孫振彪

（中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010）

1 井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油技術(shù)

1.1 概述

井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油就是在蒸汽驅(qū)開發(fā)區(qū)域內(nèi)合理位置優(yōu)上選滿足井下工況條件，優(yōu)化井身管柱尺寸及結(jié)構(gòu)設(shè)計，優(yōu)選特殊抽油泵，并利用特殊工藝設(shè)計的采油井口裝置，實現(xiàn)井內(nèi)采油和溫度、壓力監(jiān)測雙管柱同時懸掛?？梢淮涡詫⒉捎凸苤鶖y帶特殊抽油泵和溫度、壓力監(jiān)測電纜管柱及護管同時下入井內(nèi)，進行井下油層多點監(jiān)測溫度和壓力變化（圖1），通過監(jiān)測資料合理調(diào)整注汽井和生產(chǎn)井的工作制度。油層溫度高時，可降低注汽井注汽量，生產(chǎn)井降沖次，減少排液量；油層溫度低時，可增加注汽井注汽量，生產(chǎn)井提沖次，增加排液量；即靈活調(diào)整注、采參數(shù)，控制注采井間壓差，有效實現(xiàn)注采平衡，提高蒸汽有效均勻驅(qū)替效率，維持蒸汽驅(qū)開發(fā)平穩(wěn)有序運行[6-7]。

圖1 溫度壓力監(jiān)測井口結(jié)構(gòu)

1.2 關(guān)鍵工藝技術(shù)研究設(shè)計

1.2.1 溫度壓力監(jiān)測與采油雙管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計

目前，蒸汽驅(qū)直井技術(shù)套管規(guī)格采用外徑為177.80 mm 的技術(shù)套管，內(nèi)徑為159.40 mm。按照作業(yè)工程設(shè)計要求，入井管柱與套管之間的左右預(yù)留間隙間隔最小為8.0～12.0 mm，本方案設(shè)計間隙預(yù)留8.00 mm。確定兩管柱最大外徑之和一定要小于143.42 mm。設(shè)計采油管柱規(guī)格采用外徑為73.00 mm，內(nèi)徑62.00 mm，接箍外徑最大為89.00 mm 的油管，為防止起下管柱過程中發(fā)生刮碰，要求管柱接箍兩頭倒角。溫度壓力連續(xù)測試管柱的護管設(shè)計48.30 mm（接箍外徑53.60 mm）的連續(xù)管柱，采油管柱與溫度壓力測試管柱護管柱的外徑之和滿足小于143.42 mm 的設(shè)計要求（圖2）。這種采油管柱和溫度壓力監(jiān)測連續(xù)管柱的護管柱結(jié)構(gòu)設(shè)計，采用雙管錯位懸掛分離的方式，既能保證兩套管柱在井內(nèi)起下順利，工況互不干擾，又能保證在抽油泵出現(xiàn)故障需要檢泵作業(yè)時無需頻繁提出測試管柱的護管，防止測試管柱斷折或損壞[3-7]。

圖2 管柱護管與采油管柱尺寸

1.2.2 溫度壓力監(jiān)測與采油雙管柱懸掛井口裝置

優(yōu)化設(shè)計，高精度加工的井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油的井口規(guī)格型號為SKR21-337Ⅵ[8-12]。井口從上到下主要由DN65 油管閘閥、三通、油管頭異徑接頭、測試管柱懸掛器、測試管柱泄壓閥、主體、油管頭四通、DN65 套管閘閥、套管泄壓閥等部件及配件組成（圖3）。

1.2.3 耐高溫自補償無接箍抽油泵

高溫補償環(huán)采用特種鑄鐵合金，具有耐高溫、耐磨損、耐腐蝕的特性。抽油泵選型是蒸汽驅(qū)開發(fā)后期回采液高含水期間，溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油技術(shù)所需舉升工藝的一個重要環(huán)節(jié)。采用高溫自補償式抽油泵，其柱塞采用常規(guī)柱塞加多級線性高溫金屬補償環(huán)結(jié)構(gòu)，高溫狀態(tài)下金屬補償環(huán)具有彈性變形能力，可自動縮放補償密封間隙，以適應(yīng)泵筒內(nèi)徑的變化。泵筒內(nèi)徑在井下高溫環(huán)境中的膨脹值比柱塞外徑膨脹值小，使得泵間隙在高溫下變小，減小熱卡泵的可能性，達(dá)到不卡泵的目的。

1.2.4 溫度壓力連續(xù)監(jiān)測技術(shù)

圖3 雙懸掛井口結(jié)構(gòu)

井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測技術(shù)由地面和井下兩部分系統(tǒng)組成。其中，地面部分包括數(shù)據(jù)采集和無線傳輸系統(tǒng)等；井下部分包括毛細(xì)管、熱電偶電纜、傳壓單元和連續(xù)鐵鎧管柱及連續(xù)護管等。該技術(shù)是集熱電偶測試溫度和毛細(xì)管測試壓力于一體的整合技術(shù)。其中，熱電偶測試溫度具有穩(wěn)定可靠且性能好、耐高溫、分辨率高等特點；毛細(xì)管測試壓力具有耐高溫、耐高壓、耐酸堿及硫化氫腐蝕，無需井下下入電子元件，不受時間限制，使用壽命長等特點?？筛鶕?jù)現(xiàn)場不同生產(chǎn)需求，對注汽井、生產(chǎn)井、觀察井進行單點或多點長期連續(xù)溫度壓力動態(tài)監(jiān)測，依靠地面數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)將信號通過無線傳輸系統(tǒng)遠(yuǎn)傳[13-14]。

對于造成的損失無法進行計算的時候，要明確將侵權(quán)人的違法所得全部上交給權(quán)利人的前提是造成了侵權(quán)行為人的損失，但是損失難以計算。如果沒有造成實際的損失，是沒有權(quán)利要求賠償?shù)?。侵?quán)人所得和侵權(quán)人違法所得是兩個不同的概念，不能混淆。被告的所得包括合法所得和違法所得。被告的合法所得是受到法律保護的，不能算在賠償?shù)姆秶鷥?nèi)，所以原告在對被告提出賠償要求前，要明確哪些屬于被告的違法所得。[3]

2 現(xiàn)場應(yīng)用試驗

2.1 試驗井優(yōu)選

根據(jù)杜229 區(qū)塊蒸汽驅(qū)開發(fā)現(xiàn)狀，需要東部先期轉(zhuǎn)驅(qū)區(qū)域地下油層溫度、壓力變化數(shù)據(jù)，以指導(dǎo)動態(tài)調(diào)驅(qū)工作。經(jīng)分析，應(yīng)優(yōu)選有代表性的油井進行試驗，保證井下無套壞和無出砂史，無加厚小套管或無篩管懸掛器，且目前生產(chǎn)時間較長，以后也不會出砂或套變的生產(chǎn)井。優(yōu)選試驗井為杜32-53-33 井，該井位于區(qū)塊東北部，歸屬于杜32-54-K34 井組與杜32-52-32 井組交叉的一口邊井，生產(chǎn)情況直接受杜32-54-K34 和杜32-52-32 兩口注汽井的注汽質(zhì)量變化影響。該井2007 年8月轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)生產(chǎn)，生產(chǎn)目的油層為興Ⅳ+Ⅴ組，生產(chǎn)井段為1 007.00～1 057.70 m，34.5 m/7 層，轉(zhuǎn)驅(qū)后累計實施吞吐引效1 次，吞吐引效注汽量3 818.0 t，汽驅(qū)階段累計產(chǎn)液113 240.0 t，累計產(chǎn)油34 282.0 t，累計產(chǎn)水78 958.0 t。

2.2 施工方案參數(shù)設(shè)計

該井內(nèi)油層射孔井段位置為1 007.00～1 057.70 m，依據(jù)井下油層位置及井身結(jié)構(gòu)情況，設(shè)計溫度壓力監(jiān)測電纜下深及井身采油管柱的下深位置。其中，采油管柱及抽油泵下入到距離油層頂部10.00 m 以外，避免射孔井段位置油層坍塌發(fā)生套管變形將管柱卡住無法提出。電纜連續(xù)管柱護管下到最下方的監(jiān)測點以下2.00 m 左右即可，進行分層多點溫度和壓力實時連續(xù)監(jiān)測。確定溫度及壓力監(jiān)測位置為：2個點的溫度和壓力監(jiān)測，分別為1 007.00 m（興Ⅳ組）、1 041.00 m（興Ⅴ組），實現(xiàn)分層連續(xù)測試不同層位的溫度和壓力。

2.3 應(yīng)用效果

2.3.1 井身及井口結(jié)構(gòu)尺寸

2018 年12 月15 日，選杜32-53-33 生產(chǎn)井，利用檢泵期間順便將溫度、壓力監(jiān)測管柱下入井內(nèi)，施工過程順利。結(jié)果表明，兩套管柱尺寸和結(jié)構(gòu)設(shè)計合理，下入過程順利，溫度壓力測試電纜也順利下入護管中。井口的雙流道結(jié)構(gòu)及尺寸設(shè)計合理，實現(xiàn)了兩套管柱的相互獨立，錯位偏心分離同時懸掛，且工況互不刮碰干擾。井口高度1.68 m，滿足井口上的相關(guān)操作；井口上部油管單閥門控制，操作簡單易行。入井后的井下溫度、壓力連續(xù)監(jiān)測電纜工作順利，反饋到地面的接收參數(shù)顯示屏能夠完整顯示對應(yīng)深度的溫度和壓力瞬時值，且數(shù)值精確度高，誤差小。

2.3.2 抽油泵選型

通過實施前后階段生產(chǎn)效果對比發(fā)現(xiàn)，實施前采用φ57 mm 管式抽油泵，沖次采用5 次抽，投產(chǎn)初期高峰期90 d 內(nèi)，平均日產(chǎn)液37.8 t；在杜84-53-33 井實施后采用44 mm 自補償管式抽油泵，沖次采用6 次抽，投產(chǎn)初期高峰期90 d 內(nèi)，平均日產(chǎn)液37.4 t（圖4）。油井回采液含水在80%以上。泵內(nèi)金屬補償環(huán)隨著溫度變化，彈性變形自動縮放補償泵體密封間隙，適應(yīng)泵筒內(nèi)徑變化，有效減少了泵體的采液漏失量，實施后比實施前的泵效平均提高了6%。

2.3.3 溫度和壓力測試

圖4 溫度壓力監(jiān)測采油技術(shù)前后日產(chǎn)液、沖次變化對比

溫度和壓力測試系統(tǒng)每間隔15 min 自動測試一下對應(yīng)的溫度和壓力值，并及時反饋到井口顯示屏，實行24 h 連續(xù)實時監(jiān)測。監(jiān)測到的溫度和壓力數(shù)據(jù)顯示，該監(jiān)測系統(tǒng)可以實現(xiàn)油層內(nèi)溫度和壓力分層分點獨立測試。實施該測試技術(shù)前后階段對比發(fā)現(xiàn)，上部油層1 007.00 m，興Ⅳ組溫度較高，動用較好，溫度在148.89 ℃左右，地層壓力穩(wěn)定在2.27 MPa 左右；下部油層1 041.00 m，興Ⅴ組層位溫度較低，動用較差，溫度125.65 ℃左右，地層壓力2.87 MPa 左右。依據(jù)監(jiān)測數(shù)據(jù)，對生產(chǎn)進行動態(tài)調(diào)控，對區(qū)塊內(nèi)的注汽井實行分層調(diào)控注汽量，對上部興Ⅳ組厚層降低注汽量，注汽速度由原來的3 t/h 下調(diào)到2 t/h；對下部興Ⅴ組薄層增加注汽量，注汽速度由原來的2 t/h 上調(diào)到3 t/h。杜84-53-33 井實行動態(tài)調(diào)控后，上部興Ⅳ組油層1 007.00 m，溫度下降到141.06 ℃左右，地層壓力升高到2.39 MPa 左右；下部興Ⅴ組油層1 041.00 m，溫度上升到131.76 ℃左右，地層壓力下降到2.78 MPa 左右（圖5）。

圖5 溫度壓力監(jiān)測采油雙管柱前后溫度壓力測試變化

3 結(jié)論

（1）井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油技術(shù)管柱、井口結(jié)構(gòu)及尺寸設(shè)計合理，能夠?qū)崿F(xiàn)井內(nèi)測試管柱護管和采油管柱雙懸掛，同時在井內(nèi)互不干擾。抽油泵選型完全適合蒸汽驅(qū)開發(fā)回采液高含水的工況環(huán)境，有效提高泵效，滿足油井排液需求。

（2）井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測技術(shù)，能夠滿足蒸汽驅(qū)井下監(jiān)測需求，有效實時連續(xù)監(jiān)測井下多點溫度和壓力動態(tài)變化，測試數(shù)據(jù)準(zhǔn)確、直觀，為分析油層動用程度，合理制定調(diào)整生產(chǎn)工作制度，提供指導(dǎo)依據(jù)。

（3）井下溫度壓力連續(xù)監(jiān)測采油技術(shù)，可以在開發(fā)區(qū)塊平面上靈活調(diào)整監(jiān)測區(qū)域，把任意滿足井況條件的生產(chǎn)井根據(jù)需要作為監(jiān)測井下入溫度壓力監(jiān)測系統(tǒng)，可以既做生產(chǎn)井又做監(jiān)測井，不影響正常生產(chǎn)。