許成強 黃振才

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術湛江分公司 廣東 湛江524057)

海上已探明一些特殊油氣田具有地層壓力高、氣油比高、壓力衰竭快的特點，其生產(chǎn)井前期自噴能力強但周期短，后期需采用電潛泵人工舉升開采。若前期采用自噴生產(chǎn)管柱開發(fā)，后期自噴能力不足后，通過修井作業(yè)更換為電潛泵人工舉升生產(chǎn)管柱開發(fā)，由于自噴周期短，因此中期需額外增加修井更換管柱作業(yè)進行舉升方式轉換。在經(jīng)濟性上，增加修井更換管柱作業(yè)，直接增加了油氣田開發(fā)成本。在儲層保護上，更換管柱需要進行壓井作業(yè)，增加儲層污染、產(chǎn)能降低風險，不利于油氣井高效開發(fā)。若全生命周期直接采用電潛泵生產(chǎn)管柱開發(fā)，由于油氣田前期壓力高、氣油比高，而且電潛泵生產(chǎn)管柱必須使用過電纜封隔器對油套環(huán)空進行封隔，過電纜封隔器目前技術上無法滿足在氣相環(huán)境下對油套環(huán)空實現(xiàn)有效封隔，油氣井存在環(huán)空帶壓安全風險?；谠擃愑蜌饩奶攸c，本文提出一種新型復合生產(chǎn)管柱，既可以滿足油氣井前期自噴生產(chǎn)，又可以滿足油氣井后期電潛泵人工舉升[1]，且自噴生產(chǎn)與電潛泵人工舉升可實現(xiàn)迅速轉換，同時保證前期自噴生產(chǎn)期間油套環(huán)空得到有效封隔，達到油氣井安全、經(jīng)濟、高效開發(fā)的目的，為今后該類油氣井開發(fā)提供參考。

1 新型復合生產(chǎn)管柱

目前，我國海上油氣田開發(fā)普遍使用的生產(chǎn)管柱為自噴生產(chǎn)管柱和電潛泵生產(chǎn)管柱。對于一些特殊油氣井，具有地層壓力高、氣油比高、壓力衰竭快以及自噴周期短的特點，常規(guī)的自噴生產(chǎn)管柱或電潛泵生產(chǎn)管柱難以滿足油氣井安全經(jīng)濟高效開發(fā)。針對這些油氣井的特殊性，本文提出一種新型復合生產(chǎn)管柱如圖1所示，可以實現(xiàn)油氣井安全經(jīng)濟高效開發(fā)。

圖1 新型復合生產(chǎn)管柱示意圖

1.1 復合舉升工藝

以南海西部潿洲X 油田為例，地層溫度為119.4～136.4 ℃，地層壓力為32.7～42.9 MPa，原油飽和壓力為18.61 MPa，原油密度為0.740 g/cm3，黏度為1.189 MPa·s，氣油比為310 m3/m3，氣體相對比重為0.699～1.002，采液指數(shù)為34.6 m3/（d·MPa），井口回壓為2 MPa，油藏單井配產(chǎn)為100～360 m3/d。根據(jù)井底多相流體流動原理，使用Duns and Ros（std）、Duns and Ros（mod）、Beggs and Brill(std）、Beggs and Brill（mod）、Hagedorn and Brown（std）、Hagedorn and Brown（mod）、Orkiszewski、Gray等流態(tài)模型計算，得到表1動液面預測數(shù)據(jù)。

表1 南海西部潿洲X油田各井動液面預測表

從表1數(shù)據(jù)可見，該油田所有生產(chǎn)井只有第1年井口壓力遠大于井口回壓2 MPa，能夠滿足自噴生產(chǎn)。第1年后，隨地層壓力大幅衰減，井口壓力小于井口回壓2 MPa，已不能滿足自噴生產(chǎn)，需要轉換為電潛泵人工舉升生產(chǎn)。

根據(jù)統(tǒng)計，修井作業(yè)后，油氣井需要一定時間才能恢復生產(chǎn)，油氣井產(chǎn)量普遍會越來越低甚至再也無法生產(chǎn)，原因是修井作業(yè)對儲層造成了傷害。在修井作業(yè)過程中，使用壓井液進行壓井，壓井液與儲層直接接觸，并且壓井液相對儲層會產(chǎn)生一定的正壓差，在近井地帶形成壓降漏斗，壓井液濾液和固相顆粒難免會進入油氣層，對儲層造成一定程度傷害，從而降低油氣井產(chǎn)能，具體見表2。

表2 南海西部潿洲X油田各井修井前后產(chǎn)量對比表（單位：m3）

為充分利用地層能量，實現(xiàn)油氣井全生命周期安全經(jīng)濟高效開發(fā)，本文提出兼?zhèn)渥試娚a(chǎn)和電潛泵人工舉升兩種舉升方式的新型復合生產(chǎn)管柱[2]。在不壓井[3]、不更換管柱的情況下實現(xiàn)兩種舉升方式的快速轉換，減少了常規(guī)自噴完井管柱自噴結束后的修井更換管柱作業(yè)，避免了修井壓井作業(yè)帶來的儲層污染傷害問題，保證油氣井長期高效生產(chǎn)。

該新型復合生產(chǎn)管柱在常規(guī)電潛泵生產(chǎn)管柱的基礎上，在管柱支管下部增加了生產(chǎn)滑套和油管攜帶封隔器，通過簡單的鋼絲作業(yè)即可實現(xiàn)自噴及電潛泵人工舉升兩種不同舉升方式的生產(chǎn)通道切換。針對油氣井各生產(chǎn)階段特點，使用不同的油套環(huán)空封隔方式[4]，實現(xiàn)油氣井全生命周期井筒安全保障。油氣井前期自噴生產(chǎn)階段，地層壓力高，氣油比高，鋼絲作業(yè)關閉支管上的生產(chǎn)滑套，在電泵Y-TOOL 處投入電泵隔離堵塞器，高壓的地層油氣從支管流經(jīng)電泵Y-TOOL 直接進入上部油管，到達地面，此時通過射孔懸掛封隔器、插入錨定密封以及油管攜帶封隔器配合實現(xiàn)油套環(huán)空有效封隔。油氣井后期電潛泵人工舉升階段，地層壓力已衰竭，鋼絲作業(yè)撈出電泵隔離堵塞器，打開支管上的生產(chǎn)滑套，在電泵Y-TOOL處投入電泵堵塞器，啟動電泵，壓力衰竭后的地層油氣從支管生產(chǎn)滑套進入上部油套環(huán)空，進入電泵，經(jīng)過電潛泵舉升后，油氣流經(jīng)電泵Y-TOOL，進入上部油管，到達地面，此時通過常規(guī)的過電纜封隔器實現(xiàn)油套環(huán)空有效封隔。

1.2 一趟式射孔與生產(chǎn)管柱聯(lián)作工藝

該新型復合生產(chǎn)管柱設計了一趟式射孔與生產(chǎn)管柱聯(lián)作工藝[5]，管柱下部為射孔槍懸掛管柱，上部為復合舉升生產(chǎn)管柱，可實現(xiàn)負壓射孔后第一時間直接進行清噴返排。該管柱工藝由于可實現(xiàn)負壓射孔，并且射孔后不需要進行壓井即可清噴返排，極大程度降低了鉆完井液對油氣儲層的傷害，同時也提升了鉆完井作業(yè)效率。

負壓射孔由于射孔槍點火射孔時井筒內(nèi)的液柱壓力低于地層壓力，壓力差的存在有助于清潔射孔孔眼，地層流體向射孔孔眼中流動將會帶走足夠多的金屬碎屑，從而打開地層流體向井筒內(nèi)流動的通道，實現(xiàn)清潔孔道，提高孔道周圍儲層的滲透率。

常規(guī)射孔完井方式在儲層保護、作業(yè)周期、工程費用方面存在較多的局限，射孔與生產(chǎn)管柱聯(lián)作是解決以上問題的一個極好途徑，能夠節(jié)省完井時間、提高經(jīng)濟效益，同時最大程度地保護儲層,滿足生產(chǎn)需求。一趟式射孔與生產(chǎn)聯(lián)作管柱由于采用油管下入射孔槍，井筒始終與儲層隔離，工作液與儲層不接觸，且無須采用高密度工作液壓井，射孔后直接投產(chǎn)，使完井期間只有射孔液與儲層接觸，且以最短的時間得到清噴返排，具有非常良好的儲層保護效果。

相對常規(guī)射孔完井作業(yè)，一趟式射孔與生產(chǎn)聯(lián)作的新型復合生產(chǎn)管柱，大幅簡化了施工程序。相比鄰井常規(guī)射孔完井方式，在考慮井深差異影響的條件下，2 500 m當量工期節(jié)省達到52%，平均節(jié)省2.36 d，面對費用高昂的海上油氣田施工，一趟式射孔與生產(chǎn)聯(lián)作管柱能夠顯著降低作業(yè)工期，如表3所示。

表3 一趟式射孔與生產(chǎn)聯(lián)作工藝和常規(guī)射孔工藝時效對比（單位：d）

常規(guī)的生產(chǎn)封隔器通常是通過上提管柱解封，解封力一般為15～20 t。根據(jù)瞬間動力學分析，射孔瞬時沖擊波會對管柱產(chǎn)生瞬時沖擊力，使管柱產(chǎn)生沿軸線的縱向震動。在射孔聯(lián)作管柱上使用常規(guī)生產(chǎn)封隔器時，坐封后射孔時，封隔器極有可能受射孔震動影響而解封。

該新型復合生產(chǎn)管柱使用了專門的射孔懸掛封隔器，該封隔器具有抗震結構設計，使用特殊方式進行解封，最大懸掛重量為1 400 kN，可以有效第避免射孔震動造成封隔器意外解封。按射孔懸掛封隔器底部懸掛100 m 12.7 cm 射孔槍，封隔器與射孔槍間連接300 m的8.89 cm油管進行模擬分析，射孔瞬間在封隔器位置形成的振動力峰值為360 kN，模擬數(shù)據(jù)如圖2所示，射孔振動力遠小于封隔器懸掛能力，射孔振動不會造成射孔懸掛封隔器解封。

圖2 軟件計算模擬射孔震動曲線

該封隔器壓力等級10 000 psi，溫度等級175 ℃，產(chǎn)品試驗性能如圖3所示。

圖3 射孔懸掛封隔器包絡圖

1.3 環(huán)空高壓油氣有效封隔工藝

根據(jù)統(tǒng)計，井斜超過60°時，電泵單流閥閥芯普遍難以自動坐入到位，管柱存在單閥端竄壓風險。表4為南海西部潿洲X 油田電泵單流閥數(shù)據(jù)統(tǒng)計表，該油氣田完井期間普遍存在電泵單流閥未自動坐入到位情況。

表4 南海西部潿洲X油田電泵單流閥閥芯數(shù)據(jù)統(tǒng)計表

自噴生產(chǎn)期間油管內(nèi)與套管環(huán)空比重不均衡，電泵單流閥可能無法一直處于關閉狀態(tài)，導致油氣通過電泵竄漏至油套環(huán)空，帶來環(huán)空帶壓的風險。

新型復合生產(chǎn)管柱單獨設計了智能電泵Y-TOOL，其結構圖如圖4 所示。智能電泵Y-TOOL[6]內(nèi)置工作筒，在管柱自噴生產(chǎn)期間，通過鋼絲作業(yè)安裝專用堵塞器至智能電泵Y-TOOL，可單獨封隔Y-TOOL電泵端通道，將井內(nèi)流體與電泵機組隔離，從而將過電纜封隔器和井內(nèi)流體隔離，避免過電纜封隔器不氣密造成環(huán)空帶壓問題，實現(xiàn)管柱安全自噴生產(chǎn)。

圖4 智能電泵Y-TOOL示意圖

2 現(xiàn)場應用

南海西部潿洲X油田具有地層壓力高、氣油比高、壓力衰竭快等特點，油氣井前期自噴生產(chǎn)能力強、自噴周期短，后期需要轉換為電潛泵舉升開采。油田前期一期開發(fā)11 口井全部使用常規(guī)電潛泵生產(chǎn)管柱進行開發(fā)，投產(chǎn)后其中6口井存在環(huán)空帶壓問題，具體如表5所示。

表5 南海西部潿洲X油田環(huán)空帶壓統(tǒng)計表

根據(jù)井底流壓預測、飽和壓力以及原油溶解氣油比資料分析，鉆后油藏儲量規(guī)模增加，儲層物性變好，各井產(chǎn)能均大幅提高，實測原油溶解氣油比及飽和壓力遠超過設計階段預測，投產(chǎn)后原油在井筒內(nèi)脫氣，過電纜封隔器處于氣體環(huán)境，而行業(yè)內(nèi)過電纜封隔器耐壓級別均不超過5 000 psi，設計用途為液相環(huán)境密封，不作為氣體密封屏障，氣體密封失效是導致油氣井環(huán)空帶壓的主要原因。

南海西部潿洲X 油田后期二期開發(fā)5 口井，根據(jù)儲層特點與前期開發(fā)經(jīng)驗，全部采用了改進后的新型復合生產(chǎn)管柱，投產(chǎn)后無一存在環(huán)空帶壓問題，管柱應用效果良好，情況如表6 所示。本次復合生產(chǎn)管柱的現(xiàn)場成功應用，為海上類似特殊油氣田開發(fā)提供了參考。

表6 南海西部潿洲X油田新型復合生產(chǎn)管柱環(huán)空壓力統(tǒng)計表

3 結語

新型復合生產(chǎn)管柱同時兼?zhèn)渥試娚a(chǎn)和電潛泵人工舉升功能，兩種生產(chǎn)方式可迅速轉換。管柱針對自噴期間高壓油氣設計了多道密封屏障，可保障油氣井全生命周期井筒安全。管柱設計為射孔和生產(chǎn)聯(lián)作管柱，射孔后可直接進行返排生產(chǎn)，極大程度地降低了油氣儲層傷害。