单电潜泵井下油水分离系统设计及现场试验

侯　芳

（中石化胜利石油工程有限公司　钻井工艺研究院，山东　东营257017）①

单电潜泵井下油水分离系统设计及现场试验

侯芳

（中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院，山东东营257017）①

介绍了单电潜泵井下油水分离系统的结构组成、工作原理及能量分配原理，电潜泵、潜油电机及水力旋流器参数设计方法。建立了井下工况诊断模型，提出一种工况诊断方法，并运用该方法对不同井口油嘴内径条件下对S4井的井下工况进行了诊断。现场试验表明：随着井口油嘴内径的变大，井下注入量变小，分流比变大，地面含水率变大；生产层与S4井注入层相连通的油井，产油量和泵效基本都变大，含水率减小；生产层与S4井生产层相连通的油井，产油量和泵效都提高，含水率减小。该模型可以有效的诊断井下工况。

井下；油水分离；电潜泵；水力旋流器；工况诊断

井下油水分离是一项高效、环保、节能的新技术，可在同一井眼内实现油水混合物的采出、分离、举升及注入。目前，国内外对井下油水分离系统的研究一般是将井下水力旋流分离器和常规采油生产系统相结合，例如电潜泵、地面驱动螺杆泵和杆式抽泵采油生产系统等［1-3］。国外已试验成功的电潜离心泵井下油水分离系统，采用双电潜泵形式，一个用于举升分离后的高含油液体，另一个用于注入分离后的高含水液体；此外，还有旁通管，系统比较复杂；受陆地油井井眼尺寸限制，不易在井下实施，发生机械故障概率大［4-5］。笔者设计了单电潜泵井下油水分离系统，该系统只用一个电潜泵，没有旁通管，结构相对简单，易于井下实施。同时，针对该系统提出了一种井下工况诊断方法，并通过现场试验验证了该方法及整个装置的有效性。

1　结构组成及工作原理

单电潜泵井下油水分离系统包括地面和井下2部分。地面部分与常规电潜离心泵采油系统的地面部分相同，主要由井口装置、变压器和控制柜等组成。井下部分如图1所示，自上而下由油管、电缆、电缆接头、补偿器、潜油电机、保护器、双流道电潜离心泵、水力旋流器及一体化坐封工艺管柱等组成。

系统工作原理是：生产层的高含水液体由内、外插管间的环空上行，经过流道e，进入双流道电潜泵的外流道，折返进入其内流道被增压；增压后的液体通过流道c进入水力旋流器中进行油水分离，分离后的高含油液体由流道d排出至油套环空中，并通过油套环空及油管举升至地面；分离后的含少量油的液体经内插管向下进入注水管中，最终注入到注入层。

该井下油水分离系统的应用条件是生产层在注入层之上，并且两层之间分隔良好，防止回注水和采出液发生短路循环；由生产层引入到注入层的固体颗粒要少，防止堵塞注入层；注入层渗透性好，保证分离出来的污水能够顺利地注入到注入层；生产层中深不大于3 000 m，注入压力不大于40 MPa；油井产量为150～300 m3／d，且流量较均匀；油井含水率90%以上，井底油水密度差越大越好。

图1　单电潜泵井下油水分离系统结构示意

2　系统能量分配

该井下油水分离系统可以划分为5个子系统：生产层子系统、电潜泵子系统、井筒管路子系统、水力旋流器子系统和注入层子系统［6］。电潜泵子系统是系统油水分离、油的举升以及水的注入3个过程能量的提供者，水力旋流器子系统是能量分配中心。经过电潜泵增压的高压液体进入水力旋流器，进行油水分离时有压力损失，高含油液体由水力旋流器溢流口流入油套环空中也有压力损失，剩余能量要保证高含油液体在克服自身重力、局部压力损失及沿程压力损失等能量损失后能够举升至地面；而经过分离后含少量油的液体由水力旋流器底流口流入内插管中会产生压力损失，再由注水管达到注入层时有沿程压力损失，此时，剩余能量再加上液体重力势能要保证大于注水所需的最少能量才能把含少量油的液体注入到注入层。因此，如果能量分配不合理，就会造成高含油液体无法举升至地面或含少量油的液体不能注入到注入层。

进行系统匹配设计时，电潜泵的出口压力要大于举升和注入两个过程中压力损失最大者，通过合理的配置水力旋流器的溢流嘴及底流嘴实现能量的合理分配。但在实际应用过程中，随着注入时间的延长，有的注入层的注入压力变化不大，而有的注入层的注入压力逐渐变大，最终导致无法注入。此时，可以通过减小井口油嘴实现能量的重新分配。

3　设计参数

3．1 双流道电潜泵参数设计

举升压力

式中：H1为举升压力，Pa；ρ1为分离后高含油液体的密度，kg／m3；g为重力加速度，m／s2；h为下泵深度，m；Δpio为水力旋流器溢流压力损失，Pa；Δp1为电潜泵以上部分的油套环空及油管中压力损失，Pa。

Δp io由经验公式确定［7］

式中：Qi为水力旋流器的入口流量，m3／h；F为水力旋流器的分流比（溢流流量与入口流量之比）；k1、α1为与水力旋流器结构有关的常数，由试验确定。

注入压力

式中：H2为注入压力，Pa；pzs为注入层的注入压力，Pa；Δp2为水力旋流器底流口到注入层的压力损失，Pa；pjy为水力旋流器底流口到注入层的静压力，Pa；Δp iu为水力旋流器的底流压力损失，Pa。

Δpiu由经验公式确定［7］

式中：k2、α2为与水力旋流器结构有关的常数，由试验确定。

pjy由式（5）求得

式中：ρ2为液体密度，kg／m3；Lz为注入层中深，m；L为机组下泵深度，m。

pzs由式（6）求得

式中：ρ3为水的密度，kg／m3；ppj为地面平均注水压力，Pa；Δp为整个流道的压力损失，Pa。

电潜泵进出口压差为

式中：ΔH为电潜泵进出口压差，Pa。

电潜泵有效功率为

式中：N为泵有效功率，W。

3．2 潜油电机参数设计

潜油电机功率为

式中：Np为潜油电机功率，W；K为潜油电机功率储备系数，取K＝1．1～1．2；η为电潜泵效率。

3．3 水力旋流器设计

本系统中水力旋流器采用双级串联的结构形式，其中第1级为双锥水力旋流器，实现油水的粗分离；第2级为单锥水力旋流器，实现油水的精分离。如果H1＞H2，则需在第2级水力旋流器底流口上安装底流嘴；如果H1＜H2，则需在第1级水力旋流器溢流口上安装溢流嘴；如果H1＝H2，则不需要安装溢流嘴和底流嘴。

第1级水力旋流器的主要结构参数：主直径D＝30mm、大锥角α1＝22°、小锥角β＝3°、溢流口直径Do＝4 mm。第2级水力旋流器的主要结构参数：主直径D＝30mm、锥角α2＝6°；其它结构参数按文献［8］中设计方法确定。

4　井下工况诊断

现场试验表明，井下油水分离系统的井下工况难以诊断，如果在井下安置测试仪器，则会增加系统的复杂性，降低系统的可靠性［9-11］。本文基于系统的压力、流量等协调关系建立井下工况诊断模型，提出了一种井下工况诊断方法；井下工况诊断的流程为：

1） 测出井口油压p、地面产液量（油管和油套环空产液量之和）Qo及相关的流体性质参数，利用计算井筒多相管流的方法由井口向下计算，得到第1级水力旋流器溢流口处压力p1。

2） 由井下机组匹配设计时假设的油层产量Qb0以及电潜离心泵输送实际介质时的特性曲线，查得泵的扬程H。

3）计算分流比F＝Qo／Qb0，求出第1级水力

旋流器溢流压力损失Δpio1；计算第1级水力旋流器入口压力pi，pi＝Δpio1＋p1；如果第1级水力旋流器溢流口加装了溢流嘴，等号右边还需加上溢流嘴的压力损失［9］；电潜离心泵的出口压力pout约等于p1。

4） 由泵的出口压力p out和扬程H，得到电潜泵的入口压力pi。5） 根据泵的入口压力pin，采用井筒多相管流的计算方法向下计算，得出井底流压pwf。

6） 由井底流压p wf，利用井底流入动态关系，求得油层产量Q b1。

7） 如果｜Qb0－Qb1｜≤ξ1（ξ1为迭代精度），说明油层产量即为此值；如果｜Q b0－Q b1｜＞ξ1，说明初设的油层产量不合适。令Q b0＝0．5（Q b0＋Q b1），返回到第2步重新计算，直到满足｜Q b0－Q b1｜≤ξ1为止，此时记油层产量为Q b0，也即为水力旋流器入口流量。

8） 由油层产量Q b0和地面产液量Q o，求出注入流量Q u，Q u＝Q u0－Q o。

9） 计算实际分流比F＝Q o／Q b0；计算第1级水力旋流器底流压力损失Δp iu1；求出第1级水力旋流器底流口压力p u1，p u1＝p 1－Δp iu1；第2级水力旋流器入口压力约等于p u1。

10） 计算第2级水力旋流器底流压力损失Δp iu2；再求出第2级水力旋流器底流口压力p u2，p u2 ＝p u1－Δp iu2；如果第2级水力旋流器底流口加装了底流嘴，等号右边还需减去底流嘴的压力损失［9］。

11） 根据第2级水力旋流器底流口压力p u2，计算出注入层的实际注入压力p′w，由于第2级水力旋流器底流液几乎不含油且压力高，可认为是单相流动。

12） 由注入层的试注水指示曲线，得出在对应注入量Q d下所需的注入压力p w。根据以上流程计算，可以得到油层产量、井底流压、泵扬程、泵效、水力旋流器分流比以及注入压力、注入量等井下工况参数。由这些参数可以做出如下判断：

1） 判断注入层的注入压力是否满足要求。若｜p′w－p w｜≤ξ2（ξ2为迭代精度），说明该注入压力满足注入要求。若｜p′w－p w｜＝ξ2，说明实际的注入压力偏大或偏小。可以通过调节井口油嘴大小，改变井口油压p大小，进而达到改变注入压力的目的。若偏大，则增大井口油嘴；若偏小，则减小井口油嘴。

2） 判断分流比是否在期望范围内。将实际分流比F与期望值相比，若偏小，则增大井口油嘴；若偏大，则减小井口油嘴。

3） 判断电潜泵是否工作在高效区。如果不在高效区工作，则调节井口油嘴大小，改变油层产量Qb0，使之处于高效区。若油层产量Qb0偏小，则增大井口油嘴；若油层产量Qb0偏大，则减小井口油嘴。

上述3个量的合适与否需要通过井口油压的改变来达到目的，可能会出现分歧。其优先级顺序为：①注入层注入压力满足要求；②分流比在期望范围内；③电潜泵工作在高效区。

5　现场试验

试验选在国内某油田一区块，该区块开发了8口井，选择在S4井中下入该井下油水分离装置，S4井生产层与S3、S6、S8井的生产层连通，注入层与S1、S2、S5、S7井的生产层连通。S4井生产层中深896 m，注入层中深1 003 m。油层温度57℃，油藏压力8．1MPa，地层饱和压力3．4MPa；含水率98．6%，生产气油比13．7，地面脱气原油黏度71．2 mPa·s，脱气原油密度863 kg／m3，天然气相对密度0．69。装置下入前对其注入层进行试注水，得到试注水指示曲线。该曲线近似为一条直线，试注水时注入层启动压力（井下）为9．7 MPa，对应注入量为68．7 m3／d，吸水指数为20．6 m3／（d·MPa）。

经过计算注入压力H2大于举升压力H1，需要在第一级水力旋流器溢流口上安装溢流嘴，可根据文献［9］中溢流嘴的压降特性，选择合适的溢流嘴。经过换算后，电潜泵输送S4井井液时的特性曲线如图2所示。由第1级水力旋流器的压力损失试验得到k1＝912 872、α1＝1．187、k2＝19 452、α2＝0．887；由第2级水力旋流器的压力损失试验得到k1＝879 725、α1＝1．026、k2＝16 112、α2＝0．787。

井下油水分离装置下泵深度796 m，泵出口到生产层距离100 m；双流道电潜泵的内壳外径98 mm，外壳外径116 mm，采用4节泵串联，总级数360，总长度48 m；保护器总长度9 m，外径101 m；潜油电机总长度20 m，外径116 m；两级水力旋流器总长度3．2 m，其中，第1级溢流嘴内径4 mm，第2级溢流嘴内径2 mm、底流口内径19．8 mm；套管外径139．7 mm（5．5英寸）、壁厚6．1 mm（0．24英寸），油管外径73．025 mm（2．875英寸）、壁厚7．01 mm（0．276英寸），内插管的外径60．20 mm（2．37英寸）、壁厚6．58 mm（0．259英寸），外插管外径73．025mm（2．875英寸）、壁厚7．01mm（0．276英寸），注水管外径73．025 mm（2．875英寸）、壁厚7．01 mm（0．276英寸）；ξ1和ξ2均取0．1。

5．1 井下工况诊断为便于计算，根据井下机组工况诊断流程，采用Visual Basic语言编制了相应的软件。利用此软件，计算了不同井口油嘴内径条件下的井下工况参数，如表1所示。以井口油嘴内径为3 mm时为例，对井下工况进行分析：井下注入压力为21．2 MPa，大于注入启动压力，注入压力较合适；井底流压为4．1 MPa，大于饱和压力3．4 MPa，减少了气体溢出，从而减小了井底气体对油水分离的影响；泵扬程为1 499 m。

S4井电潜泵输送井液的特性曲线如图2所示。由图2可知，泵工作在高效区；考虑到系统经济效益及注入层情况，实际分流比不宜大于0．7，实际分流比为0．25时较合理。综合来看，井下工况比较合理。由此可见，该工况诊断方法可以有效的诊断井下工况，但其精度还有待于进一步验证。

图2　S4井电潜泵输送井液的特性曲线

5．2 试验结果

试验前，S4井采用的是电潜离心泵采油生产系统，日产液量220 m3／d，日产油量2．17 m3／d，含水率99．1%，试验后效果如表1。从表1中可以看出，随着井口油嘴内径的变大，井下注入量变小，分流比变大，地面含水率变大。生产层与S4井注入层相连通的S1、S2、S5、S7井在试验后，除了S7井外产油量都增加，除了S5井外泵效都变大，含水率减小，如表2所示。生产层与S4井生产层相连通的S3、S6、S8井在试验后，产油量和泵效都提高，除了S3井外含水率减小，如表3。由此可见，该井下油水分离系统不仅可以减少试验井的地面产水量，还对提高与试验井注入层或生产层相连通油井的产油量及泵效，减小含水率起到积极作用。

表1　S4井的井下工况参数及试验结果

表2　生产层与S4井注入层相连通的井试验结果

表3　生产层与S4井生产层相连通的井试验结果

6　结论

本文所设计的单电潜泵井下油水分离系统结构简单，易于井下实施；采用双级串联的结构形式水力旋流器，可以通过减小井口油嘴实现能量的重新分配。现场试验表明，建立的井下工况诊断方法可以有效地诊断井下工况，但其精度还有待于进一步验证。该井下油水分离系统不仅可以减少试验井的产水量，还对提高与试验井注入层或生产层相连通油井的产油量及泵效，减小含水率起到积极作用。

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Design and Field Test of Downhole Oil-water Separation System with Single Electric Submersible Pump

HOU Fang
（Drilling Technology Research Institute，Sinopec Oilfield Service Shengli Corporation，Dongying 257017，China）

The structure compositions，working principle and the energy distribution principle of this downhole oilwater separation with single electric submersible pump system，the parameter design method of the electric submersible pump，submersible motor and hydrocyclone were introduced．The model of diagnosing downhole conditions was established and an approach of operating condition diagnosis was also proposed．It was applied to diagnose the S4 well under the conditions of different inner diameters of wellhead chokes．The application showed that downhole conditions can be diagnosed effectively with this model．The field test indicated：the downhole water injection rate decreased，the split ratio and ground water cut increased with the increase of inner diameter of the wellhead choke；for these wells that their production zones connect to the injection zone of the S4，the oil yield and pump efficiency were improved basically and the water content decreases；

for these wells that their production zones connect to the production zone of the S4，the oil yield increased and pump efficiency were improved and the water content decreases basically．

downhole；oil water separation；electric submersible pump；hydrocyclone；operating condition diagnosis

TE933．3

A

10．3969／j．issn．1001-3842．2015．09．010

1001-3482（2015）09-0038-06

①2015-02-26

侯 芳（1982-），女，辽宁沈阳人，工程师，硕士，现从事钻井情报调研工作，E-mail：houfang638．slyt＠sinopec．com。