带防砂管转周工艺存在着不适应性，一是注汽封隔器到油层上界（防砂鱼顶）之间存在裸套管段，蒸汽直接加热套管易产生热损失和套管损坏，如油田A区热采单元的40口油井已有19口发生套变，套损率高达47.5％；二是注汽后地层亏空严重时，无法进行不动防砂管柱重复充填作业；三是缺少防漏设计，压井液漏失会造成地层冷伤害，据统计目前平均单井压井液漏失量在75M³左右，低温压井液漏入地层既影响注汽效果又会加剧套损。油田边部稠油单元储层发育差、敏感性强，地层压力下降较快，入井液漏失严重，导致井筒热损失较大，周期液量下降快，生产周期短，油汽比低，热采效果差。针对注汽过程套管存在裸漏段的问题，应用全程密闭注汽管柱设计思路；针对配套工具无密闭注汽、可重复充填功能的问题，优化充填工具结构，增加可配合密封段和井下二次打开装置；针对地层压力低、注汽后漏失冷伤害的问题，优化注汽管柱配套工具，设计防洗井漏失装置。在油田共实施密闭注汽管柱施工62井次，实施效果较好，大大降低了劳动强度，减少低温液体漏失对套管的冷伤害，套管使用寿命延长，社会效益明显。

一、稠油水平井的概念及分类

（一）稠油水平井开发的目的

石油开采井的两大类型：直井和定向井直井：生产压差加大，易出地层水水平井（定向井的一种特殊情形）：不仅能控制更多的地质储量，而且具有减小生产压差、有效抑制边底水锥进的优势，水平井防砂工艺逐渐成为稠油开发的一种重要方式和手段。

（二）稠油水平井概念

通常把地面密度大于0.943、地层条件下, 粘度大于50毫帕·秒,或在油层温度下脱气原油粘度为l000～10000毫帕·秒的原油叫稠油，粘度大于l0000毫帕·秒的原油称为特稠油。稠油是沥青质和胶质含量较高、粘度较大的原油。稠油的显著特点是粘度随温度变化而改变,如温度增加8～9℃,粘度可减少一半。

（三）稠油水平井分类

油田稠油水平井按照完井方式分为：筛管完井、裸眼完井、套管完井。60%的水平井采用了裸眼—筛管完井方式，即水平井筛管顶部注水泥、尾管悬挂滤砂管裸眼防砂。油田稠油水平井采用177.8mm套管居多，水平段长度160-200米，甚至更长达350。

二、存在问题分析及对策

馆陶组储层岩性主要为砾状、含砾不等粒砂岩。岩性不均匀，分选较差，胶结疏松-松散。属于常温常压、高渗、地层-岩性、特稠油-超稠油油藏。由于A区块出砂严重，配套采用管内挤压充填防砂完井方式。防砂管早期采用Φ125mm抗冲蚀复合防砂管，内径Φ76mm。后期采用大通径冲防一体化防砂工艺，使用耐冲蚀双复合精密防砂管，外径Φ140mm，内径Φ101mm。防砂管平均长度180米。开发过程中受储层胶结差，蒸汽吞吐开发方式等因素影响，套损、防砂管破裂失效等各种井况问题停井17口，储量失控135×104t，损失可采储量15.9×104t。其中防砂失效待打捞处理14口。待治理14口长期停产井，停前平均单井产能4.2t/d，平均单井仅产油4342t，井区采出程度低，停前具备较高产能。

1存在的问题

1.1　井筒管柱结构不完善

常用的充填工具不能重复充填，不能插入密封实现密闭注汽。目前，注汽管柱因出汽口与油层之间有10～20M的无隔热段，蒸汽直接加热套管可造成热能损失和套损。

1.2　压井液易漏失产生冷伤害

起注汽管柱前，洗井作业低温（20～40℃）压井液大量漏失产生冷伤害，降低注汽效果。现场统计资料显示，目前平均单井压井液漏失量在80M³左右。漏失的低温压井液使套管温度骤降、急剧收缩，进一步加剧了套损；压井液漏入地层降低了地层温度，甚至造成部分井开抽困难。

1.3　作业防砂等作业会产生漏失

拔防砂管柱、冲砂等作业会漏失大量修井液，进一步降低了蒸汽热能利用率。

1.4  稠油对井下作业的影响

（1）稠油粘度高、洗压井泵压高。洗压井压力过高会造成修井液挤入地层，很容易出现油层出砂、含水上升、套管损坏等问题。（2）冲砂作业时间长，易不彻底。由于稠油粘度高砂子不易分离，冲砂时间长， 砂子又回落到口袋，部分细砂又重回油层达不到要求，使油井生产周期缩短。（3）洗、压井时易造成压力不平衡。环空套管内壁及油管内外壁均附着稠油，压井液在高压的作用下在油管内和环空挤出小的通道循环出井口，井筒原油不能全部替出，停泵后会形成井筒内一段是压井液一段是稠油的现象，达不到压井平衡的目的。（4）下带封及大直径工具易中途坐封或产生卡堵。

2节能管柱设计思路

　　1）针对注汽过程中套管存在裸漏段的问题，应用全程密闭注汽管柱设计思路［1］，消除裸套管段，避免蒸汽与套管直接接触。2）针对配套工具无密闭注汽、可重复充填功能的问题，优化充填工具结构、增加可配合密封段和井下二次打开装置，实现密闭注汽及可重复充填功能。3）针对地层压力低、注汽后漏失冷伤害的问题，优化注汽管柱配套工具，设计防洗井漏失装置，实现可循环洗井降温、防漏失冷伤害功能。

3　管柱设计

3.1密闭注汽工具

密封插管与充填工具密封套的配合必须简单可靠，在复杂井况（如大斜度井）下也能顺利对接密封。为此，借鉴已有水平井密封插管结构，对充填工具密封插管结构进行了优化（图1、2）。密封插管主要包括接头、压帽、弹性扶正器、中心管、密封圈、铜密封等。充填工具密封段是在留井鱼顶内腔设计了配合密封段，密封插管下端密封件为复合碳纤维材料，插入鱼腔后实现密封，高温下密封件热膨胀，密封性更好。地面试验时，清水加压力21MPａ，稳压15min无刺漏，压降0.1MPａ，满足设计要求。防砂完成后，在注汽管柱尾部直接连接密封插管，随管柱下入井内，至充填工具留井鱼腔内，加一定的管柱负荷（一般30～50ｋN）实现可靠密封。

图1　密封插管简图

图2　充填工具上部密封段简图

3.2　重复充填工具

为实现重复充填功能，需要在初次下井充填工具上预制导向销钉，并设计带导向轨道的重复充填插管。重复充填工具主要有液压部分、锁紧部分、密封部件、锚定部分、关闭部分、充填部分、安全接头、导向部分等组成。重复充填插管（补砂工具）主要由导引头、轨道、钢球、充填孔、中心管、扶正器等部分组成（图3、4）。

图3　重复充填结构简图

图4　重复充填插管（补砂工具）简图

在下次转周需要补砂时，可下入补砂工具，插入重复充填工具内。当补砂工具进入工具中时，设计的轨道遇到销钉后自动滑入轨道，使补砂工具的开口正好与重复充填工具上的砾石充填口对正，进行填充作业。

4　现场应用

现场统计表明，洗井漏失量可对比井11口，平均单井注汽后漏失量15M³，比上一周期减少65M³。新井实施主要应用在稠油区块，目前平均单井生产时间368ｄ，实施密闭注汽后平均单井日产液18.8M³，日产油5.4ｔ，含水率71％，动液面293M，32口井仍然正常生产，累计产油3.6×10⁴ｔ。现场统计表明，注汽后平均单井漏失量18M³。密闭注汽管柱的研究大大降低了劳动强 度，减 少了低温 液 体漏失对 套 管的冷伤 害，套 管 使用寿命延长。

三、认识

1）原裸露套管注汽工艺存在裸露套管热损失和洗井漏失热损失2个主要降低热效率的问题。2）通过研究应用，研制的密闭注汽防砂补砂一体化节能管柱可以满足现场需要，效果良好。3）稠油产量在原油产量中的比重逐年增加，整个研究成果有利于降低劳动强度，减少生产成本，推广应用前景广阔。

参考文献：

［1］韩志勇 .液压环境下的油井管柱力学 ［M］ .北京：石油工业出版社，2011.