王寶軍 劉 鵬 李冠群 馬長亮 劉成杰 馮兆龍

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司 2.勝利油田勝機石油裝備有限公司)

0 引 言

我國的稠油資源主要集中在渤海灣地區(qū)，稠油探明地質儲量200多億t，占總探明地質儲量的55%，開發(fā)潛力巨大。隨著國內增儲上產“七年行動計劃”的實施，海上稠油資源動用是必然趨勢。近年來，渤海灣南堡35-2和旅大27-2稠油油田先后開展了多元熱流體吞吐與蒸汽吞吐的熱采技術現場應用，取得了一定效果，但存在熱采經濟效益差的問題。為進一步提升海上稠油油田熱采開發(fā)效益，開展了熱采井射流泵注采一體化工藝技術研究，并在旅大27-2油田進行了先導試驗[1]。該技術優(yōu)勢明顯，但要實現熱采技術規(guī)?；瘧眠€需進一步攻關。

渤海灣旅大21-2油田是中國海油第一個實施規(guī)模化熱采開發(fā)的稠油油田，該油田稠油規(guī)?；療岵擅媾R諸多難點與挑戰(zhàn)，主要表現在以下幾個方面：一是旅大21-2油田地質條件特殊，泥面以下4～500 m均存在淺層氣，地表為彌散型淺層氣、深處為較強淺層氣，易發(fā)生氣竄風險；二是熱采井井口裝置是承接鉆完井和采油、地下和地上、注熱和采出原油的重要設備，而海上多元熱流體吞吐和蒸汽吞吐熱采方式均需在冷熱采交替工況下更換井口，這在增加作業(yè)工時和費用的同時，對井口裝置氣密性的要求更高[2]；三是海上平臺空間受限制，難以滿足熱采注汽管線多、后期檢查維修所需較大操作空間需求[3]。

針對上述問題，自2015年開始，中海石油(中國)有限公司天津分公司聯合勝利油田勝機石油裝備有限公司，研制出一套適應海上350 ℃高溫多輪次蒸汽吞吐的稠油熱采井注采一體化井口裝置。該裝置實現了冷熱采轉換不更換井口裝置，減少了熱采作業(yè)成本，提高了生產效率，并在渤海灣旅大21-2油田規(guī)?；療岵稍囼炂脚_進行了現場應用，取得較好的效果。海上熱采井注采一體化井口技術的成功開發(fā)為海上稠油油田規(guī)?；療岵砷_發(fā)奠定了堅實的基礎。

1 熱采井注采一體化井口裝置

1.1 結構

熱采井注采一體化井口裝置整體示意圖如圖1所示。

1—一級套管頭總成；2—二級套管頭總成；3—油管頭；4—采油樹總成。

該裝置主要包括2個套管頭總成(分別為一級套管頭總成和二級套管頭總成)、1個油管頭和1個采油樹總成。注蒸汽時，采油樹雙平板閥一翼與注熱流程相連，節(jié)流閥一翼與放噴流程相連，油管四通雙平板閥一翼與注氮氣流程相連。

1.2 工作原理

在注蒸汽時，打開采油樹注汽通道的閥門，關閉采油樹其他手動閥門，進行注熱作業(yè)。在注蒸汽過程中，打開油管四通側翼的雙平板閥，用來向油套環(huán)空注氮氣，以提高注熱效率和平衡井底蒸汽壓力。注熱完畢后關閉注汽通道的閥門進行燜井，放噴時開啟放噴通道閥門進行放噴。注熱和燜井過程中，套管在高溫高壓作用下膨脹升高，二級套管頭和油管四通內均預留了套管的伸長空間進行升高補償。放噴結束后，更換井下注熱管柱為電泵生產管柱，同時拆除井口上法蘭和油管懸掛器的專用通孔堵塞器、液控管線穿越密封接頭，轉接電纜穿越器和液控管線，在同一套井口裝置上進行電泵人工舉升。轉入生產時，井口采油樹內流體流動路徑與放噴通道一致，打開放噴通道閥門進行采油。

1.3 主要技術指標

壓力等級：21 MPa(3 000 psi)；

材料級別：DD級；

規(guī)范級別：PSL2；

溫度級別：≥350 ℃；

采油樹主通徑：78 mm；

側翼通徑：65 mm；

油管懸掛器：上端扣型外徑88.9mm油管EU B，下端扣型外徑114.3mm油管BTC B；

1.4 主要技術特點

(1)針對目標區(qū)塊存在彌散型淺層氣，熱采井注采一體化井口裝置創(chuàng)新性設計防淺層氣套管頭(或一級套管頭總成)，其下法蘭公稱直徑609.6 mm，上法蘭公稱直徑339.7 mm，高1 090 mm。并在套管頭底部設計了兩道非標的FS密封圈和內徑609.6 mm倒卡瓦，限位牢固可靠，一級套管頭總成解決了因淺層氣可能泄漏造成表層套管與隔水導管之間產生環(huán)空帶壓的問題。

(2)為消減熱采期間井口裝置抬升情況，在熱采井注采一體化井口裝置二級套管頭總成及油管四通內部均增加套管膨脹伸長補償機構，預留補償距，有效減少了注熱期間的井口抬升量[4-5]，滿足安全生產要求。

(3)在采油樹總成下法蘭單獨設計了注采一體化專用的通孔堵塞器和液控管線穿越密封接頭，預留有電潛泵動力電纜通道和液控管線通道，并改進密封材料及結構，利用石墨作為密封，提高密封效果，實現熱采井注采轉換不動井口以及冷熱采更換時的安全密封。

(4)針對海上熱采平臺流程管線多、常規(guī)井槽間空間小以及注汽安全風險高等問題。優(yōu)化采油樹結構設計，將地面主氣動安全閥設計在采油樹油嘴對向一側，充分利用了井口區(qū)空間，同時，打破常規(guī)設計思路，將井口采油樹布置在上、下雙層甲板上，提高了平臺整體空間的利用率，降低了安全風險。

2 注采一體化井口關鍵技術

2.1 防淺層氣套管頭設計

渤海灣旅大21-2稠油油田目標區(qū)塊地表存在彌散性淺層氣，為了防止淺層氣從技術套管、表層套管及隔水導管之間竄出，需采用耐高溫水泥固井，但淺層氣突發(fā)性強，井控安全難控制，同時歷經8個輪次高溫蒸汽吞吐后，固井水泥環(huán)膠結質量會遭到破壞而導致封井質量差，因此專門設計了針對稠油熱采井的具有密封淺層氣能力的套管頭，其結構如圖2所示。

圖2 密封淺層氣的套管頭

旅大21-2油田X平臺隔水導管外徑609.6 mm，沒有標準的密封圈可以用。因此，在套管頭底部設計了兩道非標的FS密封圈，它靠擠壓彈性形變實現密封，工作介質壓力和機械壓力共同作用，產生自緊密封。其具有耐高溫、防腐蝕和抗高壓的性能，能避免隔水導管內的淺層氣泄漏。同時，為保證井口與隔水導管連接的穩(wěn)定性和可靠性，創(chuàng)新設計了內徑609.6 mm的倒卡瓦，其限位牢固，可以有效避免淺層氣上竄風險，簡單實用，可靠性強，滿足承壓21 MPa×15 min。

2.2 油管懸掛器密封技術

油氣井的井口密封是后期生產的安全屏障，尤其是在熱采井中，經受高溫的同時，還要經得起冷熱變化(溫差能夠達到300 ℃左右)的考驗。經研究[6-8]，確定采用進口石墨作為井口各部件之間的密封。通過合理的結構設計和尺寸計算，利用頂絲和內六角螺釘同時激發(fā)，使石墨密封達到一個穩(wěn)定有效的密封比壓，確保在高溫及高壓下密封可靠。

傳統的油管懸掛器主密封采用矩形石墨編織填料+金屬墊片的形式，這種密封形式不易激發(fā)，密封性能差，且編織填料熱失重較大，高溫下易失效。對石墨密封件重新設計，將油管懸掛器主密封圈的密封截面由矩形改為V形。優(yōu)化設計后的油管掛密封結構如圖3所示。

1—頂絲；2—六角螺栓；3—石墨密封；4—密封壓蓋。

上、下端環(huán)采用柔性石墨編織材質，保證密封件不易壓碎且壓緊力可以更好地向中間傳遞，中間采用純柔性石墨材質，使其具有更好的密封性能，進一步保證了懸掛器與油管頭四通之間在冷采和熱采下都有良好的密封性能。

2.3 專用通孔堵塞器設計

海上稠油熱采井的舉升工藝通常采用電潛離心泵舉升方式，油管四通內懸掛器和上法蘭一般會安裝整體電纜穿越總成為井下電泵提供動力。但注熱工況下不需要電纜穿越器，因此上法蘭和懸掛器上會留有安裝電纜穿越器的通孔。為了滿足注熱和冷采兩種情況下采油樹密封的通用性，單獨設計了注采一體化井口專用的堵塞器。冷熱不同工況下的通孔密封示意圖如圖4所示。

注氣時，如圖4a所示，采用石墨作為密封，保證了井口在注熱條件下的密封可靠。冷采時，如圖4b所示，將這些堵塞器拆除，并安裝所需的電纜穿越器等，從而實現一套采油樹滿足冷熱采交替工況的要求，不必更換井口，達到降低作業(yè)強度，減少熱采成本的目的。

1—油管頭四通；2—懸掛器總成；3—上法蘭(組合閥)；4—懸掛器堵塞總成；5—上法蘭堵塞總成；6—整體電纜穿越總成。

2.4 液控管線穿越及密封設計

海上稠油熱采井需經歷8個輪次350 ℃高溫蒸汽吞吐工藝，嚴苛的工況對井下工具、液壓控制管線和井口接頭都造成巨大挑戰(zhàn)[9-12]。冷采期間，井口既要對井下安全閥進行控制，還要實時監(jiān)控井下溫度和壓力，這些都需要液控管線作為通道。為保證各控制管線密封的可靠性，保證液控管線穿越懸掛器和上法蘭的安全可靠，與傳統結構相比，熱采井注采一體化采油樹單獨設計了液控管線穿越密封接頭(見圖5)，使液控管線穿越油管懸掛器和上法蘭時都有兩道密封保障，實現了冷熱采更換時的安全密封。

圖5 液控管線穿越密封設計結構圖

2.5 采油樹結構空間設計

2.5.1 采油樹結構設計

為滿足海上稠油規(guī)?；療岵勺鳂I(yè)安全、便捷的要求，最大程度地節(jié)省平臺井口空間，熱采井采油樹按照注汽采油樹設計?？紤]到海上平臺空間局限性，且熱采井井口注熱管路較多，作業(yè)程序復雜，按照常規(guī)方案設計，地面主氣動安全閥應在采油樹正面，但可能存在后續(xù)工況下采油樹與平臺立柱或立管干涉的問題，因此將其設計在采油樹側面，且與油嘴對向面，如圖6所示。這樣可充分利用井口空間，方便采油樹的安裝和井口注汽等各項作業(yè)施工，極大提高了安全性。

圖6 采油樹地面安全閥結構優(yōu)化設計

2.5.2 采油樹立體空間化設計

目前海上平臺井口區(qū)常用的井槽間距為2 000 mm×1 800 mm，井口采油樹大多布置在同一層甲板上，但是這種布置方式不利于海上稠油規(guī)?；療岵墒┕?。

海上熱采井高溫高壓蒸汽管道、注氮氣管道以及采油流程管道等管線較多，占用平臺空間大，同時生產期間采油樹拆裝、隔熱管的替換、電潛泵起下以及檢查維修等也需較大的井口區(qū)操作空間[13-16]。因此需要將平臺井口區(qū)井槽間距大小和采油樹立體空間位置進行重新設計。井槽間距設計過大可能無法滿足懸臂梁長為12.18 m(40 ft)的作業(yè)機具鉆井船(中海油92系列鉆井船)覆蓋全部井槽的需求。

經設計計算，適當擴大井槽間距至2 000 mm×2 000 mm，并按照《海上固定平臺總體設計規(guī)范》Q/HS 3061—2016第5.4.2條：采油(氣)樹和管線安裝、連接后，井口區(qū)任意位置應至少有2個方向的通道，寬度宜在600～800 mm。同時優(yōu)化了采油樹立體空間位置，將采油樹分上、下兩層布置，如圖7所示。

圖7 采油樹上、下兩層布置優(yōu)化設計圖

這樣就滿足了企業(yè)標準要求，圓滿解決了海上熱采注汽井口區(qū)空間需求增大、作業(yè)機具鉆井船懸臂梁覆蓋范圍較小的問題。

3 現場應用

2019年12月至2020年7月，熱采井注采一體化井口技術在我國海上第一個稠油規(guī)?；療岵稍囼炂脚_——旅大21-2油田X平臺進行了先導性試驗。注采一體化井口裝置分布在熱采平臺上、下兩層甲板上，最大程度地減小了對作業(yè)空間與井口作業(yè)時效的影響，與常規(guī)設計相比，作業(yè)工期共節(jié)省14.78 d，提效17.7%。熱采井注采一體化井口裝置安裝后，采油樹主體、采油樹鋼圈、控制管線以及生產封隔器環(huán)空試壓均一次性通過，且符合技術要求。

目前已經完成了6井次第一輪350 ℃蒸汽吞吐工藝過程，單井平均注入蒸汽量達5 479.5 t，一體化井口裝置密封安全、可靠，為保障海上稠油規(guī)?；踩?、高效開采奠定了堅實的基礎。

4 結論及建議

(1)熱采井注采一體化井口技術在我國海上首個稠油規(guī)?；療岵稍囼炗吞铩么?1-2油田上的成功應用，節(jié)省了熱采平臺井口空間，降低了更換井口裝置的費用，提高了熱采井作業(yè)時效，具有較明顯的經濟效益與社會效率。

(2)該技術針對性強，結構設計簡單、可靠且實用，安全風險低，為助力海上稠油油田規(guī)?；療岵砷_發(fā)提供了技術支撐，應用前景廣闊。

(3)井口油管懸掛器的密封是井筒完整性的關鍵屏障之一，現場應用石墨密封懸掛器與油管頭四通，石墨材質較軟容易壓縮變形，建議在下入油管懸掛器的過程中，注意保護并在坐掛前仔細檢查，以保證井口裝置的氣密封性與安全可靠性。