海上稠油熱采井電潛泵注采一體化管柱研究*

馬長亮 肖 遙 萬 祥 宋尹東 賈立新 王 凱 李永若

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司 2.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司)

0 引 言

渤海油田稠油資源豐富，是該油田上產的重要支撐[1]。近年來海上稠油的開發需求日益迫切，但受海上油田環境和作業條件限制，相關研究起步較晚。海上稠油開發初期曾嘗試電潛泵冷采，但因稠油黏度高，導致開發效果較差[2-4]，進而優化為熱采開發方式。自2008年來，先后研發了適用于海上稠油油田開發的多元熱流體與蒸汽吞吐技術[5-13]及配套工具[14-16]，現場應用均取得良好效果。其中，蒸汽吞吐方式因其作業流程簡單、效果明顯而成為目前海上稠油開發的主要模式。但該方式須下入注采2趟管柱，注熱期間下入注熱管柱，待注熱、燜井和放噴結束后起出注熱管柱，再次下入電潛泵舉升管柱進行開采。海上稠油油田常用的多輪次蒸汽吞吐開發模式存在多次起下管柱導致的作業費用高、洗井熱損失大、作業周期長等不足，制約了該方式的規模化應用。為優化注采2趟管柱問題，科研人員致力于稠油開發的一體化管柱技術[17-20]。近年來已通過管柱優化、井下工具及地面設備研發，形成一種射流泵注采一體化管柱技術研究[21-22]，該技術可實現泵入高溫動力液作為油流載體并實現稠油儲層注采不動管柱；但相比于應用電潛泵的常規蒸汽吞吐方式，舉升效果仍存在泵效低的劣勢。

為加快海上油田蒸汽吞吐開發模式的發展，在目前廣泛應用的注采2趟管柱基礎上，為避免多次起下注采管柱，并保留生產階段的電潛泵舉升方式，通過管柱結構優化及關鍵工具設計，研發設計了一種電潛泵注采一體化管柱，且在渤海油田第1個規模化開發稠油油田——旅大21-2油田優選的X井進行現場試驗。所得結論可為推動海上稠油油田規模化熱采開發提供技術參考。

1 技術分析

1.1 技術難點

電潛泵注采一體化管柱技術將注采2趟管柱優化為可同時滿足注采過程并以高溫電潛泵為舉升裝置的1趟管柱，無需在注熱過程和生產過程間進行換管柱作業，可實現對稠油儲層的多輪次、高溫蒸汽吞吐開發。注入高溫蒸汽的稠油開發應首先滿足地層注熱需求，以實現有效降低稠油黏度，同時也需保證管柱及各井下工具在注熱過程中的結構完整及功能良好。因此，相比于常溫井“Y分”生產管柱，該技術主要面臨以下難點。

(1)管柱下入后需滿足隔熱要求，隔熱油管、接箍及井下工具的隔熱性能將決定蒸汽到達儲層后是否達到設計需求，以及是否會影響電泵機組及套管壽命。

(2)井下工具的耐高溫性能決定該項技術是否成功，且高溫蒸汽注入后會導致管柱伸長，由于熱采封隔器的固定作用，油管、控制管線、電纜和光纖的安全性也存在拉伸破壞風險。

(3)Y接頭、電泵和并行部分油管的設計不僅需考慮下入可行性，也需考慮高溫蒸汽對電泵的熱輻射作用，溫度過高可能會導致電泵壽命大幅度縮短。

(4)電潛泵注采一體化管柱下入作業在渤海油田尚屬首次，控制管線多，井口區域受限，管柱下入過程及井口采油樹安裝和穿越作業難度大，且無可借鑒經驗。

綜上所述，電潛泵注采一體化管柱技術的研發，既要滿足高溫蒸汽注入后的儲層溫度需求，又要滿足注熱、燜井、放噴及生產全過程中的安全性需求，還要兼顧管柱下入作業的順利進行，從而為該項技術的現場應用及后期推廣提供支撐。

1.2 技術設計說明

針對上述作業難點，為保證高溫蒸汽從井口注入儲層的通道暢通，同時也為實現電潛泵生產過程中地層產出液的流通通道可控，結合海上油田常用電潛泵“Y分”生產管柱結構及注汽管柱結構特點，設計研發了電潛泵注采一體化管柱，其管柱組成如圖1所示。

圖1 電潛泵注采一體化管柱示意圖

所設計的電潛泵注采一體化管柱可實現熱采井不動管柱的注熱及生產需求。注熱前坐封高溫深井封隔器，打開高溫深井安全閥，同時關閉井下開關可形成油管內向儲層注入高溫蒸汽通道。注熱過程中同時通過采油樹油管四通翼閥向油套環空注入氮氣和除氧劑，且高溫深井封隔器處的單流閥打開后可使油套環空內的液體被驅替至高溫封隔器以下。所注入的氮氣不僅可抑制環空溫度，保護電泵機組，且注入地層后也可防止井下蒸汽上返，進一步保護電泵機組和套管。待注熱、燜井和放噴作業結束后，通過井口鋼絲作業投入Y堵，打開井下開關，方可形成地層產出液流入油套環空并通過電泵采出的通路。在下一輪次蒸汽注入前，則需通過鋼絲作業撈出Y堵并關閉井下開關后，方可進行注汽作業，且該趟管柱也可配合配套井口裝置實現光纖下入，以滿足全井筒測溫需求。

作為高溫蒸汽和地層產出液的流通通道，隔熱油管的選擇對注熱過程的熱量傳遞及損失程度有直接影響。結合標準SY/T 5324—2013《預應力隔熱油管》相關規定及海上油田熱采井使用要求，采用高真空隔熱油管與氣凝膠隔熱油管進行了現場試驗。應用結果發現，高真空隔熱油管能保證每根油管本體處溫度低于200 ℃，但接箍處均高于250 ℃，熱量散失較為明顯且環空內高溫易對電泵系統產生損壞。氣凝膠隔熱油管對應光纖測溫結果如圖2所示。

圖2 氣凝膠隔熱油管光纖測溫數據

從圖2可見，除安全閥部位(位于井深200 m處)較熱外，油管本體及接箍處均能保證油套環空溫度低于100 ℃，而儲層溫度可達350 ℃，滿足使用需求。綜上所述，本井非儲層段選用?114.3 mm(4in)氣凝膠隔熱油管，通過變扣與儲層段?73.0 mm(2in)油管及配汽閥組合相連接。

2 井下關鍵工具及配套井口裝置

2.1 井下安全控制工具

井下安全控制工具主要包括機械式及液壓式2種安全閥。電潛泵注采一體化管柱中采用液壓式高溫深井安全閥，結構如圖3所示。

安全閥上接頭處設有液壓管線接口，該接口采用全金屬密封連接設計，提高了高溫下管線連接的密封可靠性，可與控制管線連接并延伸至井口，加壓后可實現柱塞下移。液壓組件在壓力的作用下向下伸長，并驅動增程機構伸長，同時由增程機構帶動中心管克服彈簧的彈力向下移動，并推動閥板向下翻轉直至完全打開，也可通過投球作業強制開啟；當需要關閉時，從地面釋放控制管線內壓力，高溫深井安全閥內部機構在彈簧彈力的作用下向上復位，同時閥板在扭簧的作用下向上翻轉直至恢復關閉狀態，從而關閉油氣產出的通道。

高溫深井安全閥技術參數如下：最大外徑175 mm，最小內徑71.5 mm，最大壓力35 MPa，最高溫度350 ℃，最大下入深度1 500 m，開啟壓力20 MPa，全開壓力32 MPa，關閉壓力15 MPa。經室內試驗驗證，高溫閥板、閥座密封性及整體耐壓性能優良，符合最大工作壓力為35 MPa時的密封性設計要求。

2.2 高溫深井封隔器及封隔器單流閥

高溫深井封隔器是電潛泵注采一體化管柱的關鍵工具。下入指定位置后加壓可實現坐封，以封隔油層與上部油套環空，可保證注熱過程中高溫蒸汽最大程度地進入地層而不上返至非儲層段；同時環空注氮后可達到對上部油套環空溫度降低的限制，從而共同實現井筒熱損失的最小化，并達到儲層注熱的要求。

高溫深井封隔器采用中心管隔熱設計，可降低熱損失。上部連接的伸縮節不僅可用于對高溫蒸汽注入后隔熱油管伸長量的補償，而且可防止油管或工具過度伸長導致損壞。封隔器還設有自補償結構，有助于減少伸縮節使用。

高溫深井封隔器外部為封隔器膠皮及卡瓦，具有碟簧蓄能結構，保障密封可靠性；同時增加旋轉結構，在下井過程中遇卡可旋轉管柱；且有卡瓦導向槽強制收回設計，確保解封液控管線加壓坐封，方便作業。

此高溫深井封隔器設有封隔器單流閥連接螺紋，通過連接封隔器單流閥，可提供氮氣過流通道。為便于封隔器驗封，單流閥采用3個剪切銷釘承壓。環空驗封時，上下環空壓差達到12 MPa即剪斷銷釘，推動活塞下移，定位掛鉤與連接接頭固定，流體通道打開并固定；環空注氮時，流體作用于單流閥本體，當壓差大于0.2 MPa時即可推動單流閥擠壓彈簧，單流閥與閥體脫離，流體通道打開。

2.3 高溫井下開關

高溫井下安全開關由全金屬材料制成。液壓通過液控管線傳遞至高溫井下開關處，并通過液壓驅動高溫液壓執行機構，再由高溫液壓執行機構驅動泵下油管和油套環空連通通道的打開和關閉。準備注氣時，通過地面控制高溫井下開關進入關閉狀態，此時泵下油管與油套環空的連通通道關閉，防止注氣時高溫蒸汽進入環空；準備生產時，高溫井下開關通過地面控制進入打開狀態，必要時可通過投球作業將其強制開啟。高溫井下開關主要技術參數為：最高溫度350 ℃，最大壓力35 MPa，最大外徑142 mm，最小內徑50 mm，長度1 960 mm。

2.4 高溫電潛泵、電纜及泵前單流閥

高溫電潛泵機組由保護器、電機、分離器和電泵4部分組成。其中保護器分為上保護器和下保護器2部分，分別連接于電機上、下，且已完成在高溫條件下對保護器進行的注油，以保證電機在高溫條件下受到保護。為驗證高溫電潛泵機組對高溫條件的適用性，開展室內測試試驗，分別測定其在室溫25 ℃和高溫250 ℃條件下的三相直流電阻，結果如表1所示。從表1可知，在常溫及高溫狀態下，三相直流電阻RAB、RBC和RAC間不平衡率≤2%，絕緣電阻≥1 000 MΩ，符合設計要求。

表1 25和250 ℃條件下的電機三相直流電阻

常溫電潛泵機組上部通過油管短節直接連接于Y接頭。而針對高溫電潛泵機組，上部若不采取隔絕高溫蒸汽措施，高溫將直接作用于電泵機組并導致其失效。為此，研發設計了泵前雙極單流閥，工作原理如圖4所示。它為采用金屬密封組合的雙級單流閥，可防止高溫蒸汽侵入電潛泵機組。泵前Ⅰ級單流閥直接跟高溫蒸汽接觸，為金屬密封結構。注熱時，蒸汽推動閥芯，閥芯與閥座之間形成金屬密封面，防止蒸汽進入；采油時，流體作用在閥芯上，推動高溫彈簧進行壓縮，打開閥芯與本體接觸密封面，形成過流通道，井下流體通過單流閥進入上部油管，如圖4a所示。泵前Ⅱ級單流閥則連接在電泵機組上端，采用全氟醚橡膠密封。如果Ⅰ級單流閥有部分蒸汽進入到油管當中，Ⅱ級單流閥閥芯上全氟醚橡膠與閥座之間形成密封，防止蒸汽進入電泵；采油時流體作用在閥芯上，推動高溫彈簧壓縮，打開閥芯與本體接觸密封面，形成過流通道，井下流體通過單流閥進入上部油管，如圖4b所示。Ⅰ級單流閥最高溫度350 ℃，最大壓力21 MPa。Ⅱ級單流閥最高溫度250 ℃，最大壓力21 MPa。經室內試驗驗證，其在室溫及高溫條件下均試壓21 MPa且15 min內無降壓現象，符合現場應用要求。

圖4 泵前雙級單流閥工作原理示意圖

2.5 隔熱Y接頭及堵塞器

隔熱Y接頭主通路連接隔熱油管，旁通連接高溫電潛泵機組。為保證隔熱效果，將隔熱Y接頭拆分為內心、外殼及中間填充隔熱層的結構，阻止高溫從Y接頭內部向Y接頭外部傳遞，保證了長期注入蒸汽的過程中Y接頭外部溫度低于內部溫度，進而保護Y接頭外部電纜免受高溫(最高溫度350 ℃)傷害。經高溫測試，加熱至350 ℃時，隔熱Y接頭外表面溫度110 ℃，連接處溫度為220 ℃。與隔熱Y接頭配合的堵塞器為金屬密封、橡膠密封的雙重密封，投撈作業便捷，最高溫度250 ℃，最大壓力21 MPa，均符合現場應用需求。

隔熱Y接頭、電潛泵機組和隔熱油管如圖5所示。隔熱Y接頭是電潛泵注采一體化管柱中外徑最大的部分，其最大外徑為216.0 mm，二開套管?244.5 mm(9in)的內徑為220.5 mm，因所用油管四通留有?244.5 mm套管熱應力補償距，且頂部存在臺階面。為便于下入，須在保證隔熱Y接頭隔熱層不受損壞的前提下進行倒角處理。高溫電潛泵最大外徑為116.0 mm，針對隔熱Y接頭下部管柱尺寸問題，為保證并行部分最大外徑尺寸符合下入條件，主通徑選用88.9 mm(3in)油管，接箍外徑為100.0 mm；同時對該部分油管做隔熱處理，降低高溫蒸汽形成的熱輻射效應損傷電泵。

1—?244.5 mm(9 in)套管；2—隔熱Y接頭；3—?88.9 mm(3 in)隔熱油管；4—高溫電潛泵。

2.6 配套井口裝置

海上熱采井采用的注采一體化井口裝置[23-26]主要包括一級套管頭總成、二級套管頭總成、油管頭和采油樹總成。其中套管頭總成應用非標FS密封圈和倒卡瓦以防淺層氣上竄；油管頭采用頂絲和內六角螺釘激發石墨密封以實現油管頭密封，可承受冷熱溫差達300 ℃的交變熱應力作用；考慮采油樹總成處平臺空間限制及操作便捷性，將地面主氣動安全閥設置在采油樹側面，并采用雙平板閥結構，可保證注入高溫蒸汽過程中的結構安全性。該井口裝置需滿足對注入高溫蒸汽的密封性能要求，并應設有電潛泵舉升生產時的電纜及控制管線通孔，其中油管四通內懸掛器及上法蘭和采油樹總成下法蘭應設計預留有1個電纜穿越器通孔、2個?6.35 mm(in)液控管線穿越孔和2個?9.53 mm(in)液控管線穿越孔，以分別實現電機動力供應、井下溫壓監測、封隔器坐封、安全閥和排氣閥的開關控制。

電潛泵注采一體化管柱所應用井口裝置須滿足不拆井口即可實現注汽及生產。以上述注采一體化井口裝置為基礎，將油管四通內懸掛器及上法蘭和采油樹總成下法蘭進行創新設計。其中電潛泵耐高溫電纜拆分為3根鋼管護套以進行穿越；另外包括封隔器坐封管線、井下開關控制管線、安全閥控制管線共3根控制管線及1根光纖，均須在井口進行穿越。在現有熱采井采油樹的基礎上，該井口裝置針對性設計了8個穿越孔的直出穿越方式，如圖6所示。其中3個為?9.53 mm穿越孔，可供3根耐高溫電纜穿越；其余5個為?6.35 mm穿越孔，可供光纖及控制管線穿越。穿越后應用金屬-石墨雙重密封方式進行密封，保證穿越處在高溫及常溫條件下的密封性能。

圖6 油管頭及采油樹總成示意圖

對于主閥的設計，除需保證其可提供足夠尺寸的穿越孔，還需考慮穿越孔數增多對主閥強度的折減效應，應對其關鍵工況下的安全性進行分析。應用ABAQUS有限元數值分析軟件建立主閥三維模型，分別設定模型邊界條件以校核其在未注氣、試壓及注入高溫蒸汽3種工況下的強度。其中未注氣時，主閥僅受上本體重力(15 kN)作用，試壓過程中為施加內腔壓力35 MPa，注入高溫蒸汽過程中需同時考慮注汽壓力15.5 MPa及高溫對材料的折減效應。主閥材質為30CrMo，常溫條件下屈服強度為415 MPa，經校核，3種工況下此設計主閥可滿足服役需求，計算結果如表2所示。

表2 不同工況下的主閥安全性校核

3 現場應用

渤海旅大21-2稠油油田X井為水平裸眼井，設計井深2 517 m，垂深1 575 m，開發層位為館陶組。該層位富含重質原油，具有黏度高、膠質瀝青質含量高等特點。設計應用多輪次蒸汽吞吐開發模式，電潛泵注采一體化管柱技術首次應用于該井。作業流程如下。

(2)連接高溫封隔器，將光纖穿越至高溫封隔器以下10 m，固定后做穿越密封，連接高溫封隔器坐封管線并對控制管線及接頭試壓3.45 MPa，試壓時間為10 min，泄壓至2.07 MPa并帶壓下入。經計算，此趟生產管柱在350 ℃蒸汽注入情況下最大伸長量為3.2 m，封隔器設置補償距離為5.5 m。同時為防止管柱伸長對控制管線的拉伸破壞作用，在封隔器上端補償短節處纏繞光纖及封隔器坐封管線以形成相應補償量。其中光纖在穿越至封隔器下部后也需纏繞相應長度，防止中心管剪切封隔器下部限制銷釘后產生位移，拉伸光纖。

(5)繼續下入?114.3 mm隔熱油管，連接雙外短節和油管掛(提前投入背壓閥)，截斷控制管線及電纜并預留合適長度，分別試壓及測定對地絕緣并測三相直流電阻；穿越光纖并測信號，于油管掛處分別做穿越密封。

(6)將油管掛坐入油管四通，拆井口，安裝采油樹主閥并實施了光纖、控制管線及電纜的穿越密封，安裝采油樹上本體，試壓合格即完成下入作業。

2021年12月，在渤海旅大21-2油田X井完井作業中下入該電潛泵注采一體化管柱，過程較為順利，且井口處穿越及密封均試壓合格，高溫封隔器坐封順利且驗封達標，光纖信號顯示正常，試啟泵電機運行正常，達到后續注氣投產要求。

4 結論及建議

(1)電潛泵注采一體化管柱技術的先期研發及管柱和工具的順利下入證明了該項技術的可行性。該項技術的應用使每2個輪次下入作業之間縮短工期18 d，節省費用321萬，是海上稠油熱采發展的重要方向，工具的研發和現場應用經驗均為該項技術的進一步推廣應用奠定了基礎。

(2)電潛泵注采一體化管柱技術中控制管線較多，使操作時效及作業安全均存在一定風險。建議從生產封隔器上部管線補償方式、電纜內部結構、拆井口裝采油樹作業步驟等方面進行優化，可進一步壓縮工期，降低作業過程中人身安全風險。

(3)建議采用該項技術作業井投產后,對注熱、燜井及生產狀態加密監測，完成計劃生產輪次后，起管柱過程中應注意油管、配套工具和電泵等的變形及性能情況，以作為后期該項技術的優化依據。