海上油田7″套管分采技術應用研究

段 鵬 張洪閣 吳洪波 楊文強 杜雪雷

（1.中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452；2.天津電裝電子有限公司，天津 300457）

0 引言

海上油田的部分老井出現產量降低、含水率升高、出砂現象嚴重等問題。鑒于產量低的油井已無法滿足生產需求，成為油田增儲上產的制約因素。此外，因海上平臺空間狹小、井槽數量有限，老井側鉆成為海上油田低效井挖潛上產的重要手段。

1 海上7″套管分采技術難點與挑戰

海上油田常規的井身結構為9-5/8″套管，老井側鉆相當于在9-5/8″套管內開窗側鉆，鉆入8-1/2″井眼，下入7″尾管進行開采生產。為了合理挖掘開采，往往進行分層開采，相較于9-5/8″套管，7″尾管因內徑小，對7″尾管分采［1-2］帶來巨大挑戰。①電泵外徑小，排量受限，揚程受限，電泵壽命短。②油管及井下工具內外徑小，抗拉強度受限。③分采封隔器的內徑小，生產滑套及開關工具尺寸受限［3］。④由于7″尾管掛縮徑，常規的Y 接頭+電泵機組難以通過。常規的7″尾管分采井生產管柱的示意圖如圖1所示。

圖1 7″尾管分采井生產管柱示意圖

2 海上7″套管分采配套完井關鍵工具研究

針對7″尾管分采的難點，以X 井為例，對7″套管分采配套完井工藝進行詳細分析。

2.1 X井基本情況

X 井于2012 年投產，初期生產情況穩定，生產過程中因出砂而關井，雖進行多次修井，但仍無法滿足生產。為了能繼續利用井槽，只能側鉆，老井的井身結構為13-3/8"×291.5 m+9-5/8"×2 525 m，計劃在1 000 m 處進行側鉆［4］，側鉆后的井身結構為13-3/8"×291.5 m+9-5/8"×1 000 m+7"×（850～2 529）m，具體如圖2所示。

圖2 側鉆后的井身結構圖

2.2 舉升方式優選

X井開采層位儲層垂深（海拔）為-1 460～-1160 m，原始地層壓力為11.7～14.6 MPa。目前，地層壓力比原始地層壓力下降約4 MPa，油藏提供的產液量為160～350 m3/d，氣油比為30 m3/m3。根據計算，該井初期無法實現自噴，要采用人工舉升法進行開采［5］。

通過調研可知，海上油田常用的人工舉升法有電潛泵、螺桿泵、氣舉、潛油往復泵、射流泵等（詳見表1）。對比不同人工舉升方式的優缺點與適用性，可使用電潛泵的人工舉升方式。

表1 不同人工舉升方式對比

2.3 電泵機組及旁通管優選

目前，地層壓力比原始地層壓力約下降4 MPa，油藏提供的產液量范圍為160～350 m3/d。通過軟件模擬，儲層動液面為623 m。根據電泵下深的經驗，電泵的沉沒度在300 m 以下，X 井電泵下入垂深在1 000 m左右，電泵機組處于7"尾管的范圍內。

采用較小尺寸的338泵+375電機［6］可滿足X井機采要求（見表2）。電泵機組采用338 泵+375 電機，下井工具外徑與工作套管內徑間的間隙一般不小于6 mm［7］，7"23lb/ft 套管的內徑為6.37"。與338泵+375電機可匹配的旁通管有2-3/8"、2.28"、2-1/8"，其尺寸之和詳見表3。與7"23lb/ft 套管內徑間隙均大于6 mm，三種尺寸的旁通管均滿足要求，考慮到尺寸大的旁通管有利于井下工具的下入及抗拉強度更大，推薦旁通管采用2-3/8"。

表2 國內電泵機組排量揚程范圍

表3 電機+旁通管外徑匯總表

2.4 分層工具滑套優選

常用的滑套有2.313?、1.825?、1.625?，結合滑套打開工具的尺寸，滑套只能選擇1.625?，由于內徑的尺寸較小，受產量影響，存在井下工具沖蝕的風險，造成井下工具失效［8］。通過對整個管柱內徑最小的工具（1.625?滑套）進行沖蝕性分析，以最大產液量350 m3/d 為例，根據模擬試驗，發現其最大流速小于臨界流速，1.625?滑套不會發生沖蝕現象（見表4），推薦使用1.625?滑套。

表4 不同產量下流速與臨界流速比

沖蝕流速的計算公式見式（1）。

式中：Ve為臨界沖蝕流速，ft/s；ρ為流體混合密度，lb/ft3。

經驗表明：在無固相顆粒的流體在連續工況下，K值取100，在間歇服務工況下，K值取125；對無固相顆粒的流體，預計不會發生腐蝕，或腐蝕被抑制，或采用防腐合金管材時，在連續服務工況下，K值取150～200，在間歇服務工況下，K值取250。

2.5 井身結構優化

通過生產廠家提供的尾管掛數據，若井身結構采用7?尾管形式下入分采工具，將7?尾管回接到井口，變為7?套管［9-10］，從而保證分采工具的順利下入，優化后的管柱圖如圖3所示。

圖3 優化后的管柱圖

2.6 管柱強度校核

優化后的生產管柱為“油管掛+2-7/8?油管+Y接頭+電泵機組+2-3/8?油管+2-7/8?油管+1.625?滑套+2-7/8?油管”。根據生產管柱各工具的性能參數，通過軟件進行模擬，結果如圖4 所示。要保證整個管柱的抗拉安全系數大于安全系數1.6，才能使整個管柱符合抗拉強度要求。

圖4 生產管柱抗拉強度校核結果

3 現場應用情況

X 井于2019 年2 月進行分采方案論證，方案論證通過后，進行工具加工及性能試驗，并于同年10月進行完井現場作業，整口井完井作業時間為7 d，無復雜情況發生。作業后順利投產，目前已平穩生產2 年多，沒有進行修井作業，與配產數據對比，達到了產量要求，如圖5所示。

圖5 X井生產情況

4 結語

9-5/8?套管開窗側鉆，下入7?套管分采，通過對生產管柱的井下工具，尤其是電泵機組與旁通管進行組合搭配，選出適用于7?套管分采的井下配套工具，從而達到油田開發要求。X井的試驗成功，證明了7?套管分采配套完井關鍵工具的可行性，隨著老井側鉆越來越多，7?套管分采技術的應用范圍將更廣。對7?套管分采配套完井關鍵工具進行進一步研究，將成為7?套管分采技術的未來發展方向。