南緣三高油井試井工藝技術(shù)措施

陳超峰，李學(xué)斌，周光，安羽龍，李思洋

南緣三高油井試井工藝技術(shù)措施

陳超峰1，李學(xué)斌1，周光1，安羽龍1，李思洋2

（1. 中國石油新疆油田公司勘探事業(yè)部，新疆 克拉瑪依 834000；2. 長江大學(xué)，湖北 武漢 430100）

在油藏開發(fā)之前，為研究油藏類型、油藏邊界、極限生產(chǎn)能力，進(jìn)一步錄取不同生產(chǎn)制度下的溫度、壓力、產(chǎn)量及氣油比等資料，求取該井的最高極限產(chǎn)能，需要對油藏進(jìn)行系統(tǒng)試井。本文以某油藏為例，針對該地區(qū)油藏高溫、高壓和高產(chǎn)的技術(shù)難點，探討一種新型的系統(tǒng)試產(chǎn)工藝，以期可以給同行提供一定借鑒。

三高油井；試井工藝技術(shù)；措施

1 “三高”油井生產(chǎn)特點

某油藏系統(tǒng)試產(chǎn)面臨高溫、高壓、高產(chǎn)和凝析油氣的高風(fēng)險：該井系統(tǒng)試產(chǎn)時地面流程最高溫度達(dá)112.3 ℃，關(guān)井壓力超過94 MPa，油產(chǎn)量超過 1 200 m3，產(chǎn)出的凝析油閃點很低，面對現(xiàn)場高溫高壓的生產(chǎn)工況，安全風(fēng)險很大。

2 試井難度分析

在對高溫氣藏進(jìn)行開采過程中，逐級增大油嘴時，井口采出液溫度以及油嘴后溫度可能大于采油樹及地面流程密封閥件額定工作溫度、分離器氣控閥額定工作溫度，在高產(chǎn)工況下，地面溫度超過設(shè)備極限溫度，多次開關(guān)閘、采油樹、地面流程閘閥，容易導(dǎo)致橡膠密封件失效，尤其是頻繁更換油嘴時，對閥門密封影響大。同時油嘴在生產(chǎn)時，井口采出液溫度過高，后期增大油嘴尺寸生產(chǎn)時，原油溫度持續(xù)上升，無有效降溫手段，原油裝車、運輸、卸車難度大。收油螺桿泵長時間高溫工作，存在滲漏風(fēng)險，螺桿泵故障，無法及時回收原油，影響現(xiàn)場生產(chǎn)組織及工藝順利實施。井筒溫度升高，各級套管柱受溫度效應(yīng)影響，均處于軸向伸長狀態(tài)，伸長量過大可能導(dǎo)致井口采油樹抬升，可能引起連接于井口裝置的變形、破壞，可能導(dǎo)致套管頭密封失效，流體泄漏。各級套管伸長量不同導(dǎo)致井口螺栓強度失效，地面流程應(yīng)力破壞、水泥環(huán)發(fā)生微裂紋間隙，地面及井口流程存在泄漏風(fēng)險。

3 試井工藝技術(shù)措施

3.1 在試產(chǎn)井設(shè)計降溫流程

根據(jù)工程預(yù)測，系統(tǒng)試產(chǎn)中井口油流溫度高達(dá)121 ℃，井口、分離器和地面管匯等設(shè)備、法蘭及閥門部件等將面臨長時間高溫運行，現(xiàn)有地面設(shè)備溫度受限的實際情況，首創(chuàng)設(shè)計了井口噴淋降溫流程+冷卻器降溫流程雙流程降溫（見圖1）。在油嘴管匯后端、高壓分離器前端增加換熱器，利用清水作為冷源，即保障了地面流程安全運行，又降低了原油拉運風(fēng)險。

降溫裝置要求承壓高10 MPa以上、換熱負(fù)荷大約2 000 kW，面對舊換熱器無法利用，新?lián)Q熱器采購、安裝周期長的實際情況，為不影響系統(tǒng)試產(chǎn)進(jìn)度，自主研發(fā)出高壓換熱器，換熱裝置采用串聯(lián)立式設(shè)計、管程采用耐高壓材質(zhì)（20 MPa），具有運行安全、降溫效果顯著、裝置制造、安裝周期短等優(yōu)點。設(shè)計采用空冷+噴淋冷卻的方式降低冷源溫度，達(dá)到了循環(huán)利用、節(jié)約用水、綠色環(huán)保的目的。

3.2 雙翼三套高壓流程聯(lián)合運行

3.2.1 地面流程設(shè)計

以一套生產(chǎn)管柱為基礎(chǔ)，采用采油樹兩翼生產(chǎn)、三條流程并聯(lián)運行的管控模式（見圖1）。其中一條140 MPa超高壓測試流程，兩條105 MPa高壓測試流程，三條流程相互配合，最大限度釋放地層潛能。

三條流程均使用二級高壓分離器進(jìn)行油氣分離，一級分離器采用10 MPa的高壓三相分離器，二級分離器采用大容積的三相分離器，保障了油氣充分分離，從源頭消減安全風(fēng)險。

三條流程采用獨立的緊急關(guān)斷閥等安全控制系統(tǒng)，與采油樹安全閥、井下安全閥配套使用，建立了雙翼多級安全控制系統(tǒng)。

應(yīng)用閘閥遠(yuǎn)程電動控制系統(tǒng)，縮短開關(guān)閘閥時間，在帶壓操作條件下，35 s內(nèi)就可完成閘閥的開關(guān)，執(zhí)行機構(gòu)上顯示閘閥開度，可實現(xiàn)油嘴管匯兩側(cè)同時執(zhí)行開關(guān)動作，控制距離達(dá)到100 m，實現(xiàn)高壓區(qū)內(nèi)無人值守，安全快速開關(guān)井的目的，避免了壓力的異常波動，確保資料錄取更加準(zhǔn)確。

3.2.2 油嘴優(yōu)化選型

油田應(yīng)用采油樹兩翼三條流程同時運行，為保證各制度試油資料準(zhǔn)確錄取，結(jié)合預(yù)測產(chǎn)量及管流力學(xué)原理，采取等效油嘴方式試產(chǎn)。同時為減少人員在油嘴管匯高壓高溫區(qū)長時間作業(yè)風(fēng)險，優(yōu)化各流程油嘴制度配合，油嘴更換次數(shù)由44次減少到24次。

圖1 地面流程示意圖

3.3 采用多套數(shù)采系統(tǒng)集成

采用數(shù)據(jù)實時采集系統(tǒng)，設(shè)置壓力、溫度數(shù)據(jù)采集探頭30余個，實時采集采油樹和環(huán)空壓力、地面流程、分離器的各項溫度、壓力參數(shù)，為決策提供實時依據(jù)，為后期資料分析提供了準(zhǔn)確資料。

采用直讀式液位計+智能雷達(dá)波液位監(jiān)測裝置，實現(xiàn)液面自動智能計量，取代人員上罐操作，實現(xiàn)準(zhǔn)確計量和消除安全風(fēng)險。

使用高清視頻圖像采集系統(tǒng)，對采油樹、高壓流程區(qū)、收油罐區(qū)等高風(fēng)險區(qū)域，實施實時圖像采集，根據(jù)視頻圖像，綜合分析流程運行情況，在流程出現(xiàn)異常時，能夠及時得到處置。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

高探1井是該地區(qū)一口典型的探井。將該系統(tǒng)應(yīng)用到高探1井中后，在系統(tǒng)試井期間，隨著生產(chǎn)制度的不斷放大，產(chǎn)油量和產(chǎn)氣量逐漸增大，井口溫度也隨之升高，油嘴放大至19 mm之后，井口溫度基本趨于平穩(wěn)，在108 ℃左右波動。分析認(rèn)為是流體受井筒脫氣位置變化和井筒周圍溫度場共同作用的結(jié)果。25 mm油嘴，日產(chǎn)油1 248.6 m3，日產(chǎn)氣35.46 萬m3，油氣當(dāng)量1 586.9 m3，井口溫度達(dá)到最高113 ℃，與當(dāng)日預(yù)測最高溫度110 ℃相差僅3 ℃，誤差率僅為2.6%。流體經(jīng)過油嘴降壓及熱交換裝置后溫度降至54 ℃，滿足分離器的工作溫度和原油拉運溫度要求，說明整體降溫效果好，降溫裝置達(dá)到了設(shè)計要求。

為了驗證冷卻裝置的降溫效果及雙級冷卻裝置應(yīng)用的可行性，在系統(tǒng)試產(chǎn)前，開展單翼流程生產(chǎn)試運行工作。

試運行期間，兩級分離前各安裝一套冷卻裝置，冷卻裝置降溫效果良好，但由于冷卻裝置內(nèi)部油路盤管長度達(dá)到600 m以上，隨著逐級增大油嘴，在高溫高產(chǎn)時，冷卻器產(chǎn)生的節(jié)流磨阻逐漸增大，在大油嘴試運行時，受高磨阻影響，分離器壓力過高，分離器液位難以控制，面臨分離器安全閥打開，無法實現(xiàn)油氣的徹底分離的風(fēng)險，會導(dǎo)致實測氣產(chǎn)量數(shù)據(jù)失真，錄取的地質(zhì)資料不具備任何參考和分析價值。

結(jié)合試運行情況，一級冷卻裝置能滿足將原油降溫至60 ℃以下的目的，隨即取消二級冷卻裝置、縮短管線長度、降低測試流程磨阻，確保施工安全，同時充分發(fā)揮分離器油氣水三相分離的功能，錄取真實可靠的數(shù)據(jù)。

該油藏進(jìn)行了系統(tǒng)試產(chǎn)，求取了7-41 mm生產(chǎn)制度的日產(chǎn)油量，日產(chǎn)氣量、壓力、溫度等各項參數(shù)（見圖2），并關(guān)井求取壓力恢復(fù)數(shù)據(jù)。

圖2 某油藏系統(tǒng)試產(chǎn)曲線

5 結(jié)束語

該油藏系統(tǒng)試產(chǎn)實現(xiàn)了技術(shù)創(chuàng)新，主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

（1）增加用于冷卻降溫的熱交換器，將流體溫度從112.3℃降至50~60℃，降溫效果顯著，既保障了地面流程的安全運行，又降低了原油因溫度過高而造成的運輸風(fēng)險。

（2）采用兩翼生產(chǎn)、三條流程并聯(lián)試產(chǎn)，并進(jìn)行等效油嘴計算、優(yōu)化生產(chǎn)制度，以實現(xiàn)最大限度地釋放油藏產(chǎn)能。

（3）設(shè)計、采用二級液氣分離，也就是針對分離后的原油再次進(jìn)行液氣分離，確保進(jìn)入儲罐的原油攜帶更少的輕組分，從源頭消減安全風(fēng)險。

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Technical Measures for Well Testing Process of Oil Wells With High Temperature, High Pressure and High Recovery Rate in the South Margin

1,1,1,1,2

（1. PetroChina Xinjiang Oilfield Company Exploration Division, Xinjiang Karamay 834000, China; 2. Yangtze University, Hubei Wuhan 430100, China）

Before the development of the reservoir, in order to study the type of reservoir, the boundary of the reservoir, and the maximum production capacity, further obtain the data such as temperature, pressure, production, and gas-oil ratio under different production systems to determine the maximum limit production capacity of the well, the reservoir need be tested systematically. In this article, taking an oil reservoir as an example, aiming at the technical difficulties of high temperature, high pressure, and high production in this area, a new type of well test process was discussed.

high-temperature, high-pressure and high-production wells; well testing technology; measures

2019-12-03

陳超峰（1971-），男，高級工程師，研究方向：從事油氣勘探研究工作。

李思洋（1996-），男，長江大學(xué)研究生在讀，研究方向：井眼軌跡不確定性。

TE353

A

1004-0935（2020）03-0270-03