俄羅斯螺桿泵同井注采工藝介紹
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[時間:2009-11-23 《石油與裝備》 關注度:0]
摘要: 近年來，螺桿泵裝置（УСВН）因其金屬和能源耗量小、可開采氣體和機械雜質含量高的高粘石油而越來越廣泛地應用在采油領域中。本文介紹的是俄羅斯最新研制的螺桿泵（見圖1）的同井注采工藝，即用自然沉降的原理將地層流出的油水混合液在井筒內進行油水...
近年來，螺桿泵裝置（УСВН）因其金屬和能源耗量小、可開采氣體和機械雜質含量高的高粘石油而越來越廣泛地應用在采油領域中。本文介紹的是俄羅斯最新研制的螺桿泵（見圖1）的同井注采工藝，即用自然沉降的原理將地層流出的油水混合液在井筒內進行油水分離，并通過本采油井、將從地層采出的伴生水無需提到地面、直接注回地層的工藝。該技術對國內油田的相關研究具有重要的借鑒和參考意義。
作業程序
將螺桿泵裝置依次安裝在井中。首先，將上部螺桿泵的蝸桿借助于通過密封轉體6的光桿與下部螺桿泵的蝸桿連接。最后安裝外罩，以形成在蝸桿旋轉時可保證注入水流入下部油層的補充通道。
用油管柱3將相互聯在一起的螺桿泵4和9下入井2中。兩個泵轉子通過旋轉的抽油桿1實現驅動。泵4蝸桿借助于通過密封轉體6的光桿7與泵9蝸桿連接。在泵4下部安裝一個吸入地層液的吸入裝置5。在泵9下部安裝另一個配裝短管12的吸入裝置10。短管通過安裝在地層Ⅰ和地層Ⅱ之間的封隔器11。下部泵還裝有一個構成密封箱的同心外罩8。
A-A為吸入裝置5的截面示意圖；Б-Б為吸入裝置10的截面示意圖。
工作原理及礦場試驗
該裝置的工作方式如下：首先，由地層Ⅰ流出的油水混合液在井筒內進行自然沉降的油水分離。較輕的油相向上移動，進入吸入裝置5，通過泵4用油管柱3從井中采出。同時，泵4蝸桿通過光桿7驅動，泵9蝸桿，充滿封隔器上部空間下部位置的水相通過“吸入裝置10的徑向孔”進入泵9入口、然后通過外罩8的密封空間、“吸入裝置10的軸向槽”短管12被注入到吸收層Ⅱ。這樣，從地層Ⅰ采出的伴生水無需提到地面，并通過本采油井進行廢液利用。
2002年3月6日用КУДУ型螺桿泵在俄羅斯烏魯斯塔瑪克夫斯克油田進行了同井注采試驗。 在礦場試驗之前做了如下工作：
1.確定同井注采裝置（兩個由抽油桿上部傳動裝置驅動的螺桿泵）工作的可靠性；2.確定應用同井注采技術工作過程中進行井下直接油水分離的可能性；3.建立采油和油層注水的檢測與計算系統。
256號井的主要地質工藝參數如下：人工井底，1264.7m；射孔層段，1201.4-1205.2 m /1222-1226m；油層壓力，11.39 Mpa；靜液面，205 m；動液面，433 m；含水率，50%.；產量，4.3 m3/d。
鮑勃里克夫斯克層采液，給伊洛夫斯克層注水。油層采油和注水由螺桿泵同時完成，泵的驅動部分（轉子）是與抽油桿相互連在一起的。兩個泵用同一個直徑為60mm的油管柱下入井中，并用同一個由上部的VH-40-5.5T型驅動裝置驅動的抽油桿柱驅動。上部螺桿泵抽汲含微量水的石油，通過油管傳輸到地面，進入集油管線中。下部螺桿泵抽汲封隔器上部空間的水，輸送到封隔器的下部空間，進入下部吸水層。上部采油用螺桿泵為15TP1200型，下放深度為750m，下部注水用螺桿泵為15TP1200型，下放深度為1210m。油層之間用封隔器相互隔離。配有井底卡瓦的封隔器下放在下部油層頂部的1215m深處。
監控系統
為檢測采液含水率，在管線上安裝一個測含水率儀表，其輸出端口可將數據傳輸到井口計算機。在管線上嵌入一個計量產液量的СКЖ型傳感器，其讀數由顯示器顯示。井口裝置中還配有一個將環空壓力釋放到出口管線的泄壓閥。井口計算機保證裝置進入人工和自動工作狀態。借助于程序保證系統實現自動分類和維持采液含水率最低的最佳工作狀態，完成裝置工作參數轉速、含水率、負載電流和軸的力矩）的連續記錄。然后根據圖完成裝置工作記錄參數傳輸（到計算機中）、裝置工作分析、測量動液面、實驗室（為監測計算機讀數的正確性而做的重復工作）產液含水率的化學分析和錄入顯示屏上的裝置工作讀數工作。
在同時分層開采之前，該井應用的是НСН－44型泵。其參數為：沖程長1.3m，沖次4 min.-1，產液量4.7 m3/d，含水率50％，在套管壓力（流壓）為Рзатр=2.35MPa時動液面Нд=681m。開采方式改變后，在Hд＝420m時產液量為4.5 /d（根據傳感器讀數）。礦場試驗初期開采狀態由裝有保證采液含水率最低的專用程序的計算機控制。較低的采油采水量表明，油層中油水混合液被安全分離，無“液泛”現象。
2003年轉為人工驅動方式。試驗過程中選擇最佳驅動方式的程序證明，產液含水率降低。由于上下兩個螺桿泵使用的是同一抽油桿驅動，并有著同樣的轉速，不能自動分層調整泵排液量，繼續維持開采狀態很困難。因此，在需要抽汲多余的積水時，程序顯示電機的轉速降低，并導致程序失效。
試驗結果
2004年3月由于上部螺桿泵轉子斷裂，決定下入常用的30ТР1300型螺桿泵，并于04年3月3日在套管壓力為0.01Mpa的條件下，在靜液面為212m處投入開采，泵軸轉速為200 min.-1。開采后的第一個月含水率為99％， 而后降低到66％。2004年12月前應用的是30ТР1300型泵，產液量為6.5m /d，含水率為66％，在Рзатр＝2.3－2.5MPa時動液面為Hд=997m。12月該井檢泵，下入兩個15ТР1200型螺桿泵。用周期選擇法選出的最佳狀態的其轉速為110min.-1。目前，該井工作穩定，產液量為2.7t/d，含水率60％，Hд=497m。至今，螺桿泵已連續工作了1340天。在《Татойлгаз》油田用螺桿泵替代桿式泵后5年單井經濟效益為351500盧布。
試驗證明，用螺桿泵進行同井注采可保證所需要的工作狀態。用井的自動測量АСИМ模型完成對油層注入水的監控。該模型可進行壓力和注液量的測量和信息傳輸。選擇井的最佳開采狀態、降低含水率的程序是可用的，但由于缺乏分層調整泵排液量功能，還不能保持最佳的工作狀態。注采泵應自動和獨立工作，以保證分層調整泵的排液量。俄羅斯研制的螺桿泵同井注采工藝能有效控制開發中后期的地層產出水，既經濟又減少環保投入，是一種實現油田經濟開發的良好采油方法。目前，國內外油田已進行抽油機和電潛泵的同井注采工藝的研究，但關于螺桿泵的同井注采工藝的報道為數不多，希望聯系油田相關項目的實際問題，找出共性的東西，制定具體措施和解決辦法。
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