稠油油藏螺杆泵冷采提液技术应用探讨

稠油油藏螺杆泵冷采提液技术应用探讨

池毓堞

胜利油田分公司滨南采油厂采油管理九区，山东 滨州 256606

摘要：针对稠油油藏底水锥进引起的油井暴性水淹问题，提出变控水稳油为大排量提液采油的开采方式，并进行大排量提液增油机理研究及可行性分析。经筛选对比，选择大排量螺杆泵作为提液手段，最终形成多种螺杆泵配套工艺技术，并取得良好效果，值得推广应用。

关键词：稠油油藏；提液冷采；螺杆泵；配套技术

某区块稠油油藏投产以来，由于受底水快速锥进的影响，油井由南到北陆续出现暴性水淹，生产形势直趋而下，虽采取多种治理手段，但效果甚微，整个区块开井仅21口，产能31吨/天，采出程度只有8.4%。根据该区块稠油油藏高含水期开发阶段的基本特点及潜力分布的基本认识，深入研究油藏的渗流机理，运用水动力学原理，认为提高储层内油流的流动性，便可增加油井原油产量。根据新理论采用新技术，实施大排量螺泵提液工艺，并取得良好的增油效果，为同类油藏高含水期开发提供一定经验。

1区块稠油油藏概况

某区块油藏类型为裂缝、溶洞型碳酸盐岩特超稠油底水油藏，储层内孔、缝、洞发育，是主要的储集空间和流动通道。平均孔隙度9%,渗透率2.261×10^-3um²,原油密度0.988~1.0g/cm³,50℃地面脱气原油粘度2.5×10⁴~7×10⁴mpa.s,粘温敏感性强，油藏压力属常规静水压力系统，油水界面在-900~-940m左右。热采后期高含水开发阶段的突出矛盾有以下两点：一是油藏底水活跃、持续锥进，油井大面积暴性水淹，在常规低采液量情况下区块开发效果日益变差。二是油藏裂缝发育，非均质性强，工艺上堵底水效果不理想，区块控水采油难度大。

2提液增油可行性论证

2.1特超稠油油藏冷采提液增油机理分析

该区块稠油油藏原油粘度属特、超油级别，从试采情况看，油藏初期采取井筒降粘措施后，不注汽仍有一定产能，这体现高渗透裂缝对特、超稠油的流动条件有所改善的开发特点。油藏底水充足，油井处在“暴性”水淹状态下，采用大排量提液，在大的生产压差下储层内流体被抽向井筒周围，同时在开发过程中大量底水上升，裂缝性油藏的储层中的采油方式近似底水水压驱动采油的方式。

2.2提液方式的优选

油藏大排量提液先导试验，应用喷射泵和螺泵两种采油技术，都取得较好的提液效果。喷射泵具有生产可控性强，能对原油起到稀释、乳化作用，从而达到降粘效果的优点，但系统效率偏低、计量有误差，地面工程工作量较大，运行成本较高，难以大规模推广。大排量螺杆泵排量大、压头高，系统效率高，计量准确，地面工作量小，作业程序简单，运行成本比喷射泵低。

常规情况下，螺杆泵只适合5000mpa.s以下粘度的原油开采，但在30000mpa.s以上粘度的超稠油油藏应用成功的原因有两方面：一是含水95%以上，油井是以稀带稠生产；二是原油虽粘度高，但不连续，是以小油滴或小油块的形式分离在水中，每转进入螺杆泵的油非常少，因此对扭矩的影响不大，在目前的驱动条件下螺杆泵可以正常生产

3螺杆泵配套工艺技术

3.1泵型的选择

在推广应用中，使用国产螺杆泵和PCM螺杆泵。国产螺杆泵用大过盈量、高泵效、低转速的设计思路，其优点是泵效高，排量大，缺点是泵磨损较大，使用寿命短，扭矩大，对抽油杆的要求高。PCM螺杆泵采用小过盈量，低泵效、通过高转速达到大排量生产的设计思路，其优点是扭矩小，采用D级抽油杆就可生产，因过盈量小，磨损少，泵的使用寿命长。缺点是螺杆泵价格高。该区块高原螺杆泵有4口，PCM螺杆泵有26口。

3.2驱动杆配套

针对实验初期D级抽油杆或者空心抽油杆经常出现丝扣滑脱及被扭断等问题，改用28mm锥形扣抽油杆。此杆采用H级钢级和锥螺纹，三定位的形式，增大承受轴向载荷和扭矩的能力，来防止接箍涨裂、防止脱扣、倒扣，减少井下事故。

3.3锚定配套

原铺定工具为Y221总承，是由Y221封隔器改进而成。由于该总成存在着设计缺陷，使得中心管可以与总成外壳发生相对转动。当螺杆泵处于工作状态时，在螺杆泵的带动下，中心管与总成外壳之间发生相对转动，使油管转动倒扣，甚至使油管落井。管柱固定装置使用后较好的解决此问题。该工具由支撑卡瓦和翻板锚两部分组成，支撑卡瓦承受轴向载荷，防止管柱落井，翻板锚承受扭矩，防止油管脱扣。

3.4扶正配套

因PCM螺杆泵是通过高转速达到大排量生产的，现场应用中转速一般在100-170rpm,偏磨现象较严重。因此在杆柱上配套旋转扶正器，每根杆配1个。

3.5生产管理技术

螺杆泵井开井初期，由于油井油帽过大、原油粘度高，出现螺杆泵启动困难的情况。针对该问题，通过对抽油杆受力分析，认为降低扭矩的方法一是降低原油粘度，二是降低转速。因此，在现场采取“四阶段管理法”：一是油井作业方案中，按套管体积的1.5倍设计降粘剂用量；二是作业施工过程中，管柱坐封前进行降粘剂循环洗井，同时向地层挤入一定数量的降粘剂溶液，溶解近井地带的死油；三是开井时，利用变频器降低转速，来进一步减小抽油杆扭矩。通过变频器将螺杆泵转速调至最低转速，在此转速生产期间，严格监控电流和油井含水状况，在电流比较稳定和油井含水稳步上升的情况下，再通过变频器来逐步提高螺杆泵转速，直至恢复到螺杆泵正常工频运转水平。若在最低转速下仍出现电流过高，就采用大排量洗井，必要时加入降粘剂。四是正常生产后，若油井因故障等因素停井时间较长，开井时出现电流过高，采用套管适量掺水降低电流，当电流达到正常值后，逐渐降低套管掺水量，直到完全停止掺水。

4螺杆泵提液生产效果

共实施大排量螺杆泵提液53口，开井初期平均日产液量82.2吨/天，日产油量2吨/天，综合含水97.6%,累计增产原油7.55万吨，平均生产周期751天。某井原油粘度42928mp.s,原油密度0.9822,高含水停产。后下入螺杆泵生产，泵深670m,80转/分钟，开井初期日产液73.4吨/天，日产油3.2吨/天，日增油2.7吨/天，后期调速至200转/分钟生产，日产液139.8吨/天，日产油4.4吨/天，累计生产1643天，累计增产原油6161吨。因后期全水等原因关停18口，正常生产35口，占整个区块开井数的70%,形成以螺杆泵开采技术为主导的潜山底水特超稠油区块开发模式，开发指标见到“三升一降”的可喜局面，可控储量由142万吨上升至265万吨，采出程度由8.4%升至13.1%,采油速度有0.13%升至0.65%,年综合递减由28.8%降至-9%。

5经济效益与社会效益分析

针对开发中存在的问题，应用螺杆泵提液冷采技术取得明显的经济效益，累计增产原油7.55万吨。另外，螺杆泵井检泵周期长，为有泵井的两倍，每年单井可减少一次检泵作业，节约检泵作业费用，有效降低了单井电费和抽油机维护费。在项目实施过程中，通过对新工艺的不断学习、引进、消化、吸收，提高广大技术人员的专业水平，同时制定相关管理规定，从地质、作业、工艺、现场管理等几个环节入手确保新工艺技术的顺利实施，有力促进油井的生产管理，提高区块开发效果。通过螺杆泵及配套工艺技术的应用，提高稠油、特稠油油田的采收率，特别是在乐安油田产量急剧萎缩之时，稳定职工队伍，增强职工的信心。螺杆泵及配套工艺技术在稠油、特稠油油田的成功应用，也对同类油藏的开发具有重要的指导意义。

6结论

稠油油藏在高含水前提下，大排量提液携油冷采在潜山底水油藏的开发是可行的，在推广应用中取得明显的经济效益和社会效益。螺杆泵应用成功的原因：一是高含水，油井是以稀带稠生产；二是原油不连续，是以小油滴或小油块的形式分离在水中，每转进入螺杆泵的油非常少，因此对扭矩的影响不大。通过一系列配套工艺技术的应用，解决抽油杆断脱、开井困难等问题，油井生产寿命大大提高。

作者简介：池毓堞（1987.05—），男，福建三明人，大学本科，工程师，专业方向：采油工程（稠油冷采）。