超稠油井隔热套管完井工艺技术及现场试验

许冬进，张凡，徐海民，孙星云，丁崇飞

（1.长江大学教育部油气资源与勘探技术重点实验室，湖北 荆州434023；2.中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北 武汉430033；3.中油国际曼格什套有限责任公司，哈萨克斯坦 阿克套130000；4.中国石油吐哈油田公司鲁克沁采油厂，新疆 鄯善838206）

0 引言

特稠油和超稠油油藏由于原油黏度高、密度大，开采中流动阻力大，造成驱动效率和体积扫油效率低，一般采用注蒸汽热采方式。大量的室内试验表明，超稠油黏度虽然比较高，但对温度极为敏感，每增加10 ℃，黏度即下降约一半；因此，提高注入蒸汽热焓是超稠油热采开发的关键技术［1-4］。在注蒸汽开采的过程中，为了保证蒸汽注入过程中的热焓（干度），最大限度地降低热损失，同时防止高温蒸汽的热胀冷缩作用损坏套管及水泥环，进而引起管外窜，故须对井筒进行隔热处理。

常规的普通套管完井，需要配套热采隔热工艺技术，一般采用封隔器隔热效果较好，但封隔器隔热工艺复杂，可靠性差。采用隔热套管完井隔热，配套注汽和生产一体化普通油管生产管柱，突破了传统的稠油隔热工艺技术瓶颈，不但能有效地解决井筒隔热问题，提高套管和水泥环的安全性和蒸汽热能的利用率，而且能在放喷后马上转抽，简化了注采工艺，有效降低了人工成本和作业费用。该技术在河南油田的超稠油区块现场应用中效果显著。

1 常规稠油隔热技术

目前，油田常用的注蒸汽井筒隔热方式有利用隔热油管、井下隔热封隔器、环空注氮气隔热，以及几种隔热方式组合等等［5-10］，这些隔热方式都是通过提高井筒的热阻来降低注汽过程中的热损失。

常规普通套管完井，一般采用井筒封隔器隔热注汽，但管柱隔热可靠性差，如封隔器失效易造成隔热失败、管柱卡阻等，同时还对常规的油井洗井、测液面等工艺有影响。隔热油管注汽工艺，放喷后采用普通油管转抽，导致生产中频繁作业，配套下入井下工具多，作业风险大，生产成本高。环空注氮气隔热工艺隔热效果一般，且每轮次注汽都需要向环空注入氮气，所需设备多（如配备制氮车和氮气增压车）、时间长、成本高。

2 隔热套管完井技术

2.1 原理

隔热套管不同于普通套管，采用内外套管（钢级N80）结构。内外套管之间填充隔热材料，安装扶正环，同时将内外套管环隙内抽成真空（见图1）。

图1 隔热套管结构示意

这种隔热套管内管采用预应力，大约为392 kN，内外管焊接，隔热套管之间接箍连接，采用偏梯扣螺纹（BCSG），但接箍没有隔热性能［11-14］。隔热套管的平均视导热系数为0.010 4 W/（m·℃）。

常规稠油热采井主要通过改变井筒的总热阻来实现隔热注采，减少注汽和生产过程中的热量损失。井筒总热阻等于油管热阻、环空热阻、套管、水泥环热阻之和（见图2）。

图2 稠油注蒸汽井眼径向温度分布

如图2所示，井筒流体向地层传热必须克服油管壁、油管隔热层、油套环空、套管壁、水泥环等产生的热阻。由于各部分传热系数差别很大，井眼温度分布呈非线性（图中T1为注汽井筒起始温度，T2为到达地层的温度）。井眼总传热系数Uto等于各部分热阻的总和［2］，则由传热机理推导其计算表达式为

式（1）包括了油管壁、油管隔热层、油管与套管间的环空、套管壁、水泥环所产生的总热阻。由于钢材热阻较小，在计算中可忽略油管、套管和管壁对井眼总传热系数的影响，因此，式（1）可简化为

式中：ktub，kcas，kcem分别为油管、 套管和水泥环的导热系数，W/（m·℃）；rti，rto分别为油管内、外径，m；rci，rco分别为套管内、外径，m；rins为油管隔热层外径，m；rh为水泥环外径，m；hc，ht分别为环空流体和管壁热对流系数，W/（m2·℃）；hr为环空流体辐射传热系数，W/（m2·℃）。

由水泥环外壁到地层的传热可根据Ramey 的近似解得到［15］。结合式（2）建立热平衡方程，采用迭代计算求解，最后可得到在注汽过程中整个井筒的温度剖面和热损失。

以一口井深800 m、 井口注汽蒸汽干度为85%的稠油热采井为例，注汽时分别采用光油管、光油管+隔热封隔器、隔热封隔器+隔热油管等3 种方式，对其注汽过程中井底蒸汽干度进行对比（见图3）。

图3 不同隔热方式注蒸汽隔热效果对比

通过不同隔热方式对比可以看出，采用隔热封隔器+隔热油管注汽，井底的蒸汽干度要比光油管注汽高40%，提高了注汽效率，减少了热损失，同时还能有效降低套管和水泥环的热应力，防止套管高温损坏。隔热套管完井工艺的热阻等于隔热套管热阻和固井水泥环热阻之和，与普通油管和隔热油管注汽相比，井筒过流面积大，流动阻力小，热阻大，隔热效果更明显。

2.2 完井工艺

河南井楼油田一区，主力层埋藏浅，压实及成岩作用差，油层胶结疏松，物性较好，平均孔隙度为32%，平均渗透率为1.67 μm2。油层温度下脱气原油黏度为15.039～107.091 Pa·s，属浅层超稠油。原油黏度对温度反应敏感，随着温度升高，黏度迅速下降，当温度由50℃升高到90 ℃后，原油黏度降幅达到90%以上，有利于注蒸汽开采。为了实现对该区块超稠油的有效动用，提高注汽效率和开采效果，在2 口直井采用隔热套管完井技术进行了先导试验。

2.2.1 井身结构设计

开发方案确定采用直井开发，钻井设计采取二开井身结构（见图4），表层套管外径273.05 mm，壁厚10.16 mm，钢级为J55；油层套管选用的隔热套管（外径139.70 mm，内径101.60 mm）下至油层以上5～10 m，油层部位采用N80 钢级套管（外径114.30 mm，壁厚为6.35 mm），保持所有套管相同的内通径, 均为101.60 mm，以保证顺利固井。

2.2.2 完井工艺设计

隔热套管完井在固井工艺方面和常规的固井类似［15］。但是由于隔热套管内部结构的特殊性，在接箍处存在间隙（见图1），传统的固井胶塞不能满足现场要求，需要特制加长胶塞（加长200 mm），以保证固井的成功率。为了保证超稠油井的固井质量，在油层段套管配备了大直径的弹性扶正器，保证固井工具管串的井眼高度居中。在整个固井工具管串中，因各管串之间的接头类型不一样，需要自行设计和加工不同类型的变扣接头，并进行强度校核。

由于隔热套管的双层真空结构不能传播声波，整个隔热套管井段不能用常规方法进行固井质量评价，只能对油层段进行固井质量评估，同时要求固井水泥返高到地面。

图4 超稠油隔热套管完井井身结构示意

2.2.3 注采配套技术

由于该储层属于疏松砂岩超稠油油藏，为防止地层出砂影响生产，射孔打开油层后配套了小直径防砂工具，在外径114.30 mm 套管内采用悬挂滤砂管防砂或挤压充填防砂工艺，以减少出砂，保证热采效果；在注采方面，采用了套管注汽、油管采油的注采一体化方式，便于生产管理。生产管柱结构见图5。

图5 完井管柱示意

3 现场应用

为了验证隔热套管对热采井的隔热效果，选取该区块4 口新投井的前4 轮次注汽和生产数据资料进行对比。4 口井中，L2834 和L2814 采用隔热套管完井，L2835 和LZ50 采用普通套管完井。该区块的4 口井生产层位都在同一主力层，注汽参数差别不大；但对比结果发现，隔热套管完井注汽套管平均伸长量比普通套管完井注汽套管短，说明隔热套管隔热效果明显，且在生产时平均日产油量是参照井的2 倍左右（见表1）。

表1 隔热套管和普通套管完井前4 轮次产量对比

4 结论

1）隔热套管完井工艺技术通过完井工艺创新性地解决了超稠油井筒隔热的问题，极大地减少了井下复杂的配套隔热工具的下入，降低了作业强度和风险。该工艺中研制了特殊的固井胶塞和配套工具，保证了固井质量。

2）使用隔热套管完井技术开采超稠油藏，可减少注蒸汽过程中的热损失，降低了固井水泥环被热胀冷缩作用损坏的风险，提高了可注入深度和注入油层的蒸汽干度，注采管柱安全性好。该技术不但解决了超稠油举升时井筒保温问题，还可以通过环空注汽对井筒进行热处理，延长生产周期，提高井筒温度，改善超稠油的开发效果。

3）隔热套管完井技术在超稠油直井上的成功应用，是进一步开展超稠油水平井先导试验的有益尝试。

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