0 引言

渤海油田稠油资源丰富，先后开展了多元热流体吞吐与蒸汽吞吐等热采试验技术的多轮次应用，取得了较好效果^[1-9]。然而海上稠油热采试验井的举升工艺通常采用电潜离心泵举升方式^[10-11]，不能适应黏度大于8 000 mPa·s的稠油开采，不能适应地层出砂，更主要的是常规电潜泵耐温不超过200 ℃，导致热采井必须采用注采两趟管柱作业才能实现热采开发。注热期间下入注热管柱，注热、焖井和放喷结束后需动管柱作业，更换为电泵举升管柱，导致现行海上热采井管柱作业及维护成本较高、注热与生产转换效率低，反复更换管柱还会增加作业风险，成为制约海上稠油热采技术规模化应用的瓶颈问题。因此，开展海上稠油油田热采井注采一体化工艺技术研究不仅可以大幅降低热采井操作成本，提升稠油热采油田开发效益，还有助于海上稠油油田规模化热采开发^[12-13]。

近年来，科研人员在陆地油田对稠油热采井注采一体化工艺开展了大量研究，已形成抽油杆式、螺杆泵及水力喷射泵等形式的注采一体化工艺，能够适应陆地油田超稠油、大斜度和水平井等多种工况^[14-18]，但由于海上油田在工艺设计、平台空间和安全性能等方面的特殊性，陆地油田的技术并不能直接应用于海上稠油热采。因此通过优选泵型和管柱设计，研制配套的热采井注采一体化井下工具、专用井口装置以及配套地面设备，形成了完整的海上油田热采井注采一体化工艺技术。

1 注采一体化举升工艺优选

根据海上油田稠油热采实际特点，从工艺投资、泵排量、海上平台适应性、操作及维修管理等方面系统对比了电潜泵^[19-20]、液压抽油机^[21-24]、杆驱螺杆泵^[25-27]和水力射流泵^[28-31]等举升工艺的适应性。电潜泵是海上油田最常用的人工举升方式，其优势在于排量大，一般在80~700 m³/d，但耐温等级较低(180 ℃)，无法适应热采井下的高温环境。同时电潜泵能举升的原油黏度在2 000 mPa·s以下，并且无法适应出砂和高气油比的工况。其一次性投资在(90~120)万元，后期检泵作业需要动管柱，初期投资和后期维护成本较高。

杆驱金属螺杆泵主要由地面驱动装置和井下金属螺杆泵组成。地面驱动装置将井口动力通过抽油杆的旋转运动传递到井下，驱动井下螺杆泵进行工作。井下螺杆泵由金属转子和定子两部分组成。该举升工艺的定转子均为金属，若遇到出砂较严重的井，有潜在故障风险；由于定转子为间隙配合，若热采时原油黏度很低，泵的漏失会比较严重。杆驱金属螺杆泵耐温等级可达400 ℃，能够举升黏度8 000 mPa·s以下稠油，泵排量在200 m³/d以下，一次性投资在(30~40)万元，检泵作业需要动管柱。

液压抽油机主要由地面驱动设备和井下有杆泵组成。地面液压站提供液压，液压驱动光杆及抽油杆做往复运动，实现抽油泵的进液与排液。井下有杆泵由泵筒和柱塞组成。其耐温等级、适应原油黏度和一次性投资均与杆驱金属螺杆泵相近，但由于海上生产井以水平井或大斜度井为主，抽油杆与油管间不可避免地存在偏磨；相比于电潜泵和螺杆泵等举升方式，液压抽油机受井口空间及甲板层高的限制较多，且泵排量在100 m³/d以下，难以满足海上油田高产液量需求。

射流泵是利用射流原理将注入井内的高温高压动力液的能量传递给井下油层产出液的无杆采油设备，由于依靠动力液传递能量，较易发挥动力液的载体潜能。耐温等级可达400 ℃，对举升的原油黏度无限制，泵排量在10~500 m³/d，且适应出砂和高油气比工况。虽然一次性投资在(75~90)万元，但可实现不动管柱作业，后期维护成本低，可作为海上油田稠油热采井注采一体化举升工艺的首选。

2 注采一体化管柱设计

根据管柱结构不同，射流泵有普通管式射流泵和同心管式射流泵两种。普通管式射流泵要求井斜小于70°，耐温低于180 ℃，无套管保护，采用钢丝作业投捞方式，且投捞效率低。同心管式射流泵则要求井斜大(小于90°)、耐温高(低于400 ℃)，有套管保护且投捞简单，符合稠油热采井注采一体化的要求。

针对同心管射流泵配套设计了同心双管射流泵注采一体化管柱，如图 1所示。该管柱包含外管管柱和内管管柱，先下入外管管柱再下入内管管柱。同心管注采一体化管柱下入之后，先起出一根内管(动力液小油管)，将内管管柱悬挂在井口采油树上，然后注蒸汽；外管和内管受热后会伸长，其不同的伸长量由外管和内管的长度差(起出的小油管长度)补偿。投产前，首先连接注热时起出的一根内管，并向井下投入泵心。采油时，高压动力液通过井口到达内管，沿内管到达射流泵泵心并驱动井下同心管喷射泵工作，产出液和动力液形成的混合液通过外管与内管间的环空排出。

选择内管时，必须保证所选择油管的内径在40~42 mm范围内，则泵心能顺利起出和下入。根据API Bul 5C2(或SY/T 6417—2009)标准的油管系列，外径48.3 mm的油管和外径52.4 mm的油管能满足要求，两者内径分别为40.9和42.4 mm。根据陆地应用反馈，并考虑内管在高温下受热应力及冲蚀作用影响，推荐选用外径52.4 mm的油管，该型号油管比外径48.3 mm的油管壁厚更厚，强度更高。

外管选用隔热油管，既能对注入的蒸汽进行保温，减少蒸汽热损失，又能对产出液进行保温，降低产出液流动阻力。参考海上热采井之前的注热管柱，选择ø114.3 mm×ø76.0 mm的隔热油管。隔热油管性能应满足标准SY/T 5324—2013《预应力隔热油管》及标准《海上稠油热采井套管和油管设计要求》相关规定，重复使用的隔热油管视导热系数指标应满足小于0.06 W/(m·℃)的要求。

根据海上油田热采井使用要求，注采一体化管柱的内管柱使用ø52.4 mm油管，流通面积为1 256 mm²，内径为40.0 mm；外管柱使用ø114.3 mm×76.0 mm的隔热油管，其环形空间的等效直径为58.7 mm，流通面积为2 703 mm²。管柱基本结构：外管，ø114.3 mm×76.0 mm的隔热油管×泵深；内管，ø52.4 mm平式N80油管×泵深；尾管，ø73.0 mm油管×76 m。

3 井下关键工具设计 3.1 井下安全控制工具

海上油田应用同心管射流泵举升时面临的最重要的问题便是如何解决射流泵的井下安全控制，目前文献资料中并无相关报道，为此发明了机械式和液压式两种井下安全阀。

机械式井下安全阀结构如图 2所示。注蒸汽时，上提一根小油管，机械式防喷工具在扭簧的作用下关闭。允许蒸汽单向通过阀注入地层，当遇到紧急情况时，停止注热，机械式安全控制工具随即关闭。生产时，由于重新插入泵筒，同时打开机械式安全控制工具。主要技术参数：外径120.0 mm，内径57.0 mm，额定工作压力35 MPa，耐温350 ℃，材料的抗拉强度大于650 kN。

液控式井下安全阀结构如图 3所示。安全阀上接头设计有液压孔，从液压孔处加压，液压驱动柱塞向下移动，柱塞推动相连接的弹簧和中心管向下运动，当中心管接触到柱塞时，阀板上下液压连通建立压力平衡，继续加压，中心管向下顶开阀板，井下安全阀处于打开状态。当需要关闭安全阀时，上接头处液压孔的压力泄载，弹簧回位，中心管和柱塞在弹簧力的作用下回到初始位置，阀板失去支撑，在扭簧回复扭矩的作用下，阀板与阀板座紧密贴合，井下安全阀关闭，达到隔离井下油气的目的。主要技术参数：外径160.0 mm，通径57.0 mm，额定工作压力21.0 MPa，耐温350 ℃，完全开启压力23.5 MPa，材料的抗拉强度大于650 kN。

参照ANSI/API Spec 14A《井下安全阀设备规范》标准开展试验，检验安全阀的整体耐压性能、阀板启闭灵活性、最大承压性能、额定工作压力下的阀门启闭灵活性以及承下压性能。

室内高温试验中，机械式井下安全控制工具在350 ℃承压35.85 MPa，无压降现象，试验经过3轮次高低温交变，安全阀依然耐压34.47 MPa，不渗不漏。液控式井下安全阀在350 ℃的温度测试下承压35.16 MPa，10 min内无压降。试验经过3轮次高低温交变，最后安全阀依然耐压34.47 MPa，不渗不漏，试验结果符合要求。

3.2 热采封隔器

热采封隔器是热流体注入管柱的重要部分，其作用是封隔油层以上油套环空，防止高温热流体上窜到由套管和隔热管组成的环形空间，从而达到减少井筒热损失，防止套管和水泥环损坏的目的。

注蒸汽时为了保证最大限度地利用热能，通常采用隔热油管，并从油套环空补充注入氮气，一方面起到隔热的作用，另一方面氮气混合起泡剂注入地层后起到调剖的作用。为此设计了双通道热采封隔器。该封隔器结构如图 4所示。热采封隔器不仅满足了注蒸汽需要的大通道，还具备注氮气的过流通道。当停注多元热流体时，热采封隔器能起到锚定管柱和密封油套环空的作用，并且解封可靠，可保证管柱安全顺利起出。

坐封时按管柱连接方式将双通道热采封隔器下入井内，向油管内加压，坐封机构依次推动锚定部件卡瓦撑开和密封组件坐封，锁紧机构到位防止密封件回弹，完成坐封。注氮气时，从油套环空注入氮气，当压力大于封隔器以下环空压力时，双通道热采封隔器的注气单向阀被打开，氮气即可注入地层。上提管柱即可解封。解封遇卡时也可以顺时针旋转管柱，上提解封。

主要技术参数：适用套管外径244.5 mm，封隔器外径210.0 mm，封隔器内径76.0 mm，单流孔径2×ø15.0 mm，工具总长2 105.0 mm，坐封压差24~26 MPa，最高工作温度350 ℃。

3.3 隔热型补偿器

隔热型补偿器的作用是补偿注热流体时高温造成的井下管柱的伸长量，同时又具有隔热和传递扭矩的功能。隔热型补偿器主要由隔热接头、补偿内管、密封机构和隔热主体等4部分组成。当补偿器按照设计要求下到井下时，开始注热。由于温度升高，井下管柱就会伸长，此时补偿器的内中心管缩进隔热外管内，当注热结束或注热过程中由于其他原因停注，温度降下来后，内中心管就会伸出，补偿管柱的缩短。中心管上提时，补偿内管上的凹凸槽与密封机构上的凸凹槽啮合，此时内外管可同时旋转，实现力矩的传递，满足管柱传递力矩的要求。该补偿器具有以下特点：①本体及接头均采用组合式隔热结构设计，确保隔热性能；②复合密封材料确保工具耐温耐压及伸缩灵活的密封性能；③特殊结构设计使补偿器可以传递力矩。

主要技术参数：外径168.0 mm，内径76.0 mm，工具总长4 919.0 mm，伸缩距≤2 000.0 mm，耐温≤350 ℃，高温下耐压≤21 MPa，常温下耐压≤40 MPa，传递扭矩≤2 300 N·m。

3.4 坐落接头

坐落接头主要用于配合热采封隔器的坐封。主要技术参数：外径141.2 mm，内径71.4 mm，长度419.1 mm，最大工作压差51.71 MPa。

4 专用井口装置及地面配套设备 4.1 专用井口装置设计

同心管射流泵注采一体化专用井口装置是海上稠油热采的主要设备之一。该井口装置针对性设计了双级油管头和双翼双阀，主通径有一个组合阀和平板闸阀，组合阀由一个平板闸阀和安全阀组成，增加了小油管头的井口，可用两台泵从采油树侧翼和小油管头侧翼同时注蒸汽，可将井口压力降低到16 MPa以下，从而降低作业风险，并大大缩短了注蒸汽时间，提高了作业效率。采油时可从采油树侧翼注入动力液，通过油管环空的产出液与动力液混合，实现动力液的循环使用和采油。

注汽时，双平板阀一翼与注热流程相连，节流阀一翼与防喷流程相连，油管头双平板阀一翼与注氮气流程连接。在注热流体(汽)时，打开采油树注汽通道的阀门，关闭采油树其他手动阀门，进行注热作业。注热完毕后关闭注汽通道的阀门进行焖井，放喷时开启放喷通道阀门进行放喷。在注汽过程中，打开大油管头双翼平板阀，用来向油套环空注氮气，以提高注热效率和平衡地层压力。注热和焖井过程中，套管在高温高压作用下膨胀升高，油管头内预留了套管的伸长空间进行升高补偿。

在完成放喷后，可以从采油树侧翼注入动力液，小油管头侧翼流出产出液达到冷采的目的，这样可以实现注采一体化。若在注热和采油过程中发生井喷，气动安全阀会自动关闭，提高了井口的安全性。放喷时，依靠地面管汇上的节流阀，调节井口出口端的压力和流量。

主要技术参数：额定工作压力34.47 MPa，温度等级370 ℃，垂直通径65.0 mm，水平通径65.0 mm，大四通垂直通径240.0 mm，安全阀驱动器工作压力0.8~1.0 MPa，安全阀驱动器关闭时间5 s。

4.2 地面配套设备

射流泵的地面流程主要包括产出液初级处理和动力液供给两部分(见图 5)。产出液的初级处理主要由油气水砂分离器来实现，动力液的供给主要由地面动力液泵(即柱塞泵)来实现，此外还需要高低压过滤器、流量计、变频柜和地面管汇等辅助设备。

动力液采用自循环式，可实现压力与流体闭路循环，使用生产污水作为动力液，可以减少其他水源用量，降低结垢腐蚀风险，同时大幅减轻污水处理负担，尤其是生产后期，基本依靠地层产水就可以满足动力液需求，大幅降低了成本。

5 现场试验

2018年9—10月，稠油热采井注采一体化工艺技术在陆地某油田X5井射流泵井开展陆地试验，以验证研制的射流泵筒和井下工具在高温下的可靠性及作业程序。试验进行了5个月，整个试验期间，工具耐温性好，工作筒与机械式安全阀配合良好，打开灵活；工作筒下入顺利，内泵筒插入密封耐压20 MPa，符合技术要求，可以在海上油田热采井进行进一步的试验验证。

6 结论

(1) 通过优选海上油田热采井注采一体化举升工艺以及对注采一体化管柱、井下关键工具、专用井口装置和配套地面设备的设计，形成了海上油田稠油热采井注采一体化工艺技术，实现了海上油田稠油注采一体化领域从0到1的突破。

(2) 同心管射流泵注采一体化工艺技术相比电潜泵可降低约60%的费用，能为海上稠油热采开发带来可观的经济效益，同时还可实现海上稠油油田的规模化开发，社会效益显著。