖2、3)。
1.2.3 技術(shù)參數(shù)
該電泵尾管裝置主要技術(shù)指標(biāo):耐溫150℃以上;耐壓35 MPa以上;承重100 t以上。
1.2.4 優(yōu)缺點(diǎn)
(1)優(yōu)點(diǎn)。結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單,易加工,適用范圍廣;可實(shí)現(xiàn)2000 m以上的尾管懸掛,提高稀稠油混配點(diǎn)溫度至40℃以上(溫度梯度約為0.02℃/m),延長(zhǎng)稀稠油混配時(shí)間0.9~4.4 h(按50~250 m3/d產(chǎn)量計(jì)算);在改善稀稠油混配效果的基礎(chǔ)上,對(duì)降低電泵井異常率、故障率及提高檢泵周期有明顯的積極作用;可以機(jī)械舉升動(dòng)用原油黏溫拐點(diǎn)(3500 m)以下、黏度為100×104mPa·s以上的超稠油儲(chǔ)量。
圖2 電泵尾管懸掛管柱結(jié)構(gòu)示意圖
圖3 電泵尾管懸掛裝置結(jié)構(gòu)示意圖
(2)缺點(diǎn)。尾管懸掛裝置在作業(yè)時(shí)受井口通徑限制需拆裝井口,延長(zhǎng)了作業(yè)時(shí)間,并且給井控安全帶來(lái)了一定風(fēng)險(xiǎn);電泵尾管懸掛裝置受多級(jí)離心泵截流影響,一旦摻稀失敗,稠油上返,難以正注稀油處理通油管,必須進(jìn)行檢泵作業(yè)。
截至2013年底,泵下加深分離方法共計(jì)應(yīng)用81井次,平均泵掛深度上提304 m,平均混配點(diǎn)深度加深475 m,平均單井日產(chǎn)油增加3.1 t/d,稀稠比下降0.75。
截至2013年底,尾管懸掛分離方法已應(yīng)用13井次,日產(chǎn)油增加217 t/d,平均稀稠比下降2.60。其中針對(duì)原油黏溫拐點(diǎn)深的超稠油注水替油自噴井轉(zhuǎn)抽應(yīng)用8井次,日增油154 t/d,稀稠比下降4.46;針對(duì)混配效果差、稀稠比高、頻繁停產(chǎn)電泵井應(yīng)用5井次,日增油63 t/d,稀稠比下降1.06。
(1)泵掛深度與摻稀混配點(diǎn)分離設(shè)計(jì)是以改善稀稠油混配效果及桿柱受力狀況、改善電泵機(jī)組工作環(huán)境為手段,達(dá)到降低機(jī)采井異常故障率,提高檢泵周期,節(jié)約稀油用量,減少產(chǎn)量損失,提高超稠油儲(chǔ)量動(dòng)用程度的目的。
(2)稠油電泵尾管懸掛分離主要應(yīng)用于超稠油機(jī)械舉升及摻稀混配效果差、頻繁停產(chǎn)的電泵井,該裝置能夠有效提高稀稠油混配效果,節(jié)約稀油用量,并且對(duì)改善泵況,提高電泵運(yùn)行壽命有積極作用。
(3)抽稠泵泵下加深分離設(shè)計(jì)應(yīng)用效果表明:平均稀稠比下降0.75,說(shuō)明稀稠油混配效果得到提升;平均泵掛深度上提304 m,有效降低了桿柱載荷,改善了桿柱受力狀況。
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