大位移井技术作为海洋油气开发的有效手段之一，能够增加平台辐射区域，降低边际油田开发成本^[1–3]。俄罗斯、英国、挪威等已经在中浅地层成功钻成多口大位移井^[4]，但国内海上油田存在无人平台油气井维护成本高、井眼轨迹复杂^[5]和多相流态不稳定等技术挑战。电动潜油泵（简称电潜泵）是油田开采中的重要设备，其具有高扬程、大排量的工艺特点，当井下液量充足时，电潜泵能快速排出井下流体^[6–7]。井下高温、高压，部分含硫化氢的油井存在多相流腐蚀严重的工况，且井下机组运行会发生一定程度振动，部分大斜度井的狗腿度高，都对电潜泵机组产生不利影响^[8]。国外大位移井电潜泵系统的应用经验已不能满足我国无人平台大位移井实际工况需求，需要针对大位移井特殊工况，开发设计下入风险小、井下运转可靠性高的电潜泵系统。

国外开发海洋油田时，对电潜泵材料的耐候性与系统集成度进行了改进优化，现场应用实践表明，对电潜泵的结构进行适当改造，能够更好地适应生产工况，提高生产效率。例如，马来西亚在海上浅水平台的油气开采中使用通管式电潜泵（TTESP）技术^[9]，采油效率较好。为了经济有效地开发海上边际油田，将双电潜泵生产系统与无修井机简易平台相结合，形成了海上无修井机平台双电潜泵生产技术^[10–11]。为此，笔者在国外应用案例的基础上，针对恩平21–4油田大位移井电潜泵系统安装部署风险大、后期维护成本高的现实作业技术问题，进行了完井管柱设计、工具配套等方面的研究，形成了适合于无人平台大位移井大排量生产的罐装电潜泵技术，为边际油田的高效开发提供了新的技术途径。

1.   海上大位移井开发难点

恩平21–4油田依托恩平20–5无人导管架平台实施大位移井钻完井，通过自升式移动钻井平台完成钻完井作业。恩平21–4油田A1H井完钻井深达9 508 m，垂深1 957 m，水平位移8 689 m，水垂比4.43。恩平21–4油田为小型砂岩边际油田，如果采用传统模式开采，需要新建海上生产设施，投入大、工期长，不具备经济效益。为保障该油田长效开采，降低作业费用，减少精就位风险作业，A1H井设计时充分借鉴海上无修井机平台双电潜泵生产技术方案，以延长油井免修期。通过技术和经济综合评价，优选机采方案，不仅可以提高生产时效，降低修井费用，还能实现边际油田的高效开发。该井在进行机采方案设计时，存在以下技术难点。

1）根据动液面计算结果，A1H井设计泵挂深度在2 000～2 100 m，泵挂处井斜角81.5°，该井最大狗腿3.36°/30 m，井深1 370 m以深井斜角大于80°。常规双罐电潜泵设计方案中电缆通常放置在罐体外侧，实际作业过程中，大斜度、大狗腿复杂井眼轨迹井的生产管柱易偏磨、扭转，电缆铠皮易磨损，损坏绝缘层，难以保障入井电潜泵工作的可靠性。

2）双Y接头双电潜泵设计方案中通常对旁通管和电潜泵泵体的外径组合有一定限制。该井设计最大产液量为2 385 m³/d，需采用ϕ142.7 mm以上电潜泵，配套旁通油管直径只能选择73.0 mm以下，确保二者的外径之和满足入井尺寸限制，但软件模拟结果表明，此时的旁通油管冲蚀流速比大于1.0，存在明显冲蚀风险。因此，要在保证电缆内置安全性的前提下，既要保证内部空间能够应对节流和冲蚀风险，还要保证电潜泵尺寸投影面积不能过大。

3）双罐双电潜泵技术需要将下电潜泵机组的扁电缆布置在上电潜泵罐装系统外，另外罐装系统使用ϕ193.6 mm无接箍套管，需要特殊的电缆保护器对电缆进行保护，导致投影面积增加，环空间隙减少，下入过程中遇卡风险增加，且罐外电缆保护卡的防拖拽拉力仅设计为49 kN，一旦出现卡阻，很容易出现位移导致电缆被拉拽受损。目前国内外并没有在大位移井水平段部署常规罐装系统的案例，曹妃甸油田在大位移井中部署过双罐双泵系统，但泵挂位置并非水平段^[12]。若采用缩小罐装套管提高环空间隙的方法，会导致罐装内部间隙变小，流道内容易堆积异物或者导致流动压降增大。

2.   单罐内双电潜泵技术研究

双Y接头双电潜泵技术采用“一用一备”的模式，即管柱上下的Y接头工具均悬挂一套电潜泵机组，其具有结构简单、电缆保护性较好、设备成本较低等优点^[13–14]。这种结构具备较好的电缆保护能力，但是在水平段无法通过钢丝作业更换旁通堵头完成流道切换，且因投影过大及外形不规则，下放过程中容易遇阻。同时，其结构特点使下电潜泵举升流体时需要通过上电潜泵旁通管将流体举升至地面，旁通管需要同时满足流速、外径等限制条件，优化难度较大。

2.1   管柱结构优化

为增大环空间隙，提高系统的通过性，在常规双罐双电潜泵系统的基础上，对电潜泵系统结构进行了改进，通过设计应用自动换向阀、剪切膨胀短节、打孔管和罐内封隔器等工具，将各结构全部集成在罐内，进一步优化罐内结构，形成单罐内双电潜泵系统（见图1）。

图  1  单罐内双电潜泵系统的结构

Figure  1.  Schematic Diagram of the POD Dual ESP Structure

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为了解决上下电潜泵在同一个罐装系统内分开独立运行的问题，设计了用于罐内隔离上下电潜泵机组的罐内封隔器（见图2），将罐内空间分割为上下2个腔室。此外，封隔器上预留有电缆及管线穿越孔，提供了罐内穿越通道，实现电缆及管线内置，解决了罐外平整度的问题。

图  2  罐内封隔器示意

Figure  2.  In-tank packer

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针对井下温度变化引起的设备膨胀和收缩导致封隔器失效等问题，为了降低温度变化对设备的影响，保护井下装置的完整性和运行稳定性，将旋转剪切短节与膨胀节集成设计为膨胀旋转剪切短节（见图3），作为应急释放机制。通过旋转可安全移除电潜泵，与自动换向阀配合，提高了系统操作的灵活性和安全性，增加了作业风险应对手段，实现了双电潜泵系统的灵活控制和应急处理。

图  3  膨胀旋转剪切短节的结构

Figure  3.  Structure of expandable rotating shear sub

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通过优化电潜泵布局和设计方案，进一步简化安装过程，应用隔罩吊环和适配器等，提高其密封性，确保设备的安全性和操作的可靠性。

模拟结果表明，在常规ϕ244.5 mm生产套管内（通径为216.5 mm），如果双Y接头双电潜泵设计采用ϕ142.7 mm的大排量机组，只能采用ϕ73.0 mm旁通管，且结构最大外径达215.9 mm，环空间隙仅为0.6 mm，管柱遇阻和电缆挤压风险较高。双罐双电潜泵技术需要将下电潜泵机组的扁电缆布置在上电潜泵罐装系统外，罐装系统使用ϕ193.6 mm无接箍套管，需要特殊的电缆保护器对电缆进行保护。罐装保护器的投影面外径达215.5 mm，相同规格生产套管的环空间隙为1.0 mm，管柱下入过程中风险较高。

单罐内双电潜泵系统采用特殊的结构设计，将下电潜泵的内置扁电缆从罐内封隔器穿越至上电潜泵容积腔，与上电潜泵扁电缆共同穿越罐体顶部的悬挂器，并取消了罐外保护器，使该结构的最大外径为ϕ193.7 mm罐体的外径，环空间隙增至22.8 mm（见表1），提高了完井管柱的通过性，避免了电缆挤压、管柱阻挂等可能存在的工程风险。

表  1  电潜泵在ϕ244.5 mm套管中的环空间隙对比

Table  1.  Comparison of annular clearance of ESP in ϕ 244.5 mm casing

电潜泵	电缆保护措施	最大外径/mm	环空间隙/mm
双Y接头双电潜泵	电缆裸露在环空	215.9	0.6
双罐双电潜泵	下部电泵的电缆需穿过上部罐−套管环空	215.5	1.0
单罐内双电潜泵	罐−套管环空中无电缆	193.7	22.8

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2.2   流道方案优选

根据API RP 14E标准，计算得到恩平21–4油田流体的临界冲蚀流速为7.72 m/s。双Y接头双电潜泵系统因外径限制，只能选用ϕ73.0 mm旁通管，按配产最高产液量2 385 m³/d计算，对应流道内最大流速为9.14 m/s，存在冲蚀风险。

借鉴双罐双电潜泵结构设计思路，单罐内双电潜泵系统取消旁通管，上下2个机组上端分别安装自动换向阀并与ϕ88.9 mm油管连接，配合使用打孔油管，实现流道切换。当下电潜泵启动时，下电潜泵自动换向阀侧面的通道闭合，上电潜泵自动换向阀侧面的通道打开，流体被举升至上电潜泵与罐内环空，再经上电潜泵自动换向阀侧面通道进入生产油管；上电潜泵启动时，下电潜泵自动换向阀侧面的通道打开，上电潜泵自动换向阀侧面的通道关闭，流体进入上电潜泵吸入口，从而被举升进入生产油管。电潜泵机组运行时，井内所有流体均从封隔器的内部通道进入罐装系统内，再被泵送至罐装系统外的油管内直至地面。因此油管是唯一的流动通道，井内的油气水不会进入油套环空^[15]。计算表明，在相同工况下，单罐双电潜泵系统流道内最大流速均为6.09 m/s，无冲蚀风险。

3种电潜泵设计方案对比表明，相较于双Y接头双电潜泵结构，2种罐装电潜泵结构在满足大排量生产的同时，均可以避免冲蚀风险，确保生产流道的完整性（见表2）。

表  2  不同电潜泵设计方案最大流速对比

Table  2.  Comparison of maximum flow rates among different ESP design schemes

电潜泵方案	泵旁侧管直径/mm	罐内油管短节直径/mm	内截面面积/m2	最大流速/（m·s−1）	冲蚀风险预测
双Y接头双电潜泵	73.0		0.003 0	9.14	存在冲蚀风险
双罐双电潜泵		88.9	0.004 5	6.09	无冲蚀风险
单罐双电潜泵		88.9	0.004 5	6.09	无冲蚀风险

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2.3   下入摩阻分析

大位移井存在水平位移大、造斜点浅和深部稳斜段长等特点，完井管柱下放过程中易出现扭矩大、摩阻高和管柱屈曲等问题，导致完井管柱难以下至设计井深，对大位移井完井产生不利影响，限制了其在大位移井的应用^[16]。

Wytch Farm油田将单Y接头单电潜泵成功下入水平位移大于5 km的大位移井中，其中水平段推进超3 km；Odoptu-more油田将电潜泵部署在井深4 500 m、井斜角83°处，该井水垂比4.89，常规双罐双电潜泵由于电缆与管线外置，因此保护性相对双Y接头双电潜泵结构较弱。虽然国内外深水油田已有多个部署成功的案例，但仍然缺少将其部署在大位移井水平段的案例^[17–20]，因此，通过软件和设备结构类比方式分析单罐双电潜泵下入摩阻。

恩平油田21–4–A1H井管柱组合为ϕ279.4 mm油管挂+ϕ139.7 mm可调短节+ϕ139.7 mm油管×564.0 m+ϕ165.1 mm井下安全阀+ϕ139.7 mm油管×396.0 m+ϕ139.7 mm循环滑套+ϕ114.3 mm油管×27.0 m+ϕ215.9 mm过电缆穿越封隔器+ϕ114.3 mm油管×9.6 m+ϕ130.2 mm工作筒+ϕ139.7 mm油管×922.0 m+单罐双电潜泵系统×106.0 m。

通过软件分析模拟下入过程中的摩阻，将管柱与套管的摩擦因数由0.15逐步增至0.30，模拟得到不同井眼清洁程度下管柱的下入摩阻（见表3）。从表3可以看出，摩阻因数增至0.30时，下放净载荷为84.3 kN，管柱能够顺利下到设计位置。

表  3  EP21–4–A1H 井管柱上提、下放载荷模拟结果

Table  3.  Simulation results of lifting and lowering loads on pipe strings in Well EP21-4-A1H

摩擦因数	上提净载荷/kN	下放净载荷/kN
0.15	314.8	164.4
0.20	342.2	140.9
0.25	373.4	114.6
0.30	408.4	84.3

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研究表明，相较于双Y接头双电潜泵和双罐双电潜泵技术，单罐双电潜泵技术降低了罐体整体投影^[21−22]，既能提高通过性，也可以通过内置下电潜泵扁电缆，大大降低了电缆阻挂、挤压风险，提高了设备入井过程的安全性。通过优化双罐双电潜泵管柱组合的结构，不但解决了同一罐装系统内上下电潜泵生产流道的切换问题，实现电潜泵机组在罐内集成，达到简化电潜泵、增大环空间隙的目的，还解决了大排量生产工况下生产流道冲蚀的问题。

3.   现场应用

单罐内双电潜泵技术在南海东部恩平21–4、流花等油田进行了应用，取得了较好的应用效果。下面以EP21–4–A1H井为例，介绍该技术的现场应用情况。EP21–4–A1H井采用单罐双电潜泵系统进行完井作业，罐装系统由同心罐装悬挂器、自动换向阀、562 P系列 P155 90级电潜泵、Zenith 456系列 E7 多参数泵工况监测装置、膨胀旋转剪切短节、ϕ88.9 mm打孔管短节、罐内封隔器、分体式罐内封隔器穿越接头、QCI 12MM 分体式悬挂器穿越接头和ϕ193.6 mm 13Cr VAM FJL特种气密扣无接箍套管组成。

3.1   现场准备

1）设备检查及测试。检查测试仪表电量，并及时充电；电缆绞车和主电缆就位后通电/气试运行。对套管进行通径，并清洗套管扣。

2）设备预接并测试。将上部电潜泵传感器与电机进行连接，并预留出铺设2条小扁电缆的路径；将下部电潜泵的电机扶正器、传感器与电机进行连接，传感器连接完毕后，分别测试电机的绝缘性和传感器的性能。

3）罐装套管配长。根据电潜泵机组、ADV及油管短节等部件的具体长度，提前完成ϕ193.7 mm套管配长。

3.2   单罐双电潜泵安装

1）连接罐装套管。依次连接罐装套管，连接罐装悬挂器（以下简称“罐挂”）及套管头。松开罐挂锁紧环顶丝，由底部装入罐挂密封圈，将罐挂总成缓慢下入罐装系统套管，锁紧。连接罐挂上部的变扣、TIW阀和固井泵水龙头，固井泵加压至2.4 MPa，稳压5 min，然后加压至24.1 MPa，稳压15 min测试密封性；试压合格后，泄压至0 MPa，拆除试压管线，将罐挂吊回甲板。

2）安装下部电潜泵机组及罐内封隔器。依次连接下部电潜泵机组2节电机、保护器和2节电潜泵，将提前连接好的打孔管、罐内封隔器和ADV总成吊上钻台，连接泵头与取压头。泄掉传感器压力管线内的压力，从取压头传压管线接头处量取并做好管线截断标记，用管线割刀截断管线，固定管线及小扁电缆。截断小扁电缆，制作三相下部接头和上部接头，对接三相QCI接头。

3）安装上部电潜泵机组及罐挂。依次连接上部电潜泵下节电机、膨胀旋转剪切短节、上节电机、保护器、电潜泵，安装罐挂总成和ADV总成，对接小扁电缆三相QCI接头。下放罐挂进入套管头，锁紧。打开罐挂密封测试孔，用手压泵加压至3.4 MPa，稳压5 min后泄至0 MPa，随后以6.8 MPa/30s的速度加压至34.5 MPa，稳压5 min，进行主电缆三相QCI接头对接，完成主电缆穿越。

4）坐封罐内封隔器。打开罐内封隔器坐封加压孔盲堵，用手压泵缓慢加压至27.6 MPa，稳压15 min后泄至0 MPa。打开罐内封隔器密封测试孔，用手压泵缓慢加压至13.8 MPa，稳压15 min合格后拆下手压泵，将封隔器坐封加压孔和密封测试孔盲堵装回，坐封验封结束。

5）激活旋转剪切短节。打开旋转剪切短节加压孔盲堵，用手压泵缓慢加压至29.6 MPa时销钉被剪断，压力骤降，完成旋转剪切短节激活。最后再次确认系统电气性能良好，完成系统安装。

A1H井管柱下入过程中，顺畅通过多处高风险点，全程未出现阻挂现象，电缆各项参数及信号正常。平整的外形及较大的环空间隙使电潜泵机组及电缆在长水平段推进过程中得到有效保护，电潜泵机组到位后顺利开泵生产。投产初期，电潜泵稳定运行在35 Hz，原油产量达700 t/d，达到设计最大产液量2 385 m³/d，实现了油气高效开采。

4.   结论与建议

1）单罐内双电潜泵技术在一定程度上增大环空间隙，保护电缆，具有较大的冲蚀耐受范围，能够满足井眼轨迹复杂大位移井在特殊工况下的安全作业需要，并且能够同时满足海洋油气田开发中的大排量需求。

2）研究中使用的13Cr材质罐装套管较软，在海上平台连接时如果居中度不够，容易发生倾斜，导致气密扣损坏，建议使用耐腐蚀和耐高温更好的新型材料，进一步提高系统的耐用性和可靠性。

3）建议通过技术创新和规模化应用，进一步优化单罐内双电潜泵系统的结构、安装程序等，降低其经济、技术成本，提高其适用性。

4）建议引入更多智能控制技术，实现对电潜泵系统的实时监控和自动调节，提高系统的运行效率和安全性；并开展该技术在超深大位移井中应用的可行性研究。