电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试技术及其在渤海油田大斜度稠油井的应用

卢中原 马英文 张兴华 谭忠健 周宝锁 杨 子 赵 健 杨 旭

(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.中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试技术及其在渤海油田大斜度稠油井的应用

卢中原1马英文2张兴华1谭忠健2周宝锁2杨 子1赵 健1杨 旭1

(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.中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

渤海油田油藏原油密度大、黏度高、凝固点高、流动性差且易出砂，井筒流动期间由于热损失过快或者地层能量不足，原油无法到达地面导致测试作业失败，而常规DST+螺杆泵抽加热联作测试工艺不适合在大斜度稠油井测试作业中应用。通过优选电潜泵罐装系统与井下压力监测装置，创新使用全井筒加热保温工艺与优化完井测试一体化管柱等电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试关键技术，成功完成旅大区块大斜度稠油井测试作业，从而为类似稠油油田大斜度井的测试作业提供了借鉴经验。

渤海油田；稠油；大斜度井；电潜泵；螺杆泵；联作测试

渤海稠油油藏较多，大多埋深较浅，具有黏度高、凝固点高、胶质和沥青质含量高、气油比低的特点。稠油油藏在勘探开发过程中首先要通过测试取得油层的常规样品、地层产能、物性参数等，但采用常规的DST+螺杆泵抽加热联作测试工艺经常因稠油无法流动至地面而不能进行计量，难以取得地层的真实产能[1]。通过对投入生产、正在建设和评价以及预测将有潜力开发的油田和含油气构造进行统计，渤海海域稠油地下原油黏度大部分在100～300 mPa·s，个别油田已达400～700 mPa·s,其储量约占总石油地质储量的83%[2]。

渤海油田常用测试管柱为DST工具与螺杆泵组成的多功能测试管柱，实现一趟管柱完成DST测试和螺杆泵机采2项作业(简称优快测试技术)[3]，在直井测试作业中成效显著[4]，但该管柱不能满足大斜度稠油井测试作业需要。如渤海油田旅大区块A井最大井斜为63.8°，地层原油为稠油，地层能量不足，流体无法自喷到井口，无法采用优快测试工艺。因此，有必要研究将螺杆泵加热工艺与电潜泵泵抽举升二者结合进行联作测试的工艺技术。笔者通过分析常规测试工艺不足，详细分析了优选电潜泵罐装系统、优选井下压力监测装置、创新使用全井筒加热保温工艺、优化完井测试一体化管柱等电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试关键技术，以期为类似大斜度稠油井的测试作业提供借鉴。

1 常规测试工艺存在的不足

渤海油田常用测试工艺是螺杆泵、射流泵、连续油管气举，其中螺杆泵大多应用于直井。由于螺杆泵泵抽动力装置安装在转盘面，通过转动抽油杆将地面驱动装置的动力传递至井下，驱动转子旋转实现诱喷，因此大斜度井中使用螺杆泵将会由于井筒轨迹弯曲产生的抽油杆与管柱之间的摩擦损耗和机械损坏而导致抽油杆发生严重偏磨、脱扣、断杆等事故。射流泵在大斜度井中可以使用，在稠油中也可以使用稀油作为动力液[5]，但其对动力液净度要求较高，稍有杂质就容易堵塞喷嘴等核心部件[6]。连续油管能制造较大的诱喷压差，但是无法对井内流体进行加热。同时，上述常规测试工艺无法实现开井期间对井下压力与温度的监测，只能等待起出测试管柱后回放压力数据，因此不适合大斜度稠油井测试作业。

根据旅大区块A井的地层物性参数及邻井原油性质分析，认为测试管柱必须具备诱喷举升能力，而且必须能够对管柱内原油进行加热。由于受海上油田开发条件及生产环境的限制，电潜泵是渤海油田、胜利浅海油田等主要的开发方式[7]，但是电潜泵不能实现加热;另外，常规的螺杆泵泵抽工艺可以实现加热，但不能实现泵抽举升，所以将电潜泵引入到测试管柱中，充分利用电潜泵排量范围大、扬程高、可根据产液变化进行变频调速的优点，能够同时实现举升与加热。因此，开展了电潜泵泵抽排液配套采用螺杆泵水循环加热等测试工艺关键技术研究，实现了稠油测试举升与加热保温。

2 联作测试关键技术

2.1 优选电潜泵罐装系统

完井电潜泵与测试管柱相结合达到测试作业目的，该联作测试管柱必须满足作业安全环保要求。采用常规电潜泵泵抽存在3方面不足:①电潜泵机组通过测试管柱下入到设计深度，机组暴露在套管内，地层原油通过带孔管或滑套进入油管与套管之间的环空，再进入电潜泵吸入口实现泵抽。由于环空中充满原油与天然气，为保证作业安全，必须配备过电缆封隔器与井口放气阀，在动管柱作业之前通过放气阀放掉环空压力，这样将大大延长作业时间；②环空气体易在套管内滑脱上移，导致套管压力上升，动液面下降，电潜泵沉没度下降，从而影响电潜泵的泵抽排量，使求产数据失真；③套管内有大量的测试液，泵抽期间测试液将随着井下地层流体不断排出，排完油管与套管之间的环空内测试液的时间延长，严重影响作业时效。

基于上述分析，在旅大区块A井测试作业中优选了电潜泵罐装系统，将电潜泵机组装入φ177.8 mm套管中，通过盖帽将电泵机组封盖，上面留有电缆穿越孔道，在大斜度井中避免了电潜泵与套管相互摩擦。另外，罐装系统和插入密封使原油直接进入测试管柱，避免了原油进入环空，使作业更加安全环保，原油通过测试管柱到达地面管汇进行计量，保证了求产数据准确，同时也省去了安装电潜泵完井管柱中的过电缆封隔器与井口放气阀的时间，提高了测试作业时效。

2.2 优选井下压力监测装置

在电潜泵井的生产管理过程中，合理的生产措施将直接关系到电潜泵的抽油效率和运行寿命，进而对经济效益产生直接影响[8-9]。在测试作业中，管柱必须带有井下监测装置，监测开井期间的流动压力、温度等数据，以便对井下情况进行动态分析和故障诊断，确定合理的生产措施，提高抽油效率和电潜泵作业寿命。常用测试作业井下监测装置见表1。由于旅大区块A井保温管内下入螺杆泵抽油杆进行水循环加热，无法再下入钢丝压力计；而常用的数据电缆压力计与毛细管压力计仅能监测压力、温度等有限数据，无法全面准确地对井下情况进行动态分析和故障诊断，必须要在管柱外面携带配套设备，但这将会延长作业时间。

表1 常规测试作业井下监测装置

为了实现开井期间对井下压力与温度的监测，在旅大区块A井测试作业中采用了电潜泵工况监测装置，利用电潜泵的动力电缆将井下压力、温度等数据传到地面，避免了不合理生产的影响(如原油脱气、地层出砂而造成泵效降低、机组损坏、气锁等)，实现了电潜泵机组运行参数的实时记录，为动态分析和故障诊断提供了更多、更直接的数据，有利于挖掘油井潜力。

2.3 创新使用全井筒加热保温工艺

2.3.1 螺杆泵水循环加热工艺

螺杆泵水循环加热工艺是利用加热炉把热载体加热至设定温度，通过特制四通接头注入内插入抽油杆的内空心通道(图1)，流至内插入抽油杆的加热尾端，然后通过环空返至地面，在此过程中热载体热量传递给抽油杆外管与油管之间环空的地层流体，从而实现加热；热载体到达地面后，经过储液罐分离气体后再经循环泵加压，进入加热炉再次加热进入内插入抽油杆，形成闭路循环(图2)，此装置最高出口温度可达130℃[10]。

图1 螺杆泵水循环加热抽油杆示意图

图2 螺杆泵水循环加热地面流程图

2.3.2 保温管井下保温与地面保温工艺

在从电潜泵到井口的举升过程中，由于热损失过快以及储层能量较低，使得稠油流动性和流出能力变差，因此提高加热效率或采用高效保温技术是稠油测试的关键[11]。分析表明，采用螺杆泵水循环加热工艺可实现对地层流体的加热，同时采用保温管可实现全井筒保温。保温管为双层结构，其夹层有隔热材料，内部充满惰性气体，可以隔断或减少测试管柱内部流体与环空流体之间的热传递，保持原油的温度。目前在渤海油田稠油井、需要保温的井和冬季施工中已广泛应用保温管工艺技术，取得了非常满意的作业效果。

此外，地层流体到达地面后进入采油树与油嘴管汇之间的地面管汇，采用蒸汽加温同心管取代原有不保温的地面流程管线，为地面流程内原油加温，改善了其流动性。

2.4 优化完井测试一体化管柱

测试管柱结构设计需要遵循安全环保第一原则和简单实用原则。由于海上地层测试具有高风险、高成本等特点，因此保证测试过程中的作业安全环保应放在首位，故采用了电潜泵罐装系统与泵工况监测装置替代常规的电潜泵机组。由于RTTS封隔器依靠旋转管柱后下压座封，在大斜度井作业时存在座封吨位判断不准的难题，因此在旅大区块A井测试作业中采用顶部封隔器替代RTTS封隔器提前下入，采取“管柱内加压座封，环空加压验封”的方式，避免出现封隔器漏失。同时，在满足测试目的和要求的前提下，测试管柱的结构组成应尽可能简单，减少不必要的连接部件，便于工具或仪器下入管柱内和起出管柱。优化后的完井测试一体化管柱(图3)可实现3项功能：①采用电潜泵制造诱喷压差，实现泵抽排液；②利用“保温管+螺杆泵水循环加热工艺”，实现从电潜泵到井口的加温保温，提高地层原油流动性，使原油到达地面管汇进行计量；③采用电潜泵泵工况监测装置，实现电潜泵机组运行参数的实时记录，录取开井期间的地层资料。

图3 优化的完井测试一体化管柱

3 应用效果

旅大区块A井采用电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试管柱进行排液求产，电潜泵频率30～40 Hz，平均日产油8.00 m3，落实了地层产能；原油密度为0.969 1 g/cm3，黏度为753.30 mPa·s，测试结论为稠油油层。该井求产期间井口温度为45℃，地层温度为63℃，说明螺杆泵水循环加热测试工艺对地层流体的加热保温效果良好。

4 结论

渤海油田旅大区块A井测试作业实践表明，电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试工艺克服了井斜大、原油密度高、黏度高的测试难题，充分利用了电潜泵排量大、扬程大的特点，同时实现了泵抽举升与地层流体加温，提高了测试作业的安全性，对因压力系数低、孔渗条件差、高密度、高黏度等因素导致无法自喷求产的测试作业井提供了一种有效的机采测试手段，也为类似稠油油田大斜度井测试作业提供了借鉴经验。

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(编辑：孙丰成)

ESP and PCP water circulation heating combination technology and its application for heavy oil in highly deviated wells in Bohai oilfields

Lu Zhongyuan1Ma Yingwen2Zhang Xinghua1Tan Zhongjian2Zhou Baosuo2Yang Zi1Zhao Jian1Yang Xu1

(1.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Ltd.,Tianjin300452,China;2.TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

The crude oil in Bohai oilfields has the characteristics of high density, high viscosity, high freezing point, poor fluidity and serious sanding problems; during flow up the wellbore, because of quick heat loss and inadequacy of reservoir energy, the oil cannot reach the surface, resulting in failure of the testing job. The conventional technology of DST and PCP electrical heating combination is not suitable for heavy oil in highly deviated wells. Through optimization of ESP and PCP water circulation heating combination, key technology including ESP canned system, downhole pressure monitoring instruments, and integrated string of completion and well testing, we successfully completed testing jobs for the heavy oil in highly deviated wells in Lvda block, and provided valuable experience for similar well testing jobs.

Bohai oilfields; heavy oil; highly deviated well; electric submersible pump; progressive cavity pump; combination testing

卢中原，男，工程师，2007年毕业于中国地质大学(武汉)资源勘查工程专业，现从事地层测试工作。地址：天津市塘沽区渤海石油路688号海洋石油大厦A座5楼(邮编：300452)。E-mail：luzhy@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)03-0127-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.03.020

TE353+.3

A

2015-11-30 改回日期：2016-03-01

卢中原,马英文,张兴华，等.电潜泵与螺杆泵水循环加热联作测试技术及其在渤海油田大斜度稠油井的应用[J].中国海上油气，2016,28(3)：127-131.

Lu Zhongyuan,Ma Yingwen,Zhang Xinghua,et al.ESP and PCP water circulation heating combination technology and its application for heavy oil in highly deviated wells in Bohai oilfields[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(3):127-131.