许成强 黄振才

(中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司 广东 湛江524057)

海上已探明一些特殊油气田具有地层压力高、气油比高、压力衰竭快的特点，其生产井前期自喷能力强但周期短，后期需采用电潜泵人工举升开采。若前期采用自喷生产管柱开发，后期自喷能力不足后，通过修井作业更换为电潜泵人工举升生产管柱开发，由于自喷周期短，因此中期需额外增加修井更换管柱作业进行举升方式转换。在经济性上，增加修井更换管柱作业，直接增加了油气田开发成本。在储层保护上，更换管柱需要进行压井作业，增加储层污染、产能降低风险，不利于油气井高效开发。若全生命周期直接采用电潜泵生产管柱开发，由于油气田前期压力高、气油比高，而且电潜泵生产管柱必须使用过电缆封隔器对油套环空进行封隔，过电缆封隔器目前技术上无法满足在气相环境下对油套环空实现有效封隔，油气井存在环空带压安全风险。基于该类油气井的特点，本文提出一种新型复合生产管柱，既可以满足油气井前期自喷生产，又可以满足油气井后期电潜泵人工举升[1]，且自喷生产与电潜泵人工举升可实现迅速转换，同时保证前期自喷生产期间油套环空得到有效封隔，达到油气井安全、经济、高效开发的目的，为今后该类油气井开发提供参考。

1 新型复合生产管柱

目前，我国海上油气田开发普遍使用的生产管柱为自喷生产管柱和电潜泵生产管柱。对于一些特殊油气井，具有地层压力高、气油比高、压力衰竭快以及自喷周期短的特点，常规的自喷生产管柱或电潜泵生产管柱难以满足油气井安全经济高效开发。针对这些油气井的特殊性，本文提出一种新型复合生产管柱如图1所示，可以实现油气井安全经济高效开发。

图1 新型复合生产管柱示意图

1.1 复合举升工艺

以南海西部涠洲X 油田为例，地层温度为119.4～136.4 ℃，地层压力为32.7～42.9 MPa，原油饱和压力为18.61 MPa，原油密度为0.740 g/cm3，黏度为1.189 MPa·s，气油比为310 m3/m3，气体相对比重为0.699～1.002，采液指数为34.6 m3/（d·MPa），井口回压为2 MPa，油藏单井配产为100～360 m3/d。根据井底多相流体流动原理，使用Duns and Ros（std）、Duns and Ros（mod）、Beggs and Brill(std）、Beggs and Brill（mod）、Hagedorn and Brown（std）、Hagedorn and Brown（mod）、Orkiszewski、Gray等流态模型计算，得到表1动液面预测数据。

表1 南海西部涠洲X油田各井动液面预测表

从表1数据可见，该油田所有生产井只有第1年井口压力远大于井口回压2 MPa，能够满足自喷生产。第1年后，随地层压力大幅衰减，井口压力小于井口回压2 MPa，已不能满足自喷生产，需要转换为电潜泵人工举升生产。

根据统计，修井作业后，油气井需要一定时间才能恢复生产，油气井产量普遍会越来越低甚至再也无法生产，原因是修井作业对储层造成了伤害。在修井作业过程中，使用压井液进行压井，压井液与储层直接接触，并且压井液相对储层会产生一定的正压差，在近井地带形成压降漏斗，压井液滤液和固相颗粒难免会进入油气层，对储层造成一定程度伤害，从而降低油气井产能，具体见表2。

表2 南海西部涠洲X油田各井修井前后产量对比表（单位：m3）

为充分利用地层能量，实现油气井全生命周期安全经济高效开发，本文提出兼备自喷生产和电潜泵人工举升两种举升方式的新型复合生产管柱[2]。在不压井[3]、不更换管柱的情况下实现两种举升方式的快速转换，减少了常规自喷完井管柱自喷结束后的修井更换管柱作业，避免了修井压井作业带来的储层污染伤害问题，保证油气井长期高效生产。

该新型复合生产管柱在常规电潜泵生产管柱的基础上，在管柱支管下部增加了生产滑套和油管携带封隔器，通过简单的钢丝作业即可实现自喷及电潜泵人工举升两种不同举升方式的生产通道切换。针对油气井各生产阶段特点，使用不同的油套环空封隔方式[4]，实现油气井全生命周期井筒安全保障。油气井前期自喷生产阶段，地层压力高，气油比高，钢丝作业关闭支管上的生产滑套，在电泵Y-TOOL 处投入电泵隔离堵塞器，高压的地层油气从支管流经电泵Y-TOOL 直接进入上部油管，到达地面，此时通过射孔悬挂封隔器、插入锚定密封以及油管携带封隔器配合实现油套环空有效封隔。油气井后期电潜泵人工举升阶段，地层压力已衰竭，钢丝作业捞出电泵隔离堵塞器，打开支管上的生产滑套，在电泵Y-TOOL处投入电泵堵塞器，启动电泵，压力衰竭后的地层油气从支管生产滑套进入上部油套环空，进入电泵，经过电潜泵举升后，油气流经电泵Y-TOOL，进入上部油管，到达地面，此时通过常规的过电缆封隔器实现油套环空有效封隔。

1.2 一趟式射孔与生产管柱联作工艺

该新型复合生产管柱设计了一趟式射孔与生产管柱联作工艺[5]，管柱下部为射孔枪悬挂管柱，上部为复合举升生产管柱，可实现负压射孔后第一时间直接进行清喷返排。该管柱工艺由于可实现负压射孔，并且射孔后不需要进行压井即可清喷返排，极大程度降低了钻完井液对油气储层的伤害，同时也提升了钻完井作业效率。

负压射孔由于射孔枪点火射孔时井筒内的液柱压力低于地层压力，压力差的存在有助于清洁射孔孔眼，地层流体向射孔孔眼中流动将会带走足够多的金属碎屑，从而打开地层流体向井筒内流动的通道，实现清洁孔道，提高孔道周围储层的渗透率。

常规射孔完井方式在储层保护、作业周期、工程费用方面存在较多的局限，射孔与生产管柱联作是解决以上问题的一个极好途径，能够节省完井时间、提高经济效益，同时最大程度地保护储层,满足生产需求。一趟式射孔与生产联作管柱由于采用油管下入射孔枪，井筒始终与储层隔离，工作液与储层不接触，且无须采用高密度工作液压井，射孔后直接投产，使完井期间只有射孔液与储层接触，且以最短的时间得到清喷返排，具有非常良好的储层保护效果。

相对常规射孔完井作业，一趟式射孔与生产联作的新型复合生产管柱，大幅简化了施工程序。相比邻井常规射孔完井方式，在考虑井深差异影响的条件下，2 500 m当量工期节省达到52%，平均节省2.36 d，面对费用高昂的海上油气田施工，一趟式射孔与生产联作管柱能够显著降低作业工期，如表3所示。

表3 一趟式射孔与生产联作工艺和常规射孔工艺时效对比（单位：d）

常规的生产封隔器通常是通过上提管柱解封，解封力一般为15～20 t。根据瞬间动力学分析，射孔瞬时冲击波会对管柱产生瞬时冲击力，使管柱产生沿轴线的纵向震动。在射孔联作管柱上使用常规生产封隔器时，坐封后射孔时，封隔器极有可能受射孔震动影响而解封。

该新型复合生产管柱使用了专门的射孔悬挂封隔器，该封隔器具有抗震结构设计，使用特殊方式进行解封，最大悬挂重量为1 400 kN，可以有效第避免射孔震动造成封隔器意外解封。按射孔悬挂封隔器底部悬挂100 m 12.7 cm 射孔枪，封隔器与射孔枪间连接300 m的8.89 cm油管进行模拟分析，射孔瞬间在封隔器位置形成的振动力峰值为360 kN，模拟数据如图2所示，射孔振动力远小于封隔器悬挂能力，射孔振动不会造成射孔悬挂封隔器解封。

图2 软件计算模拟射孔震动曲线

该封隔器压力等级10 000 psi，温度等级175 ℃，产品试验性能如图3所示。

图3 射孔悬挂封隔器包络图

1.3 环空高压油气有效封隔工艺

根据统计，井斜超过60°时，电泵单流阀阀芯普遍难以自动坐入到位，管柱存在单阀端窜压风险。表4为南海西部涠洲X 油田电泵单流阀数据统计表，该油气田完井期间普遍存在电泵单流阀未自动坐入到位情况。

表4 南海西部涠洲X油田电泵单流阀阀芯数据统计表

自喷生产期间油管内与套管环空比重不均衡，电泵单流阀可能无法一直处于关闭状态，导致油气通过电泵窜漏至油套环空，带来环空带压的风险。

新型复合生产管柱单独设计了智能电泵Y-TOOL，其结构图如图4 所示。智能电泵Y-TOOL[6]内置工作筒，在管柱自喷生产期间，通过钢丝作业安装专用堵塞器至智能电泵Y-TOOL，可单独封隔Y-TOOL电泵端通道，将井内流体与电泵机组隔离，从而将过电缆封隔器和井内流体隔离，避免过电缆封隔器不气密造成环空带压问题，实现管柱安全自喷生产。

图4 智能电泵Y-TOOL示意图

2 现场应用

南海西部涠洲X油田具有地层压力高、气油比高、压力衰竭快等特点，油气井前期自喷生产能力强、自喷周期短，后期需要转换为电潜泵举升开采。油田前期一期开发11 口井全部使用常规电潜泵生产管柱进行开发，投产后其中6口井存在环空带压问题，具体如表5所示。

表5 南海西部涠洲X油田环空带压统计表

根据井底流压预测、饱和压力以及原油溶解气油比资料分析，钻后油藏储量规模增加，储层物性变好，各井产能均大幅提高，实测原油溶解气油比及饱和压力远超过设计阶段预测，投产后原油在井筒内脱气，过电缆封隔器处于气体环境，而行业内过电缆封隔器耐压级别均不超过5 000 psi，设计用途为液相环境密封，不作为气体密封屏障，气体密封失效是导致油气井环空带压的主要原因。

南海西部涠洲X 油田后期二期开发5 口井，根据储层特点与前期开发经验，全部采用了改进后的新型复合生产管柱，投产后无一存在环空带压问题，管柱应用效果良好，情况如表6 所示。本次复合生产管柱的现场成功应用，为海上类似特殊油气田开发提供了参考。

表6 南海西部涠洲X油田新型复合生产管柱环空压力统计表

3 结语

新型复合生产管柱同时兼备自喷生产和电潜泵人工举升功能，两种生产方式可迅速转换。管柱针对自喷期间高压油气设计了多道密封屏障，可保障油气井全生命周期井筒安全。管柱设计为射孔和生产联作管柱，射孔后可直接进行返排生产，极大程度地降低了油气储层伤害。