无修井机投捞式潜油电泵技术研究与应用

于志刚，宋立志，范远洪，于 东，董家永，周崇科

(1.中海石油(中国)有限公司湛江分公司，广东 湛江 524057； 2.北京高德维尔科技发展有限公司，北京 100020)

0 引 言

海上边际油田均采用无修井机井口平台开发，修井作业只能采用钻井船，存在修井费用高、资源协调难、复产时效慢、影响产量大等问题，制约了边际油田开发[1-3]。为此，对常规潜油电泵技术进行了改进，研制了无修井机投捞式潜油电泵技术并进行了现场试验。该技术在修井作业时无需动用钻修机，只需利用钢丝(电缆)进行电泵机组的投捞即可完成换泵修井作业，可大幅降低成本，提高生产时率。投捞式潜油电泵技术与无修井机井口平台相结合，可解决海上边际油田换泵修井难题，降低边际油田开发成本，提高边际油田开发效益。

1 工艺结构及原理

1.1 工艺管柱

投捞式潜油电泵管柱由永久外管柱和中心电泵管柱组成[4]，电泵机组通过悬挂器系统和湿接头系统固定在永久外管柱内，如图1所示。永久外管柱主要由封隔器、液控滑套、深井安全阀、湿接头外筒、油管、悬挂器外筒、集成电缆和电缆卡等组成。悬挂器外筒上部连接油管及油管挂，下部通过油管连接湿接头外筒，湿接头外筒下部连接深井安全阀、液控滑套和封隔器；集成电缆包括动力电缆和液控管线，集成电缆通过电缆卡固定在外管柱上，集成电缆与湿接头外筒连接，用于电力传输，液控管线用于控制深井安全阀和液控滑套。中心电泵管柱主要由湿接头内筒、伸缩节、电泵机组、悬挂器内筒等组成。悬挂器内筒与外筒通过悬挂机构和锁止机构将中心电泵管柱悬挂锁止并密封于永久外管柱内，下部通过油管短节与电泵机组、伸缩节和湿接头内筒相连。湿接头内筒通过油管短节与伸缩节的调整与湿接头外筒精确对接，实现电气传输。

图1 投捞式潜油电泵管柱结构示意图

1.2 工艺原理

施工过程中，首先利用钻修机将永久外管柱下入设计位置，坐封封隔器，封隔油套环空并安装好井口采油树，然后通过钢丝(电缆)作业，利用投放工具串将中心电泵管柱投入到永久外管柱内，到达预定位置后，下部湿接头内外筒对接，上部悬挂器内外筒对接，实现电泵机组电气信号的传输和中心电泵管柱的悬挂密封，中心电泵管柱的长度通过油管短节和伸缩节实现精确调整。湿接头和悬挂器均有锁止机构，湿接头连接处为偏心导向设计，锁止机构具有触发装置，保证100%插入，防止误操作。后续检泵、换泵作业时，不需压井起外管柱，只需利用钢丝(电缆)通过打捞工具串投捞中心电泵管柱，更换电泵机组，恢复生产，无需钻修机。在检、换泵过程中，中心电泵管柱需经过采油树提升至地面，因此，采油树内通径要与油管尺寸相匹配，满足中心电泵管柱通过的要求。在正常生产过程中，井下流体进入管柱内，经过液控滑套、深井安全阀、湿接头内筒等进入泵吸入口，通过电泵机组的高速运转举升至地面。

1.3 适用条件

投捞式潜油电泵技术的适用条件如下：①作业平台必须满足钢丝(电缆)等设备摆放要求；②最大井斜为60 °；③井下电潜泵吸入口处流体含气量不超过60%；④井下流体固相含量不高于0.2%，不存在结垢、结蜡、出砂等情况[5-11]；⑤生产过程中生产层位不变；⑥永久外管柱及其配套工具包括Φ177.8、Φ139.7、Φ114.3 mm 3种规格，适用的排量范围为50～4 000 m3/d，适用于Φ244.5、Φ177.8 mm套管。

2 主要配套工具

2.1 电气湿接头系统

电气湿接头系统是动力电缆和潜油电机对接传输电力的关键工具，分为湿接头外筒和湿接头内筒2个部分。湿接头外筒主要由扶正器、偏心公湿接头、动力电缆接口等组成(图2)；湿接头内筒主要由锁止键、导向槽、偏心母湿接头等组成(图3)。施工时，湿接头外筒随永久外管柱下入井中设计位置，其上端通过扶正器与上部油管相连，下端通过变扣与下部油管相连。湿接头外筒外部设计有动力电缆接口，与动力电缆连接，在其内壁紧贴动力电缆接口一侧设计有偏心公插头。

图2 湿接头外筒结构示意图

湿接头内筒安装在中心电泵管柱底部，随电泵管柱一起投放入永久外管柱内。湿接头内筒为偏心设计，有更大过流面积，并可为井下钢丝作业提供更大通道。湿接头内筒设计有导向槽和锁止键，湿接头内外筒通过导向槽对接到位后，触发并释放锁止键，锁止湿接头内外筒。湿接头外筒对应设计有偏心公湿接头，湿接头内外筒通过导向槽对接到位后，偏心公湿接头插入偏心母湿接头内，实现电力传输。偏心湿接头原理类似三相插座(图3)。井口测量电缆对地电阻值大于300 Ω，电机三相直流电阻平衡，则判断对接成功，可实现电气传输。

图3 湿接头内筒结构示意图

在湿接头内筒的偏心母插头内设计有胶囊和迷宫密封，其内部为电机油和压力补偿装置，该密封设计可在公母湿接头连接时有效防止井底流体进入到湿接头内部影响电气绝缘。

湿接头内筒的锁止键可限制湿接头总成产生轴向和径向位移，并防止公母湿接头因松脱而烧毁，如需解锁只需通过钢丝(电缆)作业上提剪切锁止销钉即可。

湿接头内筒上端设计有伸缩筒系统，能实现轴向伸缩和周向旋转。设计目的是补偿永久外管柱和中心电泵管柱连接时的长度误差，吸收电机运转时的振动，避免对湿接头总成造成疲劳破坏，同时，在管柱连接过程中可周向旋转，提高对接一次成功率。伸缩筒的设计补偿距为800 mm，最大外径为114.3 mm，工作压力为35 MPa，工作温度为150 ℃，材质为13CRL80。

湿接头总成有3种型号，分别适用于Φ177.8、Φ139.7、Φ114.3 mm永久外管柱，对应的湿接头外筒的外径分别为214.0、165.1、152.4 mm，内径分别为80.0、50.3、30.5 mm；材质为13CRL80；电气湿接头额定电压为5 000 V，额定电流为125 A，工作温度为150 ℃，可实现100次的插接动作。

2.2 悬挂系统

悬挂系统的主要作用是悬挂中心电泵管柱，并将中心电泵管柱和永久外管柱的环空密封为上下2个腔室，防止电泵运行时流体在永久外管柱内无效循环而影响电泵举升效率。悬挂系统由悬挂器外筒总成和悬挂器内筒总成组成。悬挂器外筒总成主要由上坐放短节、隐蔽内齿和下坐放短节组成(图4)；悬挂器内筒总成主要由打捞头、控制头、隐蔽外齿、中心管、密封圈、转换接头、泵头组成(图5)。

图4 悬挂器外筒总成结构示意图

图5 悬挂器内筒总成结构示意图

悬挂器外筒随永久外管柱下入，与油管通过丝扣连接。悬挂器内筒最上端设计有打捞头，便于整个中心管柱的投放和打捞，下端设计专门的转换接头与电泵机组的泵头对接。悬挂器内筒通过钢丝(电缆)连接投放工具串进行投放，投放工具串最下端的GR打捞工具与内筒上的打捞头对接，投放到位后，悬挂器内筒上的控制头释放，带动内筒中心管下移，使内筒隐蔽外齿弹出，与外筒的隐蔽内齿啮合，实现周向锁止和轴向向上锁止，防止电机反扭矩旋转或油藏压力大导致的中心电泵管柱上窜，悬挂器坐封完成。坐封完成后，对管柱打压10 MPa进行悬挂器的密封测试，保证悬挂器密封完好，防止液体内循环。悬挂器内外筒坐封对接后，过提至中心电泵管柱正常悬重的1.5倍，钢丝震击，剪断销钉，提出投放工具串，打开流体通道，整个投放动作完成，实现了悬挂器内筒和悬挂器外筒的悬挂、密封、周向锁止和内筒的轴向向上锁止。

悬挂器系统有3种型号，分别适用于Φ177.8、Φ139.7、Φ114.3 mm永久外管柱，对应的悬挂器最大外径为153.8、120.4、98.3 mm，材质为13CRL80，工作压力为35 MPa，工作温度为150 ℃。

2.3 投捞工具

2.3.1 投放工具串

投放工具串用于中心电泵管柱的投送，主要由绳帽、加重杆、震击器、变扣和GR打捞工具组成(图6)。绳帽上端连接钢丝(电缆)，下部连接加重杆和震击器，通过变扣和GR打捞工具连接。投放作业时，GR打捞工具与悬挂器内筒中的送入工具(GR接头)对接，使中心电泵管柱投放到位，实现湿接头的对接和悬挂器的坐封。投放作业完成后，向下震击剪切悬挂器上的销钉，提出投放工具串。

图6 投放工具串结构示意图

2.3.2 打捞工具串

打捞工具串用于中心电泵管柱的打捞，由绳帽、加重杆，震击器、变扣和GS打捞工具[11]组成(图7)。绳帽上端连接钢丝(或电缆)，下部连接加重杆和震击器，通过变扣和GS打捞工具连接。作业时，下入工具串，下部的GS打捞工具与悬挂器内筒上的打捞头(GS接口)对接，上提打捞工具串剪切止退销钉，解锁悬挂器，将中心电泵管柱起出。

图7 打捞工具串结构示意图

3 现场应用

截至目前，该技术在海上油田共应用6井次，平均作业时间由6 d缩短至2 d，单井平均作业费用节约140×104元，总体应用效果良好。

典型井例。ZJ-B3H井为ZJ油组一口主力生产井，原油性质好，为低含硫的轻质原油，密度低、黏度低、沥青质含量低、含蜡量低、胶质含量低、饱和压力低、地饱压差大、地层不出砂。该井生产无需分层，设计泵挂处井斜仅为18.92 °，且无较大的狗腿度，技术套管尺寸为Φ244.5 mm，满足投捞式潜油电泵技术的各项要求。由于该井的产能较高，地质技术人员要求日产液提高至800 m3/d。按照设计要求，采用Φ177.8 mm的投捞式潜油电泵系统，电泵机组日产液由300 m3/d增大至800 m3/d，泵挂深度为1 100 m，新工艺安全顺利实施的同时，实现了提液增油的目的，日增油为200 m3/d。

ZJ-B3H井投捞式潜油电泵技术的成功实施，使得该井后续检换泵作业只需进行钢丝(电缆)投捞作业，单次作业费用仅是利用修井机修井的28%，是利用钻井船修井的6%。传统的修井模式需按作业资源和材料准备编排作业计划，平均停产时间较长，按NH油田近3 a的统计数据，有修井机平台的油井平均停产时间约为50 d，无修井机平台油井平均停产时间约为200 d，按单井日产油量为50 m3/d计算，影响产量分别为2 500 m3和10 000 m3，而投捞式潜油电泵技术可以做到及时复产，且作业工期仅需2 d，产量损失小，极大提高了油井的生产时率，经济效益巨大。

4 结论和建议

(1) 投捞式潜油电泵技术可做到即时换泵修井，节约作业成本，减少电泵井停产时间，提高电泵井生产时率，经济效益较高。

(2) 该技术为海上油田无修井机井口平台潜油电泵采油提供了新方向，将极大地推动海上边际油田的开发。

(3) 下步研究方向：进一步提高系统的稳定性，包括湿接头的对接和悬挂器的密封等；研发无修井平台投捞电泵专用的液压支架等配套设备。