海上稠油熱采井電潛泵注采一體化管柱研究

馬長亮 肖遙 萬祥 宋尹東 賈立新 王凱 李永若

摘要：針對當前注采一體化管柱技術泵效低的問題，研發(fā)設計了一種電潛泵注采一體化管柱技術。該技術將注采2趟管柱優(yōu)化為可同時滿足注采過程并以高溫電潛泵為舉升裝置的1趟管柱，無需在注熱過程和生產(chǎn)過程間進行換管柱作業(yè)，即可實現(xiàn)對稠油儲層的多輪次高溫蒸汽吞吐開發(fā)。在渤海油田旅大21—2油田優(yōu)選X井進行了現(xiàn)場試驗。研究結(jié)果表明：該項技術的應用使得每2個輪次開發(fā)節(jié)省工期18d，節(jié)約費用321萬，是海上稠油熱采發(fā)展的重要方向；從生產(chǎn)封隔器上部管線補償方式、電纜內(nèi)部結(jié)構(gòu)、拆井口裝采油樹作業(yè)步驟等方面進行優(yōu)化，可進一步壓縮工期，降低作業(yè)過程中人身安全風險。研究結(jié)論可為推動海上稠油油田熱采規(guī)模化開發(fā)提供技術參考。

關鍵詞：海上稠油；熱采井；蒸汽吞吐；高溫電潛泵；注采一體化管柱

中圖分類號：TE952 文獻標識碼：A DOI：10.16082／j． cnki．issn．1001-4578.2022.12.009

Study on the ESP Integrated Injection-Production Pipe String Technology in Offshore Heavy Oil Thermal Recovery Wells

Ma Changliang' Xiao Yao' Wan Xiang Song Yindong Jia Lixin' Wang Kai Li Yongruo

（1.Tianjin Branch of CNOOC（China）Limited;2.CNOOC EnerTech-Drilling&Production Co.，Lud.）

Abstract：To solve the problem of low pump efficiency of the current integrated injection-production pipe strings，an electrical submersible pump （ESP） integrated injection-production pipe string technology was devel- oped. This technology can optimize the two-trip injection and production pipe strings into one-trip pipe strings which can meet the requirements of injection1 and production at the same time with a high-temperature ESP as the lifting device. With this technology，multiple rounds of high-temperature steam huff and puff development of heavy oil reservoirs can be realized without changing the pipe strings between the heat injection process and the production process.Moreover，field tests were performed in Well X which was selectedfrom Lüida Oilfield of Bohai Oilfield. The results show that the application of thi technology can save 18 days and RMB 3. 21 million for every two rounds of development，which is an important direction of offshore heavy oil thermal recovery. In addition， it is suggested to optimize the compensation mode of the upper pipe string of the production packer， the internal structure of the cable，and the operation steps of wellhead disassembly and Christmas tree installation，which can further shorten the operation period and reduce the personal safety risk during the operation. The conclusion provide technical ref- erence for large-scale thermal recovery in offshore heavy oil fields.

Keywords：offshore heavy oil;thermal recovery well; steam huff and puff;high-temperature electrical sub- mersible pump; injection-production integration pipe string

0引言

渤海油田稠油資源豐富，是該油田上產(chǎn)的重要支撐[1]。近年來海上稠油的開發(fā)需求日益迫切，但受海上油田環(huán)境和作業(yè)條件限制，相關研究起步較晚。海上稠油開發(fā)初期曾嘗試電潛泵冷采，但因稠油黏度高，導致開發(fā)效果較差[2—4]，進而優(yōu)化為熱采開發(fā)方式。自2008年來，先后研發(fā)了適用于海上稠油油田開發(fā)的多元熱流體與蒸汽吞吐技術[5—13]及配套工具[14—16]，現(xiàn)場應用均取得良好效果。其中，蒸汽吞吐方式因其作業(yè)流程簡單、效果明顯而成為目前海上稠油開發(fā)的主要模式。但該方式須下入注采2趟管柱，注熱期間下入注熱管柱，待注熱、燜井和放噴結(jié)束后起出注熱管柱，再次下入電潛泵舉升管柱進行開采。海上稠油油田常用的多輪次蒸汽吞吐開發(fā)模式存在多次起下管柱導致的作業(yè)費用高、洗井熱損失大、作業(yè)周期長等不足，制約了該方式的規(guī)模化應用。為優(yōu)化注采2趟管柱問題，科研人員致力于稠油開發(fā)的一體化管柱技術[17—20]。近年來已通過管柱優(yōu)化、井下工具及地面設備研發(fā)，形成一種射流泵注采一體化管柱技術研究[21—22]，該技術可實現(xiàn)泵入高溫動力液作為油流載體并實現(xiàn)稠油儲層注采不動管柱；但相比于應用電潛泵的常規(guī)蒸汽吞吐方式，舉升效果仍存在泵效低的劣勢。

為加快海上油田蒸汽吞吐開發(fā)模式的發(fā)展，在目前廣泛應用的注采 2 趟管柱基礎上，為避免多次起下注采管柱，并保留生產(chǎn)階段的電潛泵舉升方式，通過管柱結(jié)構(gòu)優(yōu)化及關鍵工具設計，研發(fā)設計了一種電潛泵注采一體化管柱，且在渤海油田第 1個規(guī)?；_發(fā)稠油油田——旅大21—2油田優(yōu)選的X 井進行現(xiàn)場試驗。所得結(jié)論可為推動海上稠油油田規(guī)?；療岵砷_發(fā)提供技術參考。

1技術分析

1.1 技術難點

電潛泵注采一體化管柱技術將注采2趟管柱優(yōu)化為可同時滿足注采過程并以高溫電潛泵為舉升裝置的 1 趟管柱，無需在注熱過程和生產(chǎn)過程間進行換管柱作業(yè)，可實現(xiàn)對稠油儲層的多輪次、高溫蒸汽吞吐開發(fā)。注入高溫蒸汽的稠油開發(fā)應首先滿足 地層注熱需求，以實現(xiàn)有效降低稠油黏度，同時也需保證管柱及各井下工具在注熱過程中的結(jié)構(gòu)完整及功能良好。因此，相比于常溫井“Y 分”生產(chǎn)管柱，該技術主要面臨以下難點。

（1）管柱下入后需滿足隔熱要求，隔熱油管、接箍及井下工具的隔熱性能將決定蒸汽到達儲層后是否達到設計需求，以及是否會影響電泵機組及套管壽命。

（2）井下工具的耐高溫性能決定該項技術是否成功，且高溫蒸汽注入后會導致管柱伸長，由于熱采封隔器的固定作用，油管、控制管線、電纜和光纖的安全性也存在拉伸破壞風險。

（3）Y 接頭、電泵和并行部分油管的設計不僅需考慮下入可行性，也需考慮高溫蒸汽對電泵的熱輻射作用，溫度過高可能會導致電泵壽命大幅度縮短。

（4）電潛泵注采一體化管柱下入作業(yè)在渤海油田尚屬首次，控制管線多，井口區(qū)域受限，管柱下入過程及井口采油樹安裝和穿越作業(yè)難度大，且無可借鑒經(jīng)驗。

綜上所述，電潛泵注采一體化管柱技術的研發(fā)，既要滿足高溫蒸汽注入后的儲層溫度需求，又要滿足注熱、燜井、放噴及生產(chǎn)全過程中的安全性需求，還要兼顧管柱下入作業(yè)的順利進行，從而為該項技術的現(xiàn)場應用及后期推廣提供支撐。

1.2 技術設計說明

針對上述作業(yè)難點，為保證高溫蒸汽從井口注入儲層的通道暢通，同時也為實現(xiàn)電潛泵生產(chǎn)過程中地層產(chǎn)出液的流通通道可控，結(jié)合海上油田常用電潛泵“Y分”生產(chǎn)管柱結(jié)構(gòu)及注汽管柱結(jié)構(gòu)特點，設計研發(fā)了電潛泵注采一體化管柱，其管柱組成如圖 1 所示。

所設計的電潛泵注采一體化管柱可實現(xiàn)熱采井不動管柱的注熱及生產(chǎn)需求。注熱前坐封高溫深井封隔器，打開高溫深井安全閥，同時關閉井下開關可形成油管內(nèi)向儲層注入高溫蒸汽通道。注熱過程中同時通過采油樹油管四通翼閥向油套環(huán)空注入氮氣和除氧劑，且高溫深井封隔器處的單流閥打開后可使油套環(huán)空內(nèi)的液體被驅(qū)替至高溫封隔器以下。所注入的氮氣不僅可抑制環(huán)空溫度，保護電泵機組，且注入地層后也可防止井下蒸汽上返，進一步保護電泵機組和套管。待注熱、燜井和放噴作業(yè)結(jié)束后，通過井口鋼絲作業(yè)投入Y 堵，打開井下開關，方可形成地層產(chǎn)出液流入油套環(huán)空并通過電泵采出的通路。在下一輪次蒸汽注入前，則需通過鋼絲作業(yè)撈出 Y 堵并關閉井下開關后，方可進行注汽作業(yè)，且該趟管柱也可配合配套井口裝置實現(xiàn)光纖下人，以滿足全井筒測溫需求。

作為高溫蒸汽和地層產(chǎn)出液的流通通道，隔熱油管的選擇對注熱過程的熱量傳遞及損失程度有直接影響。結(jié)合標準SY/T 5324—2013 《預應力隔熱油管》相關規(guī)定及海上油田熱采井使用要求，采用高真空隔熱油管與氣凝膠隔熱油管進行了現(xiàn)場試驗。應用結(jié)果發(fā)現(xiàn)，高真空隔熱油管能保證每根油管本體處溫度低于 200 ℃，但接箍處均高于 250℃，熱量散失較為明顯且環(huán)空內(nèi)高溫易對電泵系統(tǒng)產(chǎn)生損壞。氣凝膠隔熱油管對應光纖測溫結(jié)果如圖2 所示。

從圖2可見，除安全閥部位（位于井深200 m處）較熱外，油管本體及接箍處均能保證油套環(huán) 空溫度低于 100 ℃，而儲層溫度可達 350 ℃，滿足使用需求。綜上所述，本井非儲層段選用 114.3mm （4% in）氣凝膠隔熱油管，通過變扣與儲層 段e73.0 mm （2% in）油管及配汽閥組合相連接。

2 井下關鍵工具及配套井口裝置

2.1 井下安全控制工具

井下安全控制工具主要包括機械式及液壓式 2種安全閥。電潛泵注采一體化管柱中采用液壓式高溫深井安全閥，結(jié)構(gòu)如圖 3 所示。

安全閥上接頭處設有液壓管線接口，該接口采用全金屬密封連接設計，提高了高溫下管線連接的密封可靠性，可與控制管線連接并延伸至井口，加壓后可實現(xiàn)柱塞下移。液壓組件在壓力的作用下向下伸長，并驅(qū)動增程機構(gòu)伸長，同時由增程機構(gòu)帶動中心管克服彈簧的彈力向下移動，并推動閥板向下翻轉(zhuǎn)直至完全打開，也可通過投球作業(yè)強制開啟；當需要關閉時，從地面釋放控制管線內(nèi)壓力，高溫深井安全閥內(nèi)部機構(gòu)在彈簧彈力的作用下向上復位，同時閥板在扭簧的作用下向上翻轉(zhuǎn)直至恢復關閉狀態(tài)，從而關閉油氣產(chǎn)出的通道。

高溫深井安全閥技術參數(shù)如下：最大外徑 175mm，最小內(nèi)徑 71.5 mm，最大壓力 35 MPa，最高溫度 350 ℃，最大下入深度 1 500 m，開啟壓力 20MPa，全開壓力32 MPa，關閉壓力15 MPa。經(jīng)室內(nèi)試驗驗證，高溫閥板、閥座密封性及整體耐壓性能優(yōu)良，符合最大工作壓力為35 MPa時的密封性設計要求。

2.2 高溫深井封隔器及封隔器單流閥

高溫深井封隔器是電潛泵注采一體化管柱的關鍵工具。下入指定位置后加壓可實現(xiàn)坐封，以封隔油層與上部油套環(huán)空，可保證注熱過程中高溫蒸汽最大程度地進入地層而不上返至非儲層段；同時環(huán)空注氮后可達到對上部油套環(huán)空溫度降低的限制，從而共同實現(xiàn)井筒熱損失的最小化，并達到儲層注熱的要求。

高溫深井封隔器采用中心管隔熱設計，可降低熱損失。上部連接的伸縮節(jié)不僅可用于對高溫蒸汽注入后隔熱油管伸長量的補償，而且可防止油管或工具過度伸長導致?lián)p壞。封隔器還設有自補償結(jié)構(gòu)，有助于減少伸縮節(jié)使用。

高溫深井封隔器外部為封隔器膠皮及卡瓦，具有碟簧蓄能結(jié)構(gòu)，保障密封可靠性；同時增加旋轉(zhuǎn)結(jié)構(gòu)，在下井過程中遇卡可旋轉(zhuǎn)管柱；且有卡瓦導向槽強制收回設計，確保解封液控管線加壓坐封，方便作業(yè)。

此高溫深井封隔器設有封隔器單流閥連接螺 紋，通過連接封隔器單流閥，可提供氮氣過流通道。為便于封隔器驗封，單流閥采用3個剪切銷釘承壓。環(huán)空驗封時，上下環(huán)空壓差達到12 MPa即剪斷銷釘，推動活塞下移，定位掛鉤與連接接頭固定，流體通道打開并固定；環(huán)空注氮時，流體作用于單流閥本體，當壓差大于 0.2 MPa時即可推動單流閥擠壓彈簧，單流閥與閥體脫離，流體通道打開。

2.3 高溫井下開關

高溫井下安全開關由全金屬材料制成。液壓通過液控管線傳遞至高溫井下開關處，并通過液壓驅(qū)動高溫液壓執(zhí)行機構(gòu)，再由高溫液壓執(zhí)行機構(gòu)驅(qū)動泵下油管和油套環(huán)空連通通道的打開和關閉。準備注氣時，通過地面控制高溫井下開關進入關閉狀態(tài)，此時泵下油管與油套環(huán)空的連通通道關閉，防止注氣時高溫蒸汽進入環(huán)空；準備生產(chǎn)時，高溫井下開關通過地面控制進入打開狀態(tài)，必要時可通過投球作業(yè)將其強制開啟。高溫井下開關主要技術參數(shù)為：最高溫度350 ℃，最大壓力35 MPa，最大外徑 142 mm，最小內(nèi)徑 50 mm，長度 1 960 mm。

2.4 高溫電潛泵、電纜及泵前單流閥

高溫電潛泵機組由保護器、電機、分離器和電泵4部分組成。其中保護器分為上保護器和下保護器2部分，分別連接于電機上、下，且已完成在高溫條件下對保護器進行的注油，以保證電機在高溫條件下受到保護。為驗證高溫電潛泵機組對高溫條件的適用性，開展室內(nèi)測試試驗，分別測定其在室溫 25 ℃和高溫 250 ℃條件下的三相直流電阻，結(jié)果如表 1 所示。從表 1 可知，在常溫及高溫狀態(tài)下，三相直流電阻RAB、Rac和Rc間不平衡率2%，絕緣電阻>1 000 MΩ，符合設計要求。

常溫電潛泵機組上部通過油管短節(jié)直接連接于Y接頭。而針對高溫電潛泵機組，上部若不采取隔絕高溫蒸汽措施，高溫將直接作用于電泵機組并導致其失效。為此，研發(fā)設計了泵前雙極單流閥，工作原理如圖 4 所示。它為采用金屬密封組合的雙級單流閥，可防止高溫蒸汽侵入電潛泵機組。泵前Ⅰ級單流閥直接跟高溫蒸汽接觸，為金屬密封結(jié)構(gòu)。注熱時，蒸汽推動閥芯，閥芯與閥座之間形成金屬密封面，防止蒸汽進入；采油時，流體作用在閥芯上，推動高溫彈簧進行壓縮，打開閥芯與本體接觸密封面，形成過流通道，井下流體通過單流閥進入上部油管，如圖4a所示。泵前11級單流閥則連接在電泵機組上端，采用全氟醚橡膠密封。如果Ⅰ 級單流閥有部分蒸汽進入到油管當中，Ⅱ級單流閥閥芯上全氟醚橡膠與閥座之間形成密封，防止蒸汽進入電泵；采油時流體作用在閥芯上，推動高溫彈簧壓縮，打開閥芯與本體接觸密封面，形成過流通道，井下流體通過單流閥進入上部油管，如圖 4b所示。Ⅰ 級單流閥最高溫度 350 ℃，最大壓力 21MPa。I級單流閥最高溫度 250 ℃，最大壓力 21MPa。經(jīng)室內(nèi)試驗驗證，其在室溫及高溫條件下均試壓 21 MPa 且 15 min 內(nèi)無降壓現(xiàn)象，符合現(xiàn)場應用要求。

2.5 隔熱Y接頭及堵塞器

隔熱Y接頭主通路連接隔熱油管，旁通連接高溫電潛泵機組。為保證隔熱效果，將隔熱 Y 接頭拆分為內(nèi)心、外殼及中間填充隔熱層的結(jié)構(gòu)，阻止高溫從 Y 接頭內(nèi)部向 Y 接頭外部傳遞，保證了長期注入蒸汽的過程中Y接頭外部溫度低于內(nèi)部溫度，進而保護Y接頭外部電纜免受高溫（最高溫度 350 ℃）傷害。經(jīng)高溫測試，加熱至 350 ℃時，隔熱Y接頭外表面溫度110 ℃，連接處溫度為220 ℃。與隔熱 Y 接頭配合的堵塞器為金屬密封、橡膠密封的雙重密封，投撈作業(yè)便捷，最高溫度250 ℃，最大壓力 21 MPa，均符合現(xiàn)場應用需求。

隔熱Y接頭、電潛泵機組和隔熱油管如圖 5所示。隔熱 Y 接頭是電潛泵注采一體化管柱中外徑最大的部分，其最大外徑為216.0 mm，二開套管 244.5 mm （9% in）的內(nèi)徑為 220.5 mm，因所用油管四通留有244.5 mm套管熱應力補償距，且頂部存在臺階面。為便于下入，須在保證隔熱 Y接頭隔熱層不受損壞的前提下進行倒角處理。高溫電潛泵最大外徑為116.0 mm，針對隔熱Y接頭下部管柱尺寸問題，為保證并行部分最大外徑尺寸符合下入條件，主通徑選用88.9 mm （3% in）油管，接箍外徑為100. 0 mm；同時對該部分油管做隔熱處理，降低高溫蒸汽形成的熱輻射效應損傷電泵。

2.6 配套井口裝置

海上熱采井采用的注采一體化井口裝置[23—26]主要包括一級套管頭總成、二級套管頭總成、油管頭和采油樹總成。其中套管頭總成應用非標FS密封圈和倒卡瓦以防淺層氣上竄；油管頭采用頂絲和內(nèi)六角螺釘激發(fā)石墨密封以實現(xiàn)油管頭密封，可承受冷熱溫差達 300 ℃ 的交變熱應力作用；考慮采油樹總成處平臺空間限制及操作便捷性，將地面主氣動安全閥設置在采油樹側(cè)面，并采用雙平板閥結(jié)構(gòu)，可保證注入高溫蒸汽過程中的結(jié)構(gòu)安全性。該井口裝置需滿足對注入高溫蒸汽的密封性能要求，并應設有電潛泵舉升生產(chǎn)時的電纜及控制管線通孔，其中油管四通內(nèi)懸掛器及上法蘭和采油樹總成下法蘭應設計預留有1個電纜穿越器通孔、2個96. 35 mm（% in）液控管線穿越孔和 2 個 69.53mm （% in）液控管線穿越孔，以分別實現(xiàn)電機動力供應、井下溫壓監(jiān)測、封隔器坐封、安全閥和排氣閥的開關控制。

電潛泵注采一體化管柱所應用井口裝置須滿足不拆井口即可實現(xiàn)注汽及生產(chǎn)。以上述注采一體化井口裝置為基礎，將油管四通內(nèi)懸掛器及上法蘭和采油樹總成下法蘭進行創(chuàng)新設計。其中電潛泵耐高溫電纜拆分為 3 根鋼管護套以進行穿越；另外包括封隔器坐封管線、井下開關控制管線、安全閥控制管線共 3 根控制管線及 1 根光纖，均須在井口進行穿越。在現(xiàn)有熱采井采油樹的基礎上，該井口裝置針對性設計了 8 個穿越孔的直出穿越方式，如圖 6所示。其中 3 個為 69.53mm 穿越孔，可供 3 根耐高溫電纜穿越；其余 5 個為 s6.35 mm 穿越孔，可供光纖及控制管線穿越。穿越后應用金屬—石墨雙重密封方式進行密封，保證穿越處在高溫及常溫條件下的密封性能。

對于主閥的設計，除需保證其可提供足夠尺寸的穿越孔，還需考慮穿越孔數(shù)增多對主閥強度的折減效應，應對其關鍵工況下的安全性進行分析。應用ABAQUS有限元數(shù)值分析軟件建立主閥三維模型，分別設定模型邊界條件以校核其在未注氣、試壓及注入高溫蒸汽3 種工況下的強度。其中未注氣時，主閥僅受上本體重力（15 kN）作用，試壓過程中為施加內(nèi)腔壓力35 MPa，注入高溫蒸汽過程中需同時考慮注汽壓力15.5 MPa及高溫對材料的折減效應。主閥材質(zhì)為 30CrMo，常溫條件下屈服強度為415 MPa，經(jīng)校核，3種工況下此設計主閥可滿足服役需求，計算結(jié)果如表2所示。

3現(xiàn)場應用

渤海旅大21—2稠油油田X井為水平裸眼井，設計井深2517 m，垂深1 575 m，開發(fā)層位為館陶組。該層位富含重質(zhì)原油，具有黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高等特點。設計應用多輪次蒸汽吞吐開發(fā)模式，電潛泵注采一體化管柱技術首次應用于該井。作業(yè)流程如下。

（1）下入e73.0 mm （2%s in）帶孔圓堵+ 673.0 mm油管+配氣閥+變扣，其中帶孔圓堵和配氣閥為高溫蒸汽進入儲層及地層產(chǎn)出液上返通道，變扣用于連接非儲層段隔熱油管。

（2）連接高溫封隔器，將光纖穿越至高溫封隔器以下10 m，固定后做穿越密封，連接高溫封隔器坐封管線并對控制管線及接頭試壓3.45 MPa，試壓時間為10 min，泄壓至2.07 MPa并帶壓下入。經(jīng)計算，此趟生產(chǎn)管柱在 350 ℃蒸汽注入情況下最大伸長量為3.2m，封隔器設置補償距離為5.5m。同時為防止管柱伸長對控制管線的拉伸破壞作用，在封隔器上端補償短節(jié)處纏繞光纖及封隔器坐封管線以形成相應補償量。其中光纖在穿越至封隔器下部后也需纏繞相應長度，防止中心管剪切封隔器下部限制銷釘后產(chǎn)生位移，拉伸光纖。

（3）繼續(xù)下入p114.3 mm （4%2 in）隔熱油管，并連接高溫井下安全閥和井下開關，分別對控制管線及接頭試壓 34.48 MPa 時長達 15 min，試壓合格后安全閥泄壓至 24.14 MPa，開關泄壓至29.66 MPa并帶壓下入。該過程中無泄壓現(xiàn)象，說明工具及控制管線完好。其中安全閥控制管線需避開開關流體通道并固定，防止生產(chǎn)過程中的沖蝕作用。

（4）繼續(xù)下入 p114.3 mm （4%2 in）隔熱油 管+變扣+ 688.9 mm（3% in）隔熱油管+雙公短節(jié)，測光纖信號，連接隔熱Y接頭以及高溫電潛泵機組和電纜；使電纜對地絕緣，測三相直流電阻。

（5）繼續(xù)下入 p114.3 mm 隔熱油管，連接雙外短節(jié)和油管掛（提前投入背壓閥），截斷控制管線及電纜并預留合適長度，分別試壓及測定對地絕緣并測三相直流電阻；穿越光纖并測信號，于油管掛處分別做穿越密封。

（6）將油管掛坐入油管四通，拆井口，安裝采油樹主閥并實施了光纖、控制管線及電纜的穿越密封，安裝采油樹上本體，試壓合格即完成下入作業(yè)。

2021年12月，在渤海旅大21—2油田X井完井作業(yè)中下入該電潛泵注采一體化管柱，過程較為順利，且井口處穿越及密封均試壓合格，高溫封隔器坐封順利且驗封達標，光纖信號顯示正常，試啟泵電機運行正常，達到后續(xù)注氣投產(chǎn)要求。

4結(jié)論及建議

（1）電潛泵注采一體化管柱技術的先期研發(fā)及管柱和工具的順利下人證明了該項技術的可行性。該項技術的應用使每2個輪次下入作業(yè)之間縮短工期 18 d，節(jié)省費用 321 萬，是海上稠油熱采發(fā)展的重要方向，工具的研發(fā)和現(xiàn)場應用經(jīng)驗均為該項技術的進一步推廣應用奠定了基礎。

（2）電潛泵注采一體化管柱技術中控制管線較多，使操作時效及作業(yè)安全均存在一定風險。建議從生產(chǎn)封隔器上部管線補償方式、電纜內(nèi)部結(jié)構(gòu)、拆井口裝采油樹作業(yè)步驟等方面進行優(yōu)化，可進一步壓縮工期，降低作業(yè)過程中人身安全風險。

（3）建議采用該項技術作業(yè)井投產(chǎn)后，對注熱、燜井及生產(chǎn)狀態(tài)加密監(jiān)測，完成計劃生產(chǎn)輪次后，起管柱過程中應注意油管、配套工具和電泵等的變形及性能情況，以作為后期該項技術的優(yōu)化依據(jù)。

參 考 文 獻

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第一作者簡介：馬長亮，高級工程師，生于1980年，2005年畢業(yè)于大慶石油學院石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事海上石油完井技術研究與應用工作。地址：（300459）天津市濱海新區(qū)。電話： （022） 66502280， E—mail： machl2@cnooc. com.en。

通信作者：肖 遙，E—mail： xiaoyao8@ cnooc.com，cn。

收稿日期：2022—06—27

（本文編輯 楊曉峰）