海上油田注水井分注管柱密封模塊失效及對策研究

楊 子，劉國振，龍江橋，王萬鵬，尚建佳，張 帥

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術(shù)分公司，天津 300459； 2.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300459)

分層注水是保持、提高地層壓力，實現(xiàn)渤海油田高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的重要方式和主要手段[1-3]。截至2015-11，渤海油田擁有注水井500余口，其中井斜>60°的大斜度井、水平井有80余口，此類注水井由于井斜較大，常規(guī)分層注水工藝無法實現(xiàn)分層配注要求[4-6]，主要采用籠統(tǒng)注水方式。

渤海油田開發(fā)進入中后期，因改善油田開發(fā)注采關(guān)系、完善注采井網(wǎng)的需要，出現(xiàn)了多口上返井，且成逐年增多趨勢。這些井一般為水平井或井斜較大井，要求此類井轉(zhuǎn)注后，上返射孔防砂完井，并實現(xiàn)兩個層段的分層注水[7]。隨著生產(chǎn)管柱運行周期增長，分注管柱出現(xiàn)了諸多問題，主要包括密封不嚴、上提管柱遇卡、井下落物和水源井出砂關(guān)停等，其中密封不嚴尤其嚴重，在渤海油田多個生產(chǎn)井或注水井中，密封不嚴問題已屢見不鮮。其中有一部分大井斜的注水井，由于兩注水層層間距加大或壓差較大，層間干擾大，要實現(xiàn)兩個層段的分層注水，實際操作調(diào)配難度大，常規(guī)的水嘴式分注工具無法滿足配注要求[8-11]。這勢必考慮分注管柱密封模塊的密封性或密封失效后的應(yīng)對措施，甚至得重新考慮注水工藝的選擇。

1 注水井兩層分注工藝現(xiàn)狀

海上常用注水工藝主要包括2種，一種是投撈式改變水嘴開度的分層注水方式；另一種是多層同心油管組合、地面直接調(diào)配方式。前者由于采用鋼絲/電纜投撈作業(yè)測調(diào)方式，工藝適用范圍受井斜限制[10](井斜<60°才能實施)；后者采用多層油管分注方式，需下入兩層油管，并更改地面流程和井口裝置，成本大。筆者對水平注水井兩層分注工藝管柱進行了研究，設(shè)計了配水工作筒和配水器芯子，明確了水平注水井兩層分注工藝施工步驟。

水平注水井兩層分注工藝管柱主要包括配水工作筒總成、定位密封、頂部封隔器(上返)、原井頂部封隔器、原井密封筒、插入密封、帶孔管、盲堵等[12]。其中，配水工作筒總成內(nèi)安裝有配水器芯子，配水器芯子上分別裝有上下水嘴，將總來水一分為二，分別經(jīng)過上、下水嘴進入不同的流道，注入到相應(yīng)的注水層；定位密封、插入密封主要起定位、層間分隔作用，實現(xiàn)不同注水層的層間封隔。

2 作業(yè)實踐中的問題

A井是一口注水井，最大井斜80.8°，對應(yīng)深度3 187.6 m，造斜點為240 m，套管程序為339.7 mm×227.67 m+244.5 mm×2 433.68 m+177.8 mm×3 374.36 m，其中177.8 mm尾管掛深度2 275 m，如圖1所示。該井修井前下層(明化鎮(zhèn)Ⅲ油組)注入量340 m3/d，油壓8 MPa。油藏為轉(zhuǎn)變砂體開發(fā)方式，為提高采收率，遂對上層(明化鎮(zhèn)Ⅱ油組)上返補孔，增加配注量至520 m3/d。

考慮到后期鋼絲作業(yè)這個關(guān)鍵因素，配水器工作筒下深須控制在井斜60°以內(nèi)的位置，配水器工作筒實際下深772.8 m，對應(yīng)井斜58°，如此導(dǎo)致244.5 mm頂部封隔器A(頂深758.7 m)與177.8 mm頂部封隔器C(頂深2 660.0 m)之間有1 901.4 m的長度(外層管柱為114.3 mm盲管+內(nèi)層73.0 mm油管，其中頂部封隔器B是不需要配合密封，如圖1)。

下注水管柱到位，加壓50 kN，使152.4 mm管柱定位密封及82.6 mm插入密封插入到位，復(fù)插位置不變，后環(huán)空驗封合格，井口配管。組下鋼絲驗封工具串驗封，回放壓力計數(shù)據(jù)得，驗封不合格。經(jīng)排除管柱配長及驗封工具串無誤后，起出一投二分分注管柱，組下密封筒驗封管柱(82.6 mm帶孔插入密封)。下管柱到位，加壓30 kN，使插入密封插入到位，啟泥漿泵，油管內(nèi)逐漸正加壓7 MPa，停泵后壓力緩慢下降至0，多次加壓現(xiàn)象一致；上提管柱4 m，啟泥漿泵，流量18 m3/h，泵壓2 MPa，觀察泥漿池有返出，停泵后壓力迅速降至0；對泥漿泵單獨試壓至10 MPa，穩(wěn)壓合格。初步分析該趟分注管柱密封漏點在于下部62.6 mm密封筒。為不延誤正常生產(chǎn)時間節(jié)點，最大程度節(jié)約作業(yè)成本，計劃采用82.6 mm壓力膨脹式插入密封，對已經(jīng)密封失效的82.6 mm密封筒進行重新密封，以保障該井能實現(xiàn)分層注水。下入工具組合為：?73.0 mm引鞋+?73.0 mm剪切球座+82.6 mm壓力膨脹插入密封。后管柱下到位后，逐級加壓坐封82.6 mm壓力膨脹式插入密封，繼續(xù)剪切?73.0 mm剪切球座(如圖2所示)。鋼絲作業(yè)驗封合格，可滿足分層注水要求。

圖2 ?73.0 mm加壓球座示意

3 密封筒密封失效對策

針對海上油田油水井分層開發(fā)開采時出現(xiàn)的井下防砂密封筒磨損、劃傷及腐蝕等原因造成的與插入密封之間密封失效問題，引入了一種具有主動密封功能的壓力膨脹式插入密封，此膨脹密封通過井下管柱內(nèi)加壓，使其受壓膨脹后與井下密封筒過盈配合，使密封單元主動與井下密封筒達到密封狀態(tài)，實現(xiàn)分層目的[13]。如圖3所示。

1—中心管；2—限位釘；3—坐封剪釘；4—O型密封圈；5—移動活塞；6—壓縮膠筒；7—解封剪釘；8—支撐卡瓦；9—移動環(huán)；10—短節(jié)；11—O型密封圈；12—密封模塊。

在工具內(nèi)進行加壓，形成一定的壓差，活塞在壓力的作用下發(fā)生移動，擠壓橡膠來實現(xiàn)密封。當需要解封時，上提管串，剪切掉銷釘，被擠壓的橡膠復(fù)原，實現(xiàn)解封。坐封過程活塞狀態(tài)如圖4所示。

坐封時，在井筒壓力的作用下，液體從中心管上的進液孔進入到中心管與移動活塞之間的環(huán)形空間內(nèi)；隨著壓力增大，剪斷坐封剪釘，推動活塞下移，克服棘齒和膠筒的彈力，移動活塞擠壓橡膠密封筒，由于在橡膠密封套的下面設(shè)有擋環(huán)，限制了橡膠密封套的下行移動，橡膠密封套發(fā)生徑向膨脹變形，實現(xiàn)密封。解封時，上提中心管，當拉力逐漸增大至解封壓力時，壓縮橡膠推動支撐卡瓦與移動環(huán)，切斷解封剪釘。支撐卡瓦與移動環(huán)同時向下移動一個壓縮距，壓縮膠筒徑向收縮、恢復(fù)原狀。

圖4 坐封時活塞移動狀態(tài)

若拉力小于解封壓力，解封剪釘不會被剪斷。當膨脹式插入密封被拔出工作筒后，支撐卡瓦的卡爪失去工作筒內(nèi)壁的約束，向下移動一個壓縮距，壓縮膠筒徑向收縮、恢復(fù)原狀，同樣起到解封效果。

B井是渤海油田某區(qū)塊生產(chǎn)井，在進行大修作業(yè)后，下入壓力膨脹插入密封，解決了封隔器密封不嚴的問題，避免了重新完井大修。下入后由原來的Ⅰ+Ⅱ油組籠統(tǒng)注聚轉(zhuǎn)為Ⅰ油組注聚，Ⅱ油組注水，達到分層配注的目的。周圍油井C井、D井、E井穩(wěn)液、穩(wěn)油效果顯著，如圖5所示。

圖5 B井與周圍C、D、E井產(chǎn)油量或產(chǎn)液量

4 電纜永置分注技術(shù)

電纜永置分注技術(shù)是分層注水領(lǐng)域的領(lǐng)先技術(shù)，不再需要電纜鋼絲作業(yè)，解決了傳統(tǒng)技術(shù)在井斜>60°條件下無法實施調(diào)配作業(yè)的技術(shù)難題，適合于任何井型，為特殊井分注分采提供了技術(shù)支撐。

4.1 基本原理

電纜永置智能測調(diào)技術(shù)管柱主要由地面控制器、鋼管電纜、井口穿越密封、滑套、過電纜定位密封、井下智能注入閥、過電纜插入密封、絲堵及配套的電纜連接器和保護組件等組成。地面控制器通過電纜與各層注入閥建立聯(lián)系，可采用自動和手動2種方式進行智能測調(diào)。智能調(diào)配時，地面控制器通過預(yù)置電纜與各層井下智能注入閥連接，井下智能注入閥接收地面控制器的指令或數(shù)據(jù)，完成各層段的分層注水量調(diào)節(jié)和參數(shù)實時監(jiān)測。井下智能注入閥能夠判斷預(yù)設(shè)的配注量與實測流量的差值大小，自動調(diào)配，直至流量差值滿足要求；如果層段注入量仍不滿足要求，則在地面再給出調(diào)配指令，直至調(diào)配合格為止[9]。電動測調(diào)管柱結(jié)構(gòu)如圖6所示。

4.2 作業(yè)優(yōu)勢

1) 可實時直觀地監(jiān)測和調(diào)整分層配注量，調(diào)配更加及時和便捷，確保注水合格率達到較高水平，實現(xiàn)高效注水，為進一步細分挖潛提供了有效技術(shù)保證。

2) 該工藝既能實時監(jiān)測、實時調(diào)整，同時又能完成直讀式封隔器驗封，無需下入儀器測試。

3) 該技術(shù)可獲取分層流量及分層壓力實時資料，在加強對儲層認識、調(diào)整開發(fā)方案、優(yōu)化措施挖潛、套損監(jiān)測與預(yù)防等多個方面具有指導(dǎo)意義。

圖6 電動測調(diào)管柱

4.3 現(xiàn)場應(yīng)用

F井是渤海油田某區(qū)塊的一口生產(chǎn)井，完鉆井深3 187.6 m，對應(yīng)垂深1 474.1 m，最大井斜80.3°；該井采用套管射孔完井，繞絲篩管防砂，組下Y型分采管柱進行投產(chǎn)。后隨著關(guān)聯(lián)水平井的相繼投產(chǎn)，為了及時補充周邊生產(chǎn)井地層能量，對F井實施油井轉(zhuǎn)注措施，轉(zhuǎn)注后管柱已下入近2 600 d，期間生產(chǎn)正常?？紤]到管柱下入時間較長，從該油田注水井作業(yè)歷史來看，下井超過4 a的油井管柱腐蝕、結(jié)垢嚴重，作業(yè)中極易出現(xiàn)油管拉斷現(xiàn)象，為避免后期造成大修風(fēng)險，遂安排預(yù)防性主動更換管柱。又考慮到需實現(xiàn)多層分注，且該井井斜較大的客觀因素，遂計劃下入電纜永置式測調(diào)分層注水管柱，如圖7所示。

F井壓力回放曲線如圖8所示，綠色曲線為管柱內(nèi)部壓力曲線，黃色曲線為地層壓力。通過軟件設(shè)置1#、3#自動測調(diào)工作筒水嘴全關(guān)，設(shè)置2#自動測調(diào)工作筒水嘴打開(開度50)；以5 MPa恢復(fù)注水，通過測調(diào)軟件讀取2#自動測調(diào)工作筒壓力；如果3#自動測調(diào)工作筒嘴后壓力不隨井筒壓力變化而變化，則達到分層目的。圖8為5 MPa注水時檢測的地層壓力與管柱內(nèi)壓力曲線，5.6～11.2 min觀察的為第三層壓力，通過曲線可以觀察到地層壓力與井筒內(nèi)壓力一致，壓力為19 MPa，12～25.2 min觀測的為第四層壓力曲線，該層地層壓力為13.6 MPa，管柱壓力19 MPa，地層與管柱存在一個穩(wěn)定的壓力差5.4 MPa。該曲線說明第4層與第3層驗封合格。

G井也是渤海油田某區(qū)塊的一口生產(chǎn)井，最大井斜達87.62°，最大狗腿度為4.72°。目前的注水管柱無法滿足分層調(diào)配的需求，計劃G井更換注水管柱，確保該井第2、第3兩個防砂段滿足分層調(diào)配的要求。修井后該井管柱如圖9所示。

圖7 F井電纜永置式測調(diào)分注管柱結(jié)構(gòu)示意

圖8 F井壓力回放曲線

圖9 G井電纜永置式測調(diào)分注管柱結(jié)構(gòu)示意

管柱下到位，環(huán)空驗封合格后，打開地面測調(diào)控制器電源，啟動測調(diào)軟件，讀取井下數(shù)據(jù)，進行參數(shù)檢測，確定井下自動測調(diào)工作筒狀態(tài)。通過軟件設(shè)置1#、3#自動測調(diào)工作筒水嘴全關(guān)，設(shè)置2#自動測調(diào)工作筒水嘴全開；通過地面控制器全關(guān)1#、3#自動測調(diào)工作筒水嘴，打開2#自動測調(diào)工作筒水嘴，保持該狀態(tài)30 min。然后以2、5、8 MPa 恢復(fù)注水，各壓力點保持10 min。通過測調(diào)軟件讀取1#、2#、3#自動測調(diào)工作筒嘴前、嘴后壓力；如果1#、3#自動測調(diào)工作筒嘴后壓力不隨嘴前壓力變化而變化，則達到分層目的。

5 結(jié)論

1) “一投二分”注水工藝實現(xiàn)了超大井斜注水井分層注水，解決了鋼絲作業(yè)因井斜大不能調(diào)配的難題，提高了水平井注水驅(qū)油效能，最終增加了油井采收率及采油量。

2) 針對因生產(chǎn)周期過長或其他因素導(dǎo)致插入密封配套的密封筒密封失效情況，采用壓力膨脹式插入密封作為應(yīng)對方案，一定程度解決了套管帶壓問題，保障了井筒安全性。為實現(xiàn)分層注水提供有力的技術(shù)保障，使生產(chǎn)效率得到了大幅度提高。

3) 電纜永置式測調(diào)分注技術(shù)的引入及成功應(yīng)用，對大井斜的注水井，可在地面快速控制井下流道的開度，進而實現(xiàn)分層注入量調(diào)整的目的；實時調(diào)控確保較高的注水合格率，提高了作業(yè)時效。該技術(shù)具有較高的應(yīng)用價值。