渤海油田電泵生產測壓管柱優選分析

陳建慶，章桂庭，黃華祥 (中海石油(中國)有限公司天津分公司生產部，天津 300452)

渤海油田電泵生產測壓管柱優選分析

陳建慶，章桂庭，黃華祥 (中海石油(中國)有限公司天津分公司生產部，天津 300452)

油井壓力監測是診斷區塊產層壓力變化的重要手段之一，是油藏調整中后期開發注采井網必不可少的參考依據。渤海油田電泵生產管柱類型眾多，聯作壓力監測方式各異，采用的井下壓力計類型或傳壓裝置不同，相配套的井下工具和井口裝置也有差別。通過對比不同電泵生產測壓管柱的優缺點，根據不同儲層巖石物性、流體性質、生產情況，優選與油田開發生產不同階段相符的測壓生產管柱，增強了油井壓力監測的適應性和連續性。

渤海油田; 電潛泵; 壓力監測; 壓力計

油井壓力監測是診斷產層壓力變化的重要手段之一，是油藏調整中后期開發注采井網必不可少的參考依據，而油井所采用的測壓方式與生產管柱類型、井口配套裝置等密不可分。

1 油井測壓管柱類型

1)測壓閥管柱(見圖1) 這是渤海早期埕北油田最簡易的一種油井測壓方式。測壓閥作為井下常規工具，連接在普通電泵生產管柱中，位于電泵機組上部。需要測壓作業時，油井停泵停產，安裝鋼絲作業井口，使用鋼絲工具串將電子壓力計從油管下入并座于測壓閥頂部，根據工具串自重下推傳壓桿，克服彈簧張力做功，使傳壓桿上的傳壓孔下行離開密封段對準測壓閥旁通孔，連通油管與油套環空，實現油管內外壓力平衡，這樣在油管內的壓力計就可以監測測壓閥處的壓力值。根據井液密度，通過垂深差值校正，可以計算出油層中部的靜壓。當上提工具串時，彈簧張力得以釋放，推動傳壓桿上行，使傳壓孔重新進入到密封段，阻斷油管內外連通，起出鋼絲測壓工具串后，重新啟動電泵即可恢復生產。測壓閥的含義就是通過開關實現測壓的一個“閥門”，其本身并沒有監測壓力的作用，僅是為壓力計測壓提供了一個“平臺通道”。

2)存儲式壓力計管柱(見圖2) 為了在不停泵、不中斷生產的情況下進行壓力監測，使用電潛泵下懸掛存儲式壓力計成為了生產測壓的第2個階段。井下電子壓力計(Downhole Pressure Tool)是一種能長期在高溫高壓環境內穩定工作的電子儀器，由生產管柱攜帶下入，并懸掛在電潛泵機組下方，盡量靠近產層中部，對井底壓力進行長期動態監測，以存儲方式記錄完整的井下靜動態壓力資料。

地面連接組裝：減震彈簧+上電池組+上壓力計+下電池組+下壓力計+減震彈簧，然后裝入壓力托筒內，壓力計托筒直接與抽油桿相連接，懸掛在抽油桿底端且離電泵吸入口100m處。連接電池組后，立即開始計時(記錄該初始時刻：年、月、日、時)，壓力計受廠家編程人員所設定的程序進行壓力取樣：正常生產階段，每小時記錄一個壓力值；設定后繼的1～3個月中相同時刻起每5s記錄一個壓力值，持續記錄5h，這5h過后又恢復原來的取樣頻率。這個設定時刻之后的0.5～1h內需要地面人工進行停泵關井操作，配合井下壓力計進行壓力恢復測試，3～4h之后開井啟泵生產。這樣就可以獲得3～4h的壓力恢復取樣壓力值和0.5～1h的壓降取樣壓力值。根據這條曲線可以推算出地層原始壓力和地層供液能力。上、下壓力計之差控制在0.04MPa內，兩者相加取平均值。

存儲式井下壓力計的工作壽命由電池組容量、性能決定，由于電池電量有限，只能進行有限次(1～3次)關開井操作，并且要按程序預先設定的時間進行開關井。一旦電泵機組出現故障需要動管柱檢泵時，存儲式壓力計隨生產管柱起出，取出的壓力計可以通過數據采樣進行回放分析，可以優化生產壓差，使電泵井的開采更加合理，盡量避免或減少地層出砂。

3)毛細管測壓管柱(見圖3) 為了能夠在地面直接獲得井下壓力數據，實現實時傳輸，1995年從美國普魯特(PRUETT)公司引進毛細管測壓系統，最先在鉆井船上試井作業中安裝使用。2001年以后，該測壓技術所需的配套工具、地面設備、解釋軟件等全套系統全面實現國產化，曾經在渤海自營油田生產井動態監測中推廣使用[2]。

圖1 測壓閥管柱 圖2 存儲式壓力計算柱 圖3 毛細管測壓管柱 圖4 直讀式壓力計算柱 圖5 電潛泵工況監測管柱

4)直讀式壓力計管柱(見圖4) 隨著井下永久式電子壓力計的發展，加拿大PPS/DDI系列、美國GRC系列壓力計在20世紀90年代開始引入國內，經過改進解決了電泵動力電纜與壓力計電纜電流間的相互干擾，準確地取得了地層溫度和壓力，在陸地油田推廣應用。渤海油田于2004年開始引進加拿大LANDO公司Lando壓力計，根據油井生產層段合采或分采的需要，直讀式壓力計通過抽油桿懸掛于電泵下方或由分采管柱攜帶置于壓力計托筒內，由一條數據電纜連接地面終端儀器到井下壓力計接口，實現井下壓力數據的實時監測，采集與分析。

直讀式壓力計管柱特別適合于海上大斜度定向井與水平井的井型特點，避免了采用鋼絲或電纜測試作業時，工具串無法下井至預定深度導致測試失敗的尷尬局面。相比毛細管測壓而言，單井成本有所增加，但是其測壓精度高，反映靈敏及時，數據處理量更大。對同一生產區塊地層壓力的波動，從整體上表現出變化的同時性、趨勢性，使油藏動態分析人員能迅捷有效的分析地層情況，推斷壓降波及區域，實施油井轉注，或部署調整井注水，以及在剩余油富集區增加油井生產。

5)電潛泵工況監測管柱(見圖5) 電潛泵工況監測是渤海自營油田近2年來從美國斯倫貝謝公司最新引進的動態監測技術。將井下電潛泵工作狀態參數、壓力、溫度數據，通過電潛泵供電電纜進行數據加載，適時傳輸至地面數據采集系統，并可通過遠程傳輸，實現對油井電泵工況、井筒壓力、溫度數據的適時監測和分析。

電泵工況儀通過法蘭連接于電機正下方，與電機并接共用一條引接電纜，由于采用數據加載技術，無須直讀式測壓裝置所需的毛細鋼管或數據電纜作為傳輸通道，減少了管線穿越封隔器、油管掛/采油樹，降低了作業風險。

2 現場存在的問題

1)測壓裝置在下井或穿越過程中產生的問題 由于后2類地面直讀式測壓管柱需要通過毛細鋼管或數據電纜或電泵動力電纜攜帶下井，且下井過程中需要間歇補充氮氣或測試數據電纜信號或動力電纜性能參數，施工步驟要求高，難度變大。人為因素導致的管線破損、擠壓、接頭多或穿越封隔器后密封質量/絕緣性能變差等，在下入過程中一旦發現毛細鋼管泄露不能穩壓或數據電纜進液無信號或動力電纜無絕緣，往往造成作業返工。

2)測壓儀器運轉失靈與地面裝置的維護問題 井下壓力異常波動或沒有專業維護隊伍定期補氮造成毛細鋼管進液，對地面變送器等裝置疏于維護，管理與標定造成測壓失效；井下電子壓力計電氣器件老化，數據電纜腐蝕，高溫情況下產生數據零點漂移等造成時間數據失真，可靠性下降[3]，地面計算機人為存取數據過程中誤操作，修改了存儲數據格式，導致計算機系統崩潰，數據丟失并無法繼續進行壓力監測。

3)測壓數據的連續有效性問題 一旦井下電泵機組發生故障，所有測壓裝置將在檢泵作業時，隨電泵管柱起出地面。即測壓數據的連續性主要受電泵機組壽命的影響，而非井下測壓裝置使用壽命本身。此外，因油井產層出砂造成抽油桿攜帶的氮氣筒或壓力計砂埋的情況不在少數，往往還有附帶數十米毛細鋼管或數據電纜，以及綁帶、喉箍等落井，給后續井下落物打撈處理增加了難度。

3 結論與建議

1)油藏方面 從油藏方面，新投產油田重點生產井，探邊生產井或老區塊動用新層系儲量的油井，建議采用地面直讀式壓力計管柱進行動態監測，便于及時全面地掌握初始資料，分析調整生產工作制度與采出速度。生產中后期則可簡化生產管柱，采樣測試。

2)井型方面 從井型方面，通常海上平臺采取叢式井開采，對于外圍分布的大斜度(井斜大于60°)，或大位移水平井，由于下入測試工具串困難，很可能無法進行測壓作業，建議隨電泵生產直接下入壓力計或采用毛細管測壓管柱，能升級到智能化油藏管理更好。

3)生產方面 從生產方面，尤其是稠油井或高凝油井，電泵生產穩定性較差，電泵機組壽命較短，建議采用電潛泵工況管柱，適時調整電泵參數，延長機組運轉周期。對于不配備鉆修機的無人平臺或邊際油田，確保電泵運行數據遠程傳輸的保真性和可靠性，這一點尤為重要。

[1]張鈞.海上油氣田完井手冊[M].北京：石油工業出版社,1998.

[2]遲鵬，李常友，鄭金中，等.渤深6區塊毛細管測壓系統的應用[J].油氣井測試,2005,14(3): 48-49.

[3]侯云飛，汪建偉，丁強國，等.電子壓力計時間數據漂移淺析[J].油氣井測試,2007,16(3): 68-69.

2012-10-25

陳建慶(1970-)，男，工程師，現主要從事油氣藏管理及開發等方面的研究工作。

TE931

A

1673-1409(2013)01-0063-03

[編輯] 洪云飛