吳大偉，吳雪琴，張容志

（1.中國石化勝利油田分公司石油開發(fā)中心，山東東營 257000；2.中國石化勝利油田分公司河口采油廠）

1 區(qū)塊概況

老178塊位于老河口油田與埕島油田接合部的極淺海地帶，水深2.8～6.0m，區(qū)域構(gòu)造位于埕北凹陷東南斜坡帶，油藏類型為常溫常壓高孔高滲巖性構(gòu)造稀油油藏，有生產(chǎn)井6口，采用插樁平臺生產(chǎn)。A井位于該區(qū)塊中部，生產(chǎn)層位為明化鎮(zhèn)組，含油面積0.1 km2，地質(zhì)儲量7×104t。生產(chǎn)層位數(shù)據(jù)見表1。A井于2010年03月22礫石充填＋精密濾砂管完井，電泵投產(chǎn)，完井管柱結(jié)構(gòu)圖見圖1［1］。

圖1 老178塊A井完井管柱結(jié)構(gòu)

表1 油層基本數(shù)據(jù)

2 生產(chǎn)情況及問題分析

A井于2011年4月投產(chǎn)，投產(chǎn)初期生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表2。由表2中數(shù)據(jù)可知，A井投產(chǎn)2個月后液量由14t／d下降到5.2t／d。分析認(rèn)為：該井電泵沉沒度較高，地層供液能量不可能是液量下降的主要原因；考慮該井產(chǎn)氣量高達(dá)400 m3／d，氣體可能影響電泵吸入口流態(tài)，從而影響到電泵的效率。結(jié)合鄰井生產(chǎn)情況分析，一般情況下電泵沉沒度400 m以上時受氣體影響較小。根據(jù)電流卡片分析，該井生產(chǎn)電流平穩(wěn)，表明該井生產(chǎn)受到氣體影響不顯著，認(rèn)為產(chǎn)氣不是該井液量下降的主要原因；油井液量顯著下降時，電機(jī)電流維持16A無明顯變化，判斷存在一種可能：井液在舉升過程中在井筒內(nèi)打循環(huán)，沒能有效地被舉升到地面，即該井生產(chǎn)管柱存在漏失的可能。

為證實(shí)管柱是否漏失，對管柱進(jìn)行憋壓試驗(yàn)，結(jié)合A井井身結(jié)構(gòu)（圖1），對該井進(jìn)行關(guān)閉套管閘門＋排氣閥＋生產(chǎn)閘門三種方式的憋壓試驗(yàn)。油井頻率選用45 Hz生產(chǎn)，憋壓后油壓、套壓變化曲線見圖2。

表2 A井的2011年4－6月生產(chǎn)資料

圖2 A井開抽后關(guān)泵油壓、套壓變化

由圖2可以看出，當(dāng)同時關(guān)閉套管閘門＋排氣閥＋生產(chǎn)閘門，開泵后套壓維持在0.3 MPa不變，油壓在隨后的44分鐘由0.3 MPa上升到4.7 MPa，隨后油壓呈現(xiàn)下降趨勢至于4.5 MPa，關(guān)閉電泵，油壓在隨后一個小時快速由4.5 MPa下降1.3 MPa左右，此后100分鐘油壓由1.3 MPa下降到0.7 MPa，下降速度減慢。由于該井油管管柱安裝單流閥，分析認(rèn)為A井油管存在漏失，且漏失部位在排氣閥以下的油管部分。由于該井屬于海上平臺油井，檢修管桿作業(yè)成本高，所以擬對該井進(jìn)行生產(chǎn)制度調(diào)整控制油井漏失，保障油井較高水平生產(chǎn)。

3 憋套壓控制油管漏失方法研究

3.1 憋套壓控制油管漏失的基本原理

通過對電泵油井套管憋壓，油管漏失點(diǎn)內(nèi)外壓力保持平衡，抑制該漏失點(diǎn)的漏失，電泵能使井液有效的舉升到井口［2－3］。在憋套壓過程中套壓上升，電泵吸入口壓力不變，電泵沉沒度變低，影響泵效果，因此在憋套壓過程中要保證電泵合理沉沒度。

漏失點(diǎn)壓力平衡方程為：

電泵吸入口壓力為：

式中：ρ——井液密度，kg／m3；h——漏失點(diǎn)垂直深度，m；P摩——舉升高程中摩擦做功損失的壓力，MPa；g——重力加速度，m／s2；h1——電泵沉沒度，h。

3.2 合適套壓值的確定

為確定油井合適的套壓值，控制油井管柱漏失，通過嘗試憋不同套壓值時，對油井生產(chǎn)效果進(jìn)行綜合對比，結(jié)果見表3。

表3 不同套壓油井生產(chǎn)狀況

由表3可知，隨著套壓值的升高，電泵沉沒度呈現(xiàn)下降趨勢，油壓和液量均在套壓為3 MPa時最高。為進(jìn)一步優(yōu)化套壓值，在套壓3～4 MPa之間加密憋壓點(diǎn)進(jìn)一步優(yōu)選合適的套壓值，以期達(dá)到最優(yōu)的調(diào)控效果。具體調(diào)控效果見圖3。

圖3 油井液量與套壓關(guān)系曲線

由圖3看出，當(dāng)憋套壓值在1～3 MPa之間時，油井液量先緩慢上升。當(dāng)憋套壓在3.4 MPa時，液量達(dá)到峰值，為14.5 t·d－1，套壓繼續(xù)上升后油井液量呈現(xiàn)下降趨勢。

3.3 分析與結(jié)論

當(dāng)套壓從較低的1 MPa逐步憋高到3.4 MPa的過程中，油井液量也逐步升高，結(jié)合方程（1）分析認(rèn)為，在該階段漏失點(diǎn)油管內(nèi)部壓力P油壓＋ρgh＋P摩＞P套，在套壓上升的過程中漏失點(diǎn)內(nèi)外壓力差逐步降低，漏失點(diǎn)漏失量減少，井口產(chǎn)液量呈現(xiàn)上升趨勢。結(jié)合方程（2）分析認(rèn)為，當(dāng)套壓逐步升高，在一定程度上會抑制油井供液，使電泵沉沒度降低，但該套壓上升階段，電泵沉沒度能維持在較高水平，沒對電泵井正常抽吸產(chǎn)生較大影響。因此結(jié)合以上兩方面的影響因素分析認(rèn)為，在該套壓上升階段，套壓上升對油井出液具有積極作用，油井液量呈現(xiàn)上升趨勢。

當(dāng)套壓從3.4 MPa上升到4.0MPa的過程中，油井液量呈現(xiàn)逐步降低的趨勢，結(jié)合方程（1）分析認(rèn)為，在該階段漏失點(diǎn)油管內(nèi)部壓力P油壓＋ρgh＋P摩＜P套，在套壓上升過程中，漏失點(diǎn)外內(nèi)的壓力差進(jìn)一步加大，套管氣從漏失點(diǎn)進(jìn)入油管，影響油管內(nèi)流體的流態(tài)，對油井井口出液量存在負(fù)面影響。結(jié)合方程（2）分析認(rèn)為，在該套壓上升階段，套壓上升值較大程度上抑制了油井供液，電泵沉沒度降低到影響電泵正常抽吸的程度。由于以上兩個方面的負(fù)面影響，在該套壓上升階段油井液量呈現(xiàn)下降趨勢。

綜合以上分析，該井油井套壓控制在3.4 MPa左右時，既能較好地抑制油井漏失點(diǎn)漏失量，又能保障電泵具有較高的沉沒度，能保證該管柱漏失油井維持在較好的工作狀態(tài)工作。

［1］朱孝強(qiáng)，耿濤，王志超，等.海上油井安全閥液控系統(tǒng)卸壓原因分析和措施建議［J］.國外油田工程，2004，20（4）：39－41.

［2］林和.管柱漏失的原因分析及治理措施［J］.試采技術(shù)，1992，13（4）：56－58.

［3］李青.用憋壓曲線判斷電泵井管柱漏失的方法［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，1989，6（2）：57－59.