海上油田老井熱采注采一體化技術改造及應用

康 鵬，劉國振，邱云龍，甄寶生，劉 召

(1. 中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 天津 300459； 2. 中海石油(中國)有限公司天津分公司 天津 300459)

近年來，渤海油田先后在南堡35-2油田、旅大27-2油田等稠油油田開展了多輪次的多元熱流體吞吐和蒸汽吞吐注熱作業，增產效果顯著[1]。注熱開發已成為當前渤海油田稠油開發的有效手段，非熱采井受限于井口耐溫、井筒完整性和生產管柱耐溫等因素，目前是通過注采分離模式進行注熱。注采一體化技術可實現一趟管柱同時注熱和生產，有利于提高熱能利用率、減少修井液漏失對地層的冷傷害、大幅節省修井作業成本和提高熱采經濟效益。

本文主要介紹了稠油熱采注采一體化技術在渤海J油田老井中的應用情況，總結了技術實施過程中的一些問題和處置情況，以期為該技術的再次應用提供一些參考。

1 注采一體化井口改造

J油田應用注熱開采目標井原井口耐溫為-29～121℃，不滿足注熱設計的井口注入溫度126～ 190℃，更換為耐溫等級達370℃的熱采井口，同時為預防注熱時套管受熱抬升，參考分離式熱采注熱井套管抬升的統計數據，新更換的油管四通設計了20cm的結構槽，為套管抬升預留了補償高度。

1.1 封井管柱

1.1.1 封井管柱組合

更換井口前下封井管柱(由下至上)：盲堵+3-1/2 (88.9mm)油管＋RTTS封隔器＋風暴閥＋3-1/2油管，下入封井管柱前對RTTS封隔器座封位置的套管清刮處理。對于井控風險較高的井，封井管柱下深至少要達到井深的2/3，以確保回收封井管柱時能夠進行充分的洗壓井作業。

1.1.2 封井管柱試壓

封井管柱座封后需要對封井管柱進行試壓，其試壓結果的有效性直接關系到熱采井筒的完整性。而對于老井進行井筒試壓則選取熱采井口壓力等級、防噴器壓力等級和完井時套管試壓值的80%這三者中的最小值。

1.2 更換油管四通

1.2.1 拆除舊油管四通

舊油管四通由于長期不進行拆裝作業，生銹比較嚴重，在明確作業的第一時間對法蘭螺栓噴涂除銹劑、涂抹柴油，以縮短砸螺栓的作業時長。

拆卸完螺栓后，起吊舊油管四通前，為預防提升力太大導致提活瞬間鋼絲繩大幅度彈跳，可以利用防噴立管整體起升將舊油管四通提活，然后再更換成鋼絲繩起吊。

1.2.2 安裝熱采油管四通

對待安裝的熱采油管四通進行測量、拍照，尤其要準確記錄四通內部的限位銷(圖1)或限位槽的方位、尺寸，這樣才能更好地為后續下入作業管柱時提供參考。同時，在吊裝熱采油管四通前要注意將本體上的試壓接頭提前拆掉，以避免在吊裝過程中對螺紋絲扣造成損壞。

圖1 油管四通的限位銷 Fig.1 Limit pin for tubing spool

安裝熱采油管四通時，四通快掛到位前，提前穿越法蘭螺栓，防止井口尺寸限制無法安裝而導致二次安裝時損壞BT密封。安裝法蘭螺栓要嚴格按照“十字對角法”的操作順序對螺栓進行預緊，以滿足注熱的安全要求。

安裝完熱采油管四通后對油管四通BT密封進行試壓，試壓值一定要達到注熱工藝要求的標準，同時考慮套管留高的抗外擠強度。BT密封試壓完畢后，對于熱采井，建議對原井套管頭進行試壓，檢查套管B環空的密封情況，以掌握井筒的完整性情況。

2 注采一體化管柱

J油田注熱井預測井底溫度為145～157℃，井口最大注入壓力為16.5～17MPa，本次應用的注采一體化管柱技術主要進行了耐高溫管柱的改進。該套注采一體化管柱由高溫井下安全閥、高溫過電纜封隔器、高溫機組及電纜等組成。關鍵的井下安全控制工具耐溫≥200℃，電潛泵機組耐溫≥180℃，電纜及其配套工具耐溫≥204℃。

2.1 高溫井下工具

2.1.1 高溫過電纜封隔器

高溫過電纜封隔器采用耐高溫密封膠筒，其中心管采用隔熱結構，可以隔絕油管內部高溫，使膠筒所處環境溫度不超過315℃[2]。封隔器中心管與主體結構分為兩體，中心管可以相對于主體結構運動，故在長度發生變化時不影響封隔器的坐封狀況，尾部設計有自補償結構，以彌補管柱伸長量。坐封使用控制管線液壓坐封方式，采用單獨的液控管線連接至地面進行控制，同時采用單向移動結構，在一次坐封完成后，液控管線泄壓不影響坐封狀態，且當坐封狀態發生變化時液控管線可以再次加壓，以此實現二次、三次坐封。

2.1.2 高溫井下安全閥

高溫井下安全閥由金屬材料制成，控制管線接口全金屬密封設計，采用全金屬液壓組件[2]。當需要開啟時，從地面將液壓壓力經控制管線注入至高溫井下安全閥的液壓組件內，當壓力達到開啟壓力后，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；當需要關閉時，從地面釋放控制管線內壓力，高溫井下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。

2.1.3 高溫油管掛

油管掛作為井下管柱的懸掛機構，對密閉油套環空、井口密封安全至關重要，普通冷采井的油管掛密封一般采用橡膠制成，本次熱采井的油管掛密封采用石墨密封。由于石墨密封不耐磨故石墨密封需提前預安裝到油管掛本體上，現場作業時待安裝油管掛后再剝除保護套，并且也要按照“十字對角法”預緊壓緊石墨密封(圖2)。

圖2 高溫油管掛(應用石墨密封)Fig.2 Tubing hanger(applied graphite seal)

2.2 高溫機組及電纜

本次注采一體化管柱采用耐溫技術比較成熟的高溫電潛泵機組，以對電機、保護器、分離器和離心泵進行耐溫技術提升。

2.2.1 高溫機組

高溫機組主要是對電泵系統運行時的發熱、散熱和密封問題進行耐溫設計，其中包括對電機的絕緣系統、潤滑系統等的改進和對保護器、電潛泵在結構設計和選材上進行的耐溫提升[3]。由于高溫機組比普通機組長度大，對于Y管分采的井，在機組安裝前使用Y接頭工具測試一次井架的最大作業高，以確保滿足施工空間要求。而在高溫機組安裝時要做好大小扁電纜的接纜工作，該位置是確保高溫機組正常運轉的一個關鍵點。

2.2.2 高溫電纜

高溫電纜從選材和連接標準方面進行改進，有針對性地調整主絕緣材料配方和填料方式，以提高絕緣材料的體積電阻率及熱態穩定性、材料的硬度和抗張強度[3]，同時采用雙層絕緣、雙層護套的結構改進方案發揮絕緣材料的電氣絕緣優勢。

在注熱時，井下管柱受熱拉伸，為配合高溫過電纜封隔器補償機構的延伸(40cm)，動力電纜需要做好補償預留。按照“S”型方式(圖3)，避開油管四通限位銷方向，在油管的一面進行預留，過渡點采用臨時固定措施，防止入井后由于固定材料的緊固力過大而導致電纜無法掙脫。

圖3 動力電纜“S”型固定方式 Fig.3 Power cable “S” type fixing method

3 井筒隔熱工藝

在稠油熱采過程中必須最大限度地減少注入流體在井筒中的熱量損失，確保套管溫度不超過極限安全溫度，以防止套管和水泥環高溫變質。該工藝技術除了在管柱上采用高真空隔熱油管(氣凝膠)外，注熱同時還在油套環空采用連續注氮氣的隔熱措施[1]。

在注采一體化管柱作業從注熱到采油轉換過程中，要對環空壓力進行泄壓，以避免環空壓力釋放過快對電泵電纜絕緣性能造成影響。本次作業按照緩慢控制環空壓力變化的原則，控制環空壓力降低速率不超過344kPa/min，壓力降低至初始壓力一半時停止降壓，保壓30min后繼續降壓，降壓速率也不可超過344kPa/min。

4 現場應用

從注熱前后的流壓對比情況來看，采取井口改造和工藝優化措施后地層壓力增加，具有一定自噴能力，電泵生產后流壓增幅最高為原來的7.51倍，達到了增能的目的(圖4)。

圖4 作業前后井底流壓對比 Fig.4 Bottom hole flow pressure comparison before and after operation

從增產效果看，作業井產液均得到明顯提升，產油效果初顯，該工藝在老井應用方面有一定的產能提升作用(表1)。

表1 作業前后關鍵指標數據Tab.1 Key indicator data before and after operation

5 結 語

渤海油田首次在老井應用稠油熱采注采一體化技術，通過井口改造、注采一體化管柱設計、注熱工藝優化等措施在J油田6口老井全部實現了注熱、悶井、放噴，順利啟泵生產。注熱作業取得了顯著的增產效果，為海上油田稠油熱采技術提供了一種有效的技術手段。

在該技術應用過程中需要注意的是：為了保障鄰井生產和目標井熱采的效果，在注入過程中要加強對鄰井產氣、流溫等密切監測，以實時對注熱工藝參數進行調整。■