单趟循环下泵完井技术在加拿大油砂的应用

连吉弘，胡伟杰，朱海峰，蒋凯，郭鲁(中国海洋石油国际有限公司，北京 100027)

0 引言

加拿大油砂资源极为丰富，占到了原油总产量的46%，目前，油砂开采技术主要为蒸汽辅助重力泄油技术(SAGD)，加拿大某区块油田已投产15个PAD共121个生产井对，采用双水平井的井对形式开发，已投产井单井产量在50～400桶/天。油砂SAGD开发技术目前在世界前列，但还面临一些技术难题，例如储层埋深浅、水垂比在6以上、造斜难度大、套管和生产管柱下入难度大、SAGD井完井管柱和工艺复杂、注入阶段转入生产阶段需要更换管柱等等。油砂完井工艺的复杂程度直接影响石油钻探开发的效益和安全[1-3]。其中，油砂井大多需要循环加热再生产，如果将循环加热和生产分步骤进行作业，将导致作业时长的显著增加，无法保证作业安全[4]。在加拿大油砂区块，大多数油藏的粘度高，流通性能较差，往往需要进行循环加热再生产，常规的完井设计方式需要进行两趟下入作业，明显的增加了作业时长和降低了生产效率。

目前，已有学者研究了SAGD技术[5]。初步实践表明，可以通过SAGD技术优化完井工艺，但这项技术并不能显著的降低作业时效和提高作业安全，本文基于综合调研分析，设计了一项单趟循环下泵完井技术，并且通过QFlow软件进行了水力学模拟试验，研究了该项技术对油藏生产的影响，并且在加拿大的24口油砂井进行了成果应用，为进一步优化油砂完井工艺设计提供指导。

1 SPC技术

1.1 SPC技术创新

SPC完井技术是一项只需钻机进行一趟下入作业就可以在完井阶段进行流通和转换，而传统的完井设计需要钻修机进行两趟作业。通过SPC完井技术，减小了电潜泵(ESP)在井筒的尺寸，使电潜泵可以在循环阶段完成安装，而不是像传统设计那样在SAGD转换阶段运行，通过在连接电潜泵的生产管柱上增加连续油管可开关的滑套，使循环过程中蒸汽的回流通过套管。当该井准备转为SAGD阶段时，只需将开启滑套移动到关闭位置即可完成转换，不需要钻机进行SAGD转换作业，并且更重要的一点是SPC完井技术设计的油管尺寸和长度完全满足蒸汽流量进行充分的循环和SAGD阶段。

下图是传统的完井设计和SPC完井设计的关键步骤示意图，其中图1是传统完井设计在循环阶段作业示意图，图2是传统完井方式在SAGD阶段的作业情况，图3是SPC设计在循环阶段示意图，图4是SPC设计换为SAGD生产模式示意图。

1.2 SPC技术设计

(1)电潜泵系统。选择的电潜泵(ESP)系统是一台400系列泵，最高可输送900 m3/d。400系列电潜泵的最大外径为127.8 mm，最大工作温度为220 ℃。

图1 传统完井设计的循环阶段

图2 传统完井设计的SAGD阶段

图3 SPC设计的循环阶段

图4 SPC设计的SAGD阶段

(2)完井管柱。有两根平行管柱，一根在400～600 m处，另一根在1300～1500 m处。短管柱主要由88.9 mm 13.7 kg/m螺纹和耦合油管组成，用于回流(循环)。下入的长管柱由从地面到趾部的88.9 mm冲洗接头油管组成，用于蒸汽循环，并作为仪表线圈管柱的导管。88.9 mm的平接油管是最大的管柱，它可以与244.5 mm套管内的400系列泵并行运行，因此可以为管柱的蒸汽注入提供最小的摩擦压降。

(3)井口头和采油树系统。在井口平行悬挂两根管柱，一根是ESP生产管柱，另一根是注入管柱。在井口，两根管柱都有73 mm的连接，但是在井口下方，管柱被连接到88.9 mm的连接。该系统可以将电潜泵(ESP)从安装在趾柱内的连续油管仪器中独立回收。在343 ℃的条件下，整个井口系统的额定压力为9859 kPa。井口下部悬挂器的井径为146.1 mm，可以让400系列ESP系统通过。

(4)水力模型。通过Q-flow软件对井眼进行两组模拟，将最理想的井眼轨迹和最不理想的井眼轨迹考虑在内，将传统的完井方式的循环参数应用到这个SPC完井方式进行模拟，两种模拟均用3-1/2管串。

2 SPC技术和DSAGD技术对比

在加拿大的油砂开采中，并没有更多其他公司采用这种方式进行创新。最具竞争力的技术是某公司团队完成的DSAGD技术。中海油SPC设计在成本上更具竞争力，在运营上也更成功[6-8]。例如，某公司有一组DSAGD井，在开始使用蒸汽后的六个月内，所有的电潜泵都必须更换，因为在DSAGD完井设计中，蒸汽循环要经过电潜泵，而SPC设计中没有这样做。SPC完井技术在循环阶段只需要通过开关滑套打开，蒸汽通过注入管柱经过储层，然后通过滑套开关处进入完井管柱返还地面，这种循环方式蒸汽不需要经过电潜泵，因此不会对电潜泵产生损坏。DSAGD技术的蒸汽通过注入管柱进入到储层中，然后通过套管环空返还到地面。

通过表1对比可知道，传统完井方式需要使用两趟下入，而SPC完井技术和DSAGD完井技术只需要一趟下入，传统完井方式和SCP完井技术需要连续油管作业，而DSAGD完井技术不需要，SPC完井技术不需要下尾管方式进行作业，SPC完井技术和DSAGD完井技术将电潜泵改成小尺寸规格方便一次下入，通过三种方式对比，SPC完井技术的成本远远低于传统完井方式和DSAGD完井方式。

表1 三种完井技术对比

3 现场应用

3.1 应用情况

目前，SPC设计已在2018年第一季度至2020年第一季度的3个项目阶段的24口油砂加密开发井中成功实施。加密SPC完井项目完成了24口井，跨越了项目执行的三个阶段：加密第一、第二和第三阶段。

3.2 应用效果

SPC技术比常规技术效率更高，节省了38天作业时间，平均单井节约1.6天，缩短了油砂井投产周期，加快了整个项目进度。节省了96 000人工时，平均单井节省4 000人工时。减少了一次修井机的使用，采用更简单风险更低的连续油管作业(开关滑套)，材料费降低(小尺寸电泵，减少scab liner等)，24口井(共三期)节省完井费用约30%。

4 结语

(1)SPC完井技术在井眼，单井减少一趟管柱作业，缩短作业施工周期，显著的提高了作业安全和时效，降低了单井成本。

(2)现场应用表明，根据设计的SPC完井工艺进行循环加热和生产技术很好的指导现场的施工作业，提高作业效率，保证了作业安全和降低单井成本。

(3)加拿大油砂区块油藏粘度较高，流通性较差，通常需要进行循环加热再生产技术，因此该技术具有广阔的应用前景。