渤海油田电泵生产测压管柱优选分析

陈建庆，章桂庭，黄华祥 (中海石油(中国)有限公司天津分公司生产部，天津 300452)

渤海油田电泵生产测压管柱优选分析

陈建庆，章桂庭，黄华祥 (中海石油(中国)有限公司天津分公司生产部，天津 300452)

油井压力监测是诊断区块产层压力变化的重要手段之一，是油藏调整中后期开发注采井网必不可少的参考依据。渤海油田电泵生产管柱类型众多，联作压力监测方式各异，采用的井下压力计类型或传压装置不同，相配套的井下工具和井口装置也有差别。通过对比不同电泵生产测压管柱的优缺点，根据不同储层岩石物性、流体性质、生产情况，优选与油田开发生产不同阶段相符的测压生产管柱，增强了油井压力监测的适应性和连续性。

渤海油田; 电潜泵; 压力监测; 压力计

油井压力监测是诊断产层压力变化的重要手段之一，是油藏调整中后期开发注采井网必不可少的参考依据，而油井所采用的测压方式与生产管柱类型、井口配套装置等密不可分。

1 油井测压管柱类型

1)测压阀管柱(见图1) 这是渤海早期埕北油田最简易的一种油井测压方式。测压阀作为井下常规工具，连接在普通电泵生产管柱中，位于电泵机组上部。需要测压作业时，油井停泵停产，安装钢丝作业井口，使用钢丝工具串将电子压力计从油管下入并座于测压阀顶部，根据工具串自重下推传压杆，克服弹簧张力做功，使传压杆上的传压孔下行离开密封段对准测压阀旁通孔，连通油管与油套环空，实现油管内外压力平衡，这样在油管内的压力计就可以监测测压阀处的压力值。根据井液密度，通过垂深差值校正，可以计算出油层中部的静压。当上提工具串时，弹簧张力得以释放，推动传压杆上行，使传压孔重新进入到密封段，阻断油管内外连通，起出钢丝测压工具串后，重新启动电泵即可恢复生产。测压阀的含义就是通过开关实现测压的一个“阀门”，其本身并没有监测压力的作用，仅是为压力计测压提供了一个“平台通道”。

2)存储式压力计管柱(见图2) 为了在不停泵、不中断生产的情况下进行压力监测，使用电潜泵下悬挂存储式压力计成为了生产测压的第2个阶段。井下电子压力计(Downhole Pressure Tool)是一种能长期在高温高压环境内稳定工作的电子仪器，由生产管柱携带下入，并悬挂在电潜泵机组下方，尽量靠近产层中部，对井底压力进行长期动态监测，以存储方式记录完整的井下静动态压力资料。

地面连接组装：减震弹簧+上电池组+上压力计+下电池组+下压力计+减震弹簧，然后装入压力托筒内，压力计托筒直接与抽油杆相连接，悬挂在抽油杆底端且离电泵吸入口100m处。连接电池组后，立即开始计时(记录该初始时刻：年、月、日、时)，压力计受厂家编程人员所设定的程序进行压力取样：正常生产阶段，每小时记录一个压力值；设定后继的1～3个月中相同时刻起每5s记录一个压力值，持续记录5h，这5h过后又恢复原来的取样频率。这个设定时刻之后的0.5～1h内需要地面人工进行停泵关井操作，配合井下压力计进行压力恢复测试，3～4h之后开井启泵生产。这样就可以获得3～4h的压力恢复取样压力值和0.5～1h的压降取样压力值。根据这条曲线可以推算出地层原始压力和地层供液能力。上、下压力计之差控制在0.04MPa内，两者相加取平均值。

存储式井下压力计的工作寿命由电池组容量、性能决定，由于电池电量有限，只能进行有限次(1～3次)关开井操作，并且要按程序预先设定的时间进行开关井。一旦电泵机组出现故障需要动管柱检泵时，存储式压力计随生产管柱起出，取出的压力计可以通过数据采样进行回放分析，可以优化生产压差，使电泵井的开采更加合理，尽量避免或减少地层出砂。

3)毛细管测压管柱(见图3) 为了能够在地面直接获得井下压力数据，实现实时传输，1995年从美国普鲁特(PRUETT)公司引进毛细管测压系统，最先在钻井船上试井作业中安装使用。2001年以后，该测压技术所需的配套工具、地面设备、解释软件等全套系统全面实现国产化，曾经在渤海自营油田生产井动态监测中推广使用[2]。

图1 测压阀管柱 图2 存储式压力计算柱 图3 毛细管测压管柱 图4 直读式压力计算柱 图5 电潜泵工况监测管柱

4)直读式压力计管柱(见图4) 随着井下永久式电子压力计的发展，加拿大PPS/DDI系列、美国GRC系列压力计在20世纪90年代开始引入国内，经过改进解决了电泵动力电缆与压力计电缆电流间的相互干扰，准确地取得了地层温度和压力，在陆地油田推广应用。渤海油田于2004年开始引进加拿大LANDO公司Lando压力计，根据油井生产层段合采或分采的需要，直读式压力计通过抽油杆悬挂于电泵下方或由分采管柱携带置于压力计托筒内，由一条数据电缆连接地面终端仪器到井下压力计接口，实现井下压力数据的实时监测，采集与分析。

直读式压力计管柱特别适合于海上大斜度定向井与水平井的井型特点，避免了采用钢丝或电缆测试作业时，工具串无法下井至预定深度导致测试失败的尴尬局面。相比毛细管测压而言，单井成本有所增加，但是其测压精度高，反映灵敏及时，数据处理量更大。对同一生产区块地层压力的波动，从整体上表现出变化的同时性、趋势性，使油藏动态分析人员能迅捷有效的分析地层情况，推断压降波及区域，实施油井转注，或部署调整井注水，以及在剩余油富集区增加油井生产。

5)电潜泵工况监测管柱(见图5) 电潜泵工况监测是渤海自营油田近2年来从美国斯伦贝谢公司最新引进的动态监测技术。将井下电潜泵工作状态参数、压力、温度数据，通过电潜泵供电电缆进行数据加载，适时传输至地面数据采集系统，并可通过远程传输，实现对油井电泵工况、井筒压力、温度数据的适时监测和分析。

电泵工况仪通过法兰连接于电机正下方，与电机并接共用一条引接电缆，由于采用数据加载技术，无须直读式测压装置所需的毛细钢管或数据电缆作为传输通道，减少了管线穿越封隔器、油管挂/采油树，降低了作业风险。

2 现场存在的问题

1)测压装置在下井或穿越过程中产生的问题 由于后2类地面直读式测压管柱需要通过毛细钢管或数据电缆或电泵动力电缆携带下井，且下井过程中需要间歇补充氮气或测试数据电缆信号或动力电缆性能参数，施工步骤要求高，难度变大。人为因素导致的管线破损、挤压、接头多或穿越封隔器后密封质量/绝缘性能变差等，在下入过程中一旦发现毛细钢管泄露不能稳压或数据电缆进液无信号或动力电缆无绝缘，往往造成作业返工。

2)测压仪器运转失灵与地面装置的维护问题 井下压力异常波动或没有专业维护队伍定期补氮造成毛细钢管进液，对地面变送器等装置疏于维护，管理与标定造成测压失效；井下电子压力计电气器件老化，数据电缆腐蚀，高温情况下产生数据零点漂移等造成时间数据失真，可靠性下降[3]，地面计算机人为存取数据过程中误操作，修改了存储数据格式，导致计算机系统崩溃，数据丢失并无法继续进行压力监测。

3)测压数据的连续有效性问题 一旦井下电泵机组发生故障，所有测压装置将在检泵作业时，随电泵管柱起出地面。即测压数据的连续性主要受电泵机组寿命的影响，而非井下测压装置使用寿命本身。此外，因油井产层出砂造成抽油杆携带的氮气筒或压力计砂埋的情况不在少数，往往还有附带数十米毛细钢管或数据电缆，以及绑带、喉箍等落井，给后续井下落物打捞处理增加了难度。

3 结论与建议

1)油藏方面 从油藏方面，新投产油田重点生产井，探边生产井或老区块动用新层系储量的油井，建议采用地面直读式压力计管柱进行动态监测，便于及时全面地掌握初始资料，分析调整生产工作制度与采出速度。生产中后期则可简化生产管柱，采样测试。

2)井型方面 从井型方面，通常海上平台采取丛式井开采，对于外围分布的大斜度(井斜大于60°)，或大位移水平井，由于下入测试工具串困难，很可能无法进行测压作业，建议随电泵生产直接下入压力计或采用毛细管测压管柱，能升级到智能化油藏管理更好。

3)生产方面 从生产方面，尤其是稠油井或高凝油井，电泵生产稳定性较差，电泵机组寿命较短，建议采用电潜泵工况管柱，适时调整电泵参数，延长机组运转周期。对于不配备钻修机的无人平台或边际油田，确保电泵运行数据远程传输的保真性和可靠性，这一点尤为重要。

[1]张钧.海上油气田完井手册[M].北京：石油工业出版社,1998.

[2]迟鹏，李常友，郑金中，等.渤深6区块毛细管测压系统的应用[J].油气井测试,2005,14(3): 48-49.

[3]侯云飞，汪建伟，丁强国，等.电子压力计时间数据漂移浅析[J].油气井测试,2007,16(3): 68-69.

2012-10-25

陈建庆(1970-)，男，工程师，现主要从事油气藏管理及开发等方面的研究工作。

TE931

A

1673-1409(2013)01-0063-03

[编辑] 洪云飞