連續復合管纜投撈式人工舉升技術研究

基金項目：中國海洋石油集團有限公司科技項目“南海西部油田上產2 000 萬m3關鍵技術研究”（ CNOOC－KJ 135 ZDXM 38 ZJ 01 ZJ）。

葛嵩，于志剛，袁輝，等.連續復合管纜投撈式人工舉升技術研究123-128

Ge Song，Yu Zhigang，Yuan Hui，et al.Coiled composite cable dropping-fishing artificial lift technology123-128

海上無修井機平臺依賴鉆井船修井，費用高、時效慢，現有非常規作業技術對平臺條件要求高，難以推廣。為此，開展了連續復合管纜投撈式人工舉升技術研究和應用。針對復雜井況和無修井機平臺特點，對管柱和井下工具結構進行了優化設計，通過管纜選型計算和電泵揚程擬合，在南海西部潿洲11-1A平臺A21H1井進行了先導性應用。研究結果表明：連續復合管纜投撈式人工舉升工藝優化了管柱結構，取消濕接頭設計，增設液控滑套，生產期間可實現換層；采用特質動力電纜集成的連續復合管纜強度大，防腐能力增強，大大降低了作業風險；完成了在A21H1井的不壓井作業，目前該井投產后日增油60 m3。研究結果可為海上油田無修井機平臺的修井作業提供技術支撐。

連續復合管纜；電泵舉升；配套工具；無修井機平臺；現場應用

TE935

A

016

Coiled Composite Cable Dropping-Fishing Artificial Lift Technology

Ge Song1" Yu Zhigang1" Yuan Hui1" "L Yun1" Fan Yuanhong1" Li Xinyan2

（1.Zhanjiang Branch of CNOOC （China） Co.，Ltd.;2.CNOOC Energy Technology and Services Limited Engineering Technology Zhanjiang Company）

The offshore platform without workover rig relies on drilling vessel for workover，which is costly and slow in efficiency，moreover，the existing unconventional operation technologies have high requirements for platform conditions and are difficult to promote. Therefore，research and application were carried out for coiled composite cable dropping-fishing artificial lift technology. Aiming at the complex well conditions and the characteristics of platform without workover rig，the string and downhole tool structures were optimally designed; by means of cable selection calculation and electric pump head fitting，a pilot application was carried out in the A21H1 well of the WZ11-1A platform in western South China Sea. The research results show that the coiled composite cable dropping-fishing artificial lift technology optimizes string structure，cancels wet connector design，adds hydraulic control sliding sleeve，and can achieve layer change during production. The coiled composite cable integrated with special power cables has greater strength and enhanced anti-corrosion ability，greatly reducing operational risks. Snubbing operation has been accomplished in A21H1 well，which has a daily incremental oil of 60 m3 for the moment. The research conclusions provide technical support for workover operation in offshore oilfield platforms without workover rigs.

coiled composite cable; electric pump lifting; supporting tools; platform without workover rig; field application

0" 引" 言

南海西部油田目前無修井機平臺共有15座，生產井154口，約占南海西部總井數的1/3。后續海上無修井機平臺將按照每年2座左右增加，井數每年約增加15口。無修井機平臺油藏多為復雜斷塊油藏，井況復雜，修井頻率高。由于缺少修井機，修井作業往往受限于鉆井船資源，存在修井時效慢、修井費用高的問題。目前雖然探索過液壓舉升裝置、鋼絲投撈電泵等非常規作業技術，但這些技術均存在局限性，無法大規模推廣應用。為了實現無修井機平臺迅速檢泵復產，開展了連續管纜投撈式非常規人工舉升技術研究和應用，針對復雜井況和無修井機平臺特點，對管柱和井下工具結構進行了優化設計，通過管纜選型計算和電泵揚程擬合［1-6］，在南海西部潿洲11-1A平臺A21H1井進行了首例先導性應用。

1" 技術分析

1.1" 工藝結構

連續復合管纜電泵舉升工藝井下管柱由完井下入的生產套管、修井下入的連續管纜復合生產套管和地面井口系統組成。生產套管一般為244.5 mm（95/8 in）套管。連續管纜復合生產套管由外層管柱和內層管柱組成。外層管柱由下至上由定位封隔器、插入定位密封、深井安全閥、液控滑套、短節和177.8 mm（7 in）套管組成。生產外管柱上部連接油管掛，下部通過定位密封插入定位封隔器。定位封隔器下入到儲層段上部，插入密封連接定位封隔器，形成屏障，隔離儲層油氣。油氣經深井安全閥、液控滑套、短節進入177.8 mm套管內部，由內層管柱舉升到地面。深井安全閥和循環滑套均由液控管線控制，液控管線內置于套管管線護罩內。內管柱由井口懸掛密封器、連續管纜、連續管纜連接器、安全接頭、多功能生產封隔器和電泵機組構成［7-9］。連續管外部為壁厚3.68 mm（0.145 in）的CT90鋼，剛性強，下深不受井斜限制，內置動力電纜和控制放氣閥液控管線，內通道電纜與井液隔絕。多功能生產封隔器上部管纜接頭對接連續管纜。中部帶有液流轉換通道，可提供連續管纜與套管環空生產的出油通道。管柱結構如圖1所示。

連續復合管纜電泵舉升工藝井口系統主要由油管頭總成、四通、大主閥、采油樹（偏心側）、管纜懸掛密封系統+電纜/管線井口密封系統（同心側）等組成，可在不拆采油樹的情況下快速起下ESP系統，具有結構簡單，操作簡易的特點。定制的Y型采油樹分為3部分，分別為油管頭、采油樹和連續管纜懸掛密封及穿越系統。管纜懸掛密封主要實現長期有效懸掛管纜，其上部密封系統有效隔離井內壓力，正常生產情況下為常關狀態；其采用了雙向密封設計，可實現對其上部系統試壓，在管纜切割前確保成功隔離井內壓力。懸掛密封系統主要作用為匹配整體式電纜穿越和2條6.35 mm（1/4 in）液控管線穿越。

工具整體主要由外筒和內密封穿越2大部分組成。外筒與下部分通過法蘭連接螺栓緊固，外筒與上部通過安裝壓帽螺栓緊固。整體安裝完成后通過試壓孔試壓，以保證其密封性能。內密封穿越通過外筒內部壓塊緊固，適配器與內密封穿越器主體上端通過適配器壓帽緊固，電纜密封是通過盤根壓緊密封來實現。

葛嵩，等：連續復合管纜投撈式人工舉升技術研究

1.2" 工藝原理

連續復合管纜電泵舉升工藝特別適用于海上無修井機平臺。首次作業時，下入連續管纜管柱，后續需要修井作業時，可依靠管纜提升設備起出內層管柱，無需修井機作業，可節約鉆井船作業費用，同時扶井時效高。

施工作業過程主要分為以下5個步驟：①下入連續管纜外層管柱；②刮管洗井；③安裝專用采油樹；④連續管作業下入電泵；⑤坐封封隔器。

生產時，油氣進入內層管柱，經電潛泵機組增壓后流經多功能生產封隔器，經由液流轉換通道進入內層管柱環空，后被舉升至井口。

1.3" 適用條件

連續復合管纜電泵舉升工藝的適用條件如下：①一般為正常溫度及壓力梯度井，最大井底壓力35 MPa，最高井底溫度不超過180 ℃；②現有或可下入139.7 mm（51/2 in）或177.8 mm外管柱，可配備深井安全閥；③吊裝提升高度滿足電泵機組及工具串起下組裝要求，額定吊裝質量大于工藝任一裝備質量；④后期生產無卡換層需求。

1.4" 技術對比

目前適用于海上無修井機平臺的非常規修井技術，除連續復合管纜電泵舉升工藝外，電纜投撈電泵技術也有現場應用。二者都可以脫離修井機完成起下泵作業，但在作業難度和安全性上，連續復合管纜電泵舉升工藝都具有優勢。

在作業難度上，電纜投撈電泵技術封隔器外筒隨外管下入，電纜帶密封組件插入，通過過盈配合實現密封。過盈配合可靠性差，插入定位操作難度大，失封后使機組無法正常舉升井液。泵掛深度需在下外管前確認，無法根據后續生產計劃調整泵掛深度。而連續復合管纜電泵舉升工藝依靠液控管線控制封隔器坐封及解封，性能穩定、可靠。同時電纜投撈電泵技術泵掛深度需在下外管前確認，封隔器外筒隨外管下入后泵掛深度即確定，無法根據后續生產計劃調整泵掛深度，局限性較大［10-15］。

在安全性方面，電纜投撈電泵技術由多層細鋼絲包裹動力電纜，剛性弱，下入深度及井斜受限，井斜不超過45°。井下封隔器出現遇阻遇卡等異常情況，無法應用電纜的強度將封隔器提出。而連續復合管纜電泵舉升工藝具有更強的剛性，連續管內置動力電纜，防止安裝過程中出現擠傷，動力電纜不與井液接觸，電纜壽命更長。

綜上，連續復合管纜電泵舉升工藝具有更強的適用性。

2" 主要配套工具

2.1" 連續復合管纜

連續復合管纜為該工藝中人工舉升系統關鍵部件，作為作業管柱起下電泵，同時作為控制系統，為井下工具提供液控通道和為電泵系統提供動力，具有良好的隔離保護作用。主要結構為連續管外內置電泵電纜線芯（3根）和6.35 mm液控管線（2根）。3根電纜線芯為電泵控制管線，2根管線為封隔器控制管線。該結構整體抗擠壓能力更強，密封性更好，可以有效避免井斜對電纜等造成的磨損，同時可懸掛承載更大載荷，可滿足3 000 m以上井深的抗拉需求。連續管纜結構圖見圖2。主要技術參數見表1。

2.2" 連續復合管纜連接器

連續復合管纜連接器為連接管纜本體的外卡瓦式連接器（帶試壓孔）。該連接器主要由下接頭、中接頭、上接頭、墊環及卡瓦等部件構成。連接器具有自鎖功能，連接可靠，承載能力強，且雙向密封，密封可靠。通過螺紋連接及卡瓦錐度保證工具的鎖緊能力，接頭均通過螺紋連接，緊固螺釘鎖定。連續復合管纜連接器結構圖見圖3。

2.3" 多功能生產封隔器

多功能生產封隔器具有連接、密封連續管纜，隔離生產套管和產層，轉換出油通道，實現連續管纜與套管環空生產之間連通的作用。本體上設有為連續管纜引出的電纜和液控管線（2條液控管線和3條電纜線芯）穿越的通道。

通過對在地面上的液控管線加壓可實現坐封。解封時可采用液壓解封或通過其上部集成的安全接頭應急脫手解封。坐封時依靠連續管中的液壓管線加壓，壓力經管線傳到封隔器，壓力達到設定值時，坐封剪釘被剪斷，坐封活塞下移，推動鎖緊機構中的鎖齒套、上下膠筒及隔環下移，剪斷上錐體坐封銷釘，上錐體下行，撐開卡瓦與套管錨定，繼續加壓，活塞推動膠筒下移，待壓力達到設定值時，膠筒與套管接觸，密封油套環形空間，鎖緊裝

置鎖緊膠筒。泄壓后，由于鎖緊機構的縮緊作用，卡瓦仍處于擴張狀態，膠筒也處于密封狀態。解封時，從井口的液壓管線加壓，壓力經管線傳到封隔器，坐封剪釘被剪斷，坐封活塞下移，鎖塊釋放，實現解封，直接上提起出封隔器。液控解封失效時，上提管柱，上接頭的安全銷釘剪切，連續管起出［16-17］。下入對接工具與封隔器對接接頭，上提管柱，剪斷解封套上的解封銷釘，下錐體向下移，卡瓦收回，實現解封，起出封隔器及其攜帶的管柱。多功能生產封隔器可匹配目前所有常規ESP（電子穩定程序）系統，無需倒置式定制［18］。多功能生產封隔器結構圖見圖4。

主要技術參數見表2。

封隔器上部連接有液流轉換通道，油氣進入內層管柱，經電潛泵機組增壓后流經多功能生產封隔器，經由液流轉換通道進入內層管柱環空，后被舉升至井口。

3" 現場應用

3.1" 方案設計

3.1.1" 連續復合管纜選型計算

目標井是南海西部潿洲11-1油田A21H1井，該井產出流體含H2S質量濃度10～50 mg/L，作業天然氣中CO2體積分數2.87%。根據2021年1月該井投產初期折算壓力系數0.99，177.8 mm尾管掛深度1 500 m，壓力11.43 MPa。經計算，H2S分壓5.7×10-4 MPa，CO2分壓0.328 MPa。根據圖5的CO2/H2S共存管材圖版，確定材質為3Cr。

通過下入進行抗拉模擬，上提重力最大92 kN，管柱抗拉238 kN。按80%安全系數考慮實際可操作最大上提力190 kN，可設置丟手過提力80～90 kN。綜合以上條件，抗拉強度選擇2340 MPa，管壁厚選擇3.96 mm，外徑為38.1 mm，材質為2205的連續管纜。模擬計算結果見圖6。

3.1.2" 電泵選型計算

結合A21H1井井筒條件及井斜數據，建議該井電泵機組泵掛位置為683.7 m，177.8 mm套管懸掛器在1 501 m處，泵掛位于1 390 m處，此位置井斜為44.01°，狗腿度每30 m為1.48°。預計修井后打開W3V油組，與L1I上油組2層合采，利用初期折算產液指數165 m3/（MPa·d），測試日產液400 m3/d，產液指數165 m3/（MPa·d），含水體積分數60%，氣油比6 m3/m3，計算電泵所需揚程為556 m，吸入口壓力為7.6 MPa。考慮安全系數為1.2，經計算所需地面變壓器容量約為200 kVA，變頻器約為160 kW。電泵計算擬合結果見圖7。

3.2" 現場應用效果

A21H1井于2023年11月10日完成現場應用，整體作業耗時58 h，其中下入外管柱12 h，更換井口12 h，下入連續管纜順利，相比于鋼絲投撈電泵節約作業時間10 h以上。該井實現了不壓井作業，對儲層無污染，不需要排液恢復期，實現快速復產。目前該井投產后日增油60 m3，作業效果顯著。該技術的成功應用證明了其在無修井機平臺的適用性，具有推廣價值。

4" 結" 論

（1）連續復合管纜投撈式非常規人工舉升工藝創新優化管柱結構，取消了濕接頭設計，管柱更簡單。增設液控滑套，生產期間可實現換層。

（2）采用特質動力電纜集成的連續復合管纜，管纜強度更高，防腐能力增強，大大降低作業風險。

（3）該技術可不壓井下入電潛泵，解決了儲層敏感壓井污染的問題。對比常規技術，該技術適用性更強，作業效率更高，費用更低。對于海上無修井機平臺具有較高的推廣價值。

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第一葛嵩，工程師，生于1992年，2019年畢業于東北石油大學油氣田開發專業，獲碩士學位，現主要從事井筒工藝研究工作。地址：（524007）廣東省湛江市。email：gesong@cnooc.com.cn。

2023-12-30

楊曉峰