探析完井采油一体化工艺技术 摘要：油田资源是属于不可再生资源，我们要进行科学、合理的开采，避免产生不必要的资源浪费。随着地层能量释放，自喷期结束，转为机抽开采，此时需起出原完井管柱，重新下入杆式泵机抽管柱，其自下而上的管串结构为：常规气液螺旋分离器+油管+杆式泵泵座+油管至井口，在机抽管柱中下入杆式泵及泵杆至杆式泵泵座，进行随机抽开采。常规气液螺旋分离器可起到气液分离的作用，降低产出含气量。关键词：完井采油一体化工艺；关键技术引言为适应股份公司建立现代企业制度、健全油藏经营管理机制的要求，深入落实油田“转观念，增效益，提高油藏经营管理水平”精神，从2008年6月份开始，各采油厂根据单位的实际情况，积极探索实践采油作业一体化管理模式，使采油作业队伍结成目标一致、利益一致的共同体，基本形成了利益共享、风险共担的“双赢”局面，见到了明显效果。但在实际运行过程中，还存在一些问题，需要采取相应措施，进行不断的探索、实践、总结和创新，逐步完善运行机制，为油田增储上产的顺利进行提供可靠保障。1一体化管理体系的运行机制1.1健全管理机构、明确管理职责厂作业科全权负责采油作业一体化管理的组织、运行、协调、督导、分析和考核。地质和工艺研究所编制、优化油藏开发技术方案。作业大队抓队伍建设、QHSE和“三标”管理，提高工作效率。准备大队围绕油藏经营管理区，提供合格的产品质量，保障作业井所需要的入井材料及时供给。油藏经营管理区运行好承包作业队的措施工作量、确保作业施工井“三通一平”，做好措施效果评价和经济效益分析。1.2目标明确、考核到位按照采油作业一体化管理办法的要求，根据油藏管理单元的油藏类型，将检泵周期、作业频次、产能恢复率等指标与承包作业队的经营绩效直接挂钩。在油藏经营管理区和作业队之间，形成利益共享、风险共担的经营协作机制，增强了员工的油藏经营意识。在采油作业一体化管理过程中，树立一口井就是一项工程的管理理念，坚持会审制度，搞好开发方案的调整和优化，有效降低作业成本，提高作业质量。巩固稳产基础，进一步整合采油和作业资源，提高一体化管理运行效率。全面提高作业队和油藏经营管理区的整体水平。1.3开展基础工作检查，做好风险评价“三基”工作是全面提升管理水平的基础。围绕一体化运行，管理体系每月开展一次作业现场基础工作检查督导活动，加强对“三设计一预案”、“二书一表”、QHSE风险评价、井控演练、“三标”管理、危害识别、危害分析和开工验收的检查。通过检查消除井下作业现场潜在的安全隐患和质量隐患，对存在的问题进行督导，将生产经营活动、质量安全环保风险降到最低，促使一体化管理再上台阶，将队伍锻炼成一支质量安全环保意识高，责任感强且训练有素，能够持续推进一体化管理体系有效运行的职工队伍，进而塑造具有中国石化特色的管理模式。2完井采油一体化工艺设计2.1工艺设计要求设计完井采油一体化完井工艺的目的在于一趟管柱既可完成前期射孔或酸压完井作业，又能进行自喷机抽作业，无需更换管柱，即可实现油井自喷开采向机抽开采的转换，减少起下钻次数，提高施工效率。同时自喷期后转抽，或者机采期间需要起出泵杆对采油泵进行检修时，可不再进行压井作业，从而在作业时间和原材料两个方面降低生产费用，并有效降低储层受伤害的风险。2.2工艺流程以碎屑岩储层射孔采油一体化完井管柱为例，其管串结构自下而上依次为：射孔装置+打孔油管+油管+完井采油气液螺旋分离器+油管（20m）+自动压井阀+油管（10m）+杆式泵支撑接头+油管+油管挂。相对于常规完井管柱，完井采油一体化工艺管柱将常规气液分离器替换为可实现自喷完井机抽采油自动转换的气液螺旋分离器，并在分离器上方增加可自动关闭并反复开关的自动压井阀，完井采油一体化工艺管柱见图1。完井采油一体化工艺的作业流程如下：（1）将完井管串下入至目标位置，按设计进行酸压或射孔等作业，自喷求产。（2）自喷期后进行完井采油转换，投入转换塞，泵送至完井采油气液螺旋分离器位置，通过控制压力进行转换，打开工具侧孔，封堵油管内通路，井内产液只能通过侧孔由环空进入管内，经过螺旋分离后采至井口。3完井采油一体化工具及其关键技术3.1完井采油气液螺旋分离器3.1.1结构及原理完井采油气液螺旋分离器具有功能转换功能，其结构如图2所示。在完井阶段保持侧孔关闭，管内连通；当自喷期结束后进行转抽时，通过投入转换塞至转换机构位置，地面憋压剪断剪切销钉，带动转换机构下行，封堵管内主通道的同时打开位于分离器本体上的侧孔，启动螺旋分离功能，使产出液体经过螺旋分离机构地进行气液分离后由管内采出。3.1.2主要技术参数根据现场井身结构、技术需求及作业要求，设计适用于88.9mm完井管柱的完井采油气液螺旋分离器，其主要技术参数表1所示。3.1.3关键技术（1）耐高压滑动密封结构。在酸压作业阶段，完井采油气液螺旋分离器需具有高压密封能力，这就要求此气液螺旋分离器在进行功能转换之前，整体须承受不小于90MPa管内作业压力。在转换机构与分离器本体之间设计滑动密封机构，采用“V”形密封圈+“O”形密封圈+高分子支撑环组合的密封方式，提高工具整体耐压能力，工具整体抗内压可达106MPa。2. 长薄密封件精密加工工艺完井工艺管柱在下入到位后，下入PVT、产剖工具等多种测井工具和仪器，对产层进行测试，要求完井采油气液螺旋分离器在投放转换塞进行功能转换之前，必须不小于60mm的内通径尺寸。受工具整体设计空间和多层结构特点限制，分离器本体、转换机构等关键零部件采用超大长厚比的薄壁结构设计，最小壁厚仅有3mm。在加工中设计专用柔性工装，采用特殊时效处理工艺，提高长薄密封件的加工精度，将加工变形量及公差控制在0.02mm以内，满足高压滑动密封要求。4一体化采油工艺现场应用分析一体化采油工艺及关键工具在新疆T油田某斜井进行入井应用。该井完钻井深4736m，在193.7mm套管中射孔完井，射孔段为4654.54658.5m，完井管串自下而上依次为：127mm射孔装置（配套超二代射孔弹）+73mm油管+变扣短节+89mm完井采油气液螺旋分离器+89mm油管+89mm自动压井阀+89mm油管+89mm杆式泵支撑接头+89mm油管+油管挂，其中完井采油螺旋分离器下入深度为2535.15m，自动压井阀下入深度为2511.86m。根据实际生产情况，该井在顺利完成射孔作业并自喷开采40d后进行转抽。首先投入转换塞，以0.20.3m/min的排量泵送至完井采油气液螺旋分离器的转换机构位置，憋压14.3MPa压力突然下降，环空返出液体，证明顺利完成气液分离器功能转换。投入自动压井阀的憋压球，自由下落后开泵，以0.60.7m/min的排量提高泵压至5.8MPa时压力突然下降。为验证自动压井阀反向承压性能，环空反向泵液至10MPa后稳压5min，井口管内未见有液体返出，证明自动压井阀成功启动，双曲面阀板反向封压效果达到要求。结束语（1）完井采油一体化工艺可以实现单趟管柱完成完井与采油作业，无需压井作业，减少产层污染，降低作业成本。（2）完井采油气液螺旋分离器和自动压井阀具有大通径、耐高压等特点，满足完井作业中工具和仪器安全下入及高压密封要求。（3）现场应用表明，完井采油一体化工艺及工具具有明显的经济性优势。参考文献1李琴，彭银华，黄志强，等.电泵井采油注水一体化管柱研制与应用J.石油矿场机械，2013，42（7）:81-84.2张中宝.塔河油田深抽杆式泵一体化管柱工艺J.油气井测试，2018，27（2）:27-33.3黄江涛，周洪涛，张莹，等.塔河油田单井注氮气采油技术现场应用J.石油钻采工艺，2015，37（3）:103-105. -全文完-