海上油田7″套管分采技术应用研究

段 鹏 张洪阁 吴洪波 杨文强 杜雪雷

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.天津电装电子有限公司，天津 300457）

0 引言

海上油田的部分老井出现产量降低、含水率升高、出砂现象严重等问题。鉴于产量低的油井已无法满足生产需求，成为油田增储上产的制约因素。此外，因海上平台空间狭小、井槽数量有限，老井侧钻成为海上油田低效井挖潜上产的重要手段。

1 海上7″套管分采技术难点与挑战

海上油田常规的井身结构为9-5/8″套管，老井侧钻相当于在9-5/8″套管内开窗侧钻，钻入8-1/2″井眼，下入7″尾管进行开采生产。为了合理挖掘开采，往往进行分层开采，相较于9-5/8″套管，7″尾管因内径小，对7″尾管分采［1-2］带来巨大挑战。①电泵外径小，排量受限，扬程受限，电泵寿命短。②油管及井下工具内外径小，抗拉强度受限。③分采封隔器的内径小，生产滑套及开关工具尺寸受限［3］。④由于7″尾管挂缩径，常规的Y 接头+电泵机组难以通过。常规的7″尾管分采井生产管柱的示意图如图1所示。

图1 7″尾管分采井生产管柱示意图

2 海上7″套管分采配套完井关键工具研究

针对7″尾管分采的难点，以X 井为例，对7″套管分采配套完井工艺进行详细分析。

2.1 X井基本情况

X 井于2012 年投产，初期生产情况稳定，生产过程中因出砂而关井，虽进行多次修井，但仍无法满足生产。为了能继续利用井槽，只能侧钻，老井的井身结构为13-3/8"×291.5 m+9-5/8"×2 525 m，计划在1 000 m 处进行侧钻［4］，侧钻后的井身结构为13-3/8"×291.5 m+9-5/8"×1 000 m+7"×（850～2 529）m，具体如图2所示。

图2 侧钻后的井身结构图

2.2 举升方式优选

X井开采层位储层垂深（海拔）为-1 460～-1160 m，原始地层压力为11.7～14.6 MPa。目前，地层压力比原始地层压力下降约4 MPa，油藏提供的产液量为160～350 m3/d，气油比为30 m3/m3。根据计算，该井初期无法实现自喷，要采用人工举升法进行开采［5］。

通过调研可知，海上油田常用的人工举升法有电潜泵、螺杆泵、气举、潜油往复泵、射流泵等（详见表1）。对比不同人工举升方式的优缺点与适用性，可使用电潜泵的人工举升方式。

表1 不同人工举升方式对比

2.3 电泵机组及旁通管优选

目前，地层压力比原始地层压力约下降4 MPa，油藏提供的产液量范围为160～350 m3/d。通过软件模拟，储层动液面为623 m。根据电泵下深的经验，电泵的沉没度在300 m 以下，X 井电泵下入垂深在1 000 m左右，电泵机组处于7"尾管的范围内。

采用较小尺寸的338泵+375电机［6］可满足X井机采要求（见表2）。电泵机组采用338 泵+375 电机，下井工具外径与工作套管内径间的间隙一般不小于6 mm［7］，7"23lb/ft 套管的内径为6.37"。与338泵+375电机可匹配的旁通管有2-3/8"、2.28"、2-1/8"，其尺寸之和详见表3。与7"23lb/ft 套管内径间隙均大于6 mm，三种尺寸的旁通管均满足要求，考虑到尺寸大的旁通管有利于井下工具的下入及抗拉强度更大，推荐旁通管采用2-3/8"。

表2 国内电泵机组排量扬程范围

表3 电机+旁通管外径汇总表

2.4 分层工具滑套优选

常用的滑套有2.313ʺ、1.825ʺ、1.625ʺ，结合滑套打开工具的尺寸，滑套只能选择1.625ʺ，由于内径的尺寸较小，受产量影响，存在井下工具冲蚀的风险，造成井下工具失效［8］。通过对整个管柱内径最小的工具（1.625ʺ滑套）进行冲蚀性分析，以最大产液量350 m3/d 为例，根据模拟试验，发现其最大流速小于临界流速，1.625ʺ滑套不会发生冲蚀现象（见表4），推荐使用1.625ʺ滑套。

表4 不同产量下流速与临界流速比

冲蚀流速的计算公式见式（1）。

式中：Ve为临界冲蚀流速，ft/s；ρ为流体混合密度，lb/ft3。

经验表明：在无固相颗粒的流体在连续工况下，K值取100，在间歇服务工况下，K值取125；对无固相颗粒的流体，预计不会发生腐蚀，或腐蚀被抑制，或采用防腐合金管材时，在连续服务工况下，K值取150～200，在间歇服务工况下，K值取250。

2.5 井身结构优化

通过生产厂家提供的尾管挂数据，若井身结构采用7ʺ尾管形式下入分采工具，将7ʺ尾管回接到井口，变为7ʺ套管［9-10］，从而保证分采工具的顺利下入，优化后的管柱图如图3所示。

图3 优化后的管柱图

2.6 管柱强度校核

优化后的生产管柱为“油管挂+2-7/8ʺ油管+Y接头+电泵机组+2-3/8ʺ油管+2-7/8ʺ油管+1.625ʺ滑套+2-7/8ʺ油管”。根据生产管柱各工具的性能参数，通过软件进行模拟，结果如图4 所示。要保证整个管柱的抗拉安全系数大于安全系数1.6，才能使整个管柱符合抗拉强度要求。

图4 生产管柱抗拉强度校核结果

3 现场应用情况

X 井于2019 年2 月进行分采方案论证，方案论证通过后，进行工具加工及性能试验，并于同年10月进行完井现场作业，整口井完井作业时间为7 d，无复杂情况发生。作业后顺利投产，目前已平稳生产2 年多，没有进行修井作业，与配产数据对比，达到了产量要求，如图5所示。

图5 X井生产情况

4 结语

9-5/8ʺ套管开窗侧钻，下入7ʺ套管分采，通过对生产管柱的井下工具，尤其是电泵机组与旁通管进行组合搭配，选出适用于7ʺ套管分采的井下配套工具，从而达到油田开发要求。X井的试验成功，证明了7ʺ套管分采配套完井关键工具的可行性，随着老井侧钻越来越多，7ʺ套管分采技术的应用范围将更广。对7ʺ套管分采配套完井关键工具进行进一步研究，将成为7ʺ套管分采技术的未来发展方向。