海上油田長(zhǎng)效注汽井口技術(shù)研究與應(yīng)用

顧啟林,馬增華 ,汪 成, 安宏鑫 ,田 宇,章寶玲

(1.中海油田服務(wù)股份有限公司 油田生產(chǎn)事業(yè)部,天津 300459; 2.海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,北京 100010)

我國(guó)渤海油田原油黏度為50～53 208 mPa·s的稠油探明地質(zhì)儲(chǔ)量超過24億t,開發(fā)潛力巨大,結(jié)合海上地質(zhì)油藏特征及開發(fā)方式,地下原油黏度超過350 mPa·s的稠油宜采用熱采開發(fā)方式[1]。自2008年來中國(guó)海油先后在南堡35-2油田、旅大 27-2油田以及旅大21-2油田開展了多元熱流體吞吐與蒸汽吞吐試驗(yàn),目前已進(jìn)入規(guī)?；茝V應(yīng)用階段,取得了較好的增產(chǎn)效果[2]。稠油油田采用蒸汽吞吐開發(fā)形成熱連通后,一般只能采出油井附近油層中的原油,隨著吞吐輪次的增加,效果將逐漸變差,最終采收率低[3]。因此,亟需探索一種蒸汽吞吐接替技術(shù),而蒸汽驅(qū)技術(shù)是蒸汽吞吐后進(jìn)一步提高采收率的主要手段之一[4],最終采收率可達(dá)到50%～60%。

海上稠油油田埋藏深,井網(wǎng)不規(guī)則、井距大,平臺(tái)空間有限,安全要求高,開展蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)面臨諸多難點(diǎn)與挑戰(zhàn)。井口裝置是注汽過程中地面控制設(shè)備的重要組成部分。要求注汽井口滿足高溫高壓、冷熱交變、安全控制以及長(zhǎng)效密封等工藝需求[5-6],提升其服役壽命,減少井口及管柱更換頻次,降低熱采成本,保障蒸汽驅(qū)效果。關(guān)于熱采井口裝置,國(guó)內(nèi)外已開展了相關(guān)研究工作。王斌等[7]研制了一種KR14-337型熱采井口裝置,結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單合理,現(xiàn)場(chǎng)維護(hù)方便;黃俠等[8]研制了一種注汽采油多用井口裝置,可懸掛注汽、采油2種管柱,實(shí)現(xiàn)不壓井作業(yè);郭文德等[9]研制了一種KR14-337-65E型熱采井口裝置,適用于?177.8 mm套管,最高工作溫度337 ℃,具有結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、成本低的特點(diǎn);王麗軍等[10]針對(duì)有桿泵采油研制了BKR熱采井口裝置,增加了BOP組合閥及雙級(jí)光桿密封器,實(shí)現(xiàn)了稠油井的注汽采油一體化;彭輝[11]研制了一種SAGD雙管熱采井口裝置,工作壓力 ≤14 MPa,工作溫度 ≤337 ℃,可滿足新疆油田SAGD生產(chǎn)中注汽、生產(chǎn)、測(cè)試等工藝要求;王寶軍等[12]研制出一套350 ℃稠油熱采井注采一體化井口裝置,適應(yīng)海上350 ℃高溫多輪次蒸汽吞吐工況要求,實(shí)現(xiàn)了冷熱采轉(zhuǎn)換不更換井口裝置。

現(xiàn)役注汽井口裝置雖然在一定程度上滿足了吞吐熱采開發(fā)的使用要求,但缺少遠(yuǎn)程安全控制功能、多管線穿越密封通道;而且長(zhǎng)期注汽及冷熱交變工況下,噴焊層脫落,閥板、閥座密封面有劃痕,閥座密封孔、墊環(huán)槽腐蝕,閥門開關(guān)靈活性、密封性能可靠性難以保障[13]。為最大限度地提高熱采井口的密封性能與穩(wěn)定性,以確保蒸汽驅(qū)長(zhǎng)效注汽過程的安全性和持續(xù)性,本文研制了一種海上蒸汽驅(qū)長(zhǎng)效注汽井口裝置。該井口裝置具有遠(yuǎn)程安全控制功能以及多穿越通道,良好的耐高溫高壓、冷熱交變、耐沖蝕及長(zhǎng)效密封性能,為海上蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)提供了有力的技術(shù)保障。

1 技術(shù)分析

1.1 結(jié)構(gòu)組成

海上蒸汽驅(qū)注汽井口裝置(以下簡(jiǎn)稱井口)整體如圖1所示。該裝置主要由油管四通、油管懸掛器、上法蘭、主閥、氣驅(qū)動(dòng)安全閥、注熱翼閥、清蠟閥、液控管線穿越、截止閥以及壓力表等部分組成[14]。閥門與各組件之間采用法蘭連接,提高了緊固件之間的聯(lián)接強(qiáng)度,增加了鋼圈密封的可靠性,整套井口具有良好的耐高溫、耐高壓及長(zhǎng)效密封性能。

1.2 工作原理

需要注汽時(shí)打開注熱翼閥、耐高溫氣驅(qū)動(dòng)安全閥、主閥,高壓蒸汽通過采油樹、油管懸掛器、油管注入井底;注氮?dú)鈺r(shí)打開注氮翼閥,氮?dú)馔ㄟ^油管四通、油套環(huán)空注入井底實(shí)現(xiàn)隔熱。采油樹上法蘭及油管懸掛器設(shè)有多個(gè)穿越通道,井下安全閥、封隔器控制管線以及測(cè)試光纜通過穿越密封實(shí)現(xiàn)上法蘭的穿越及密封。停止注汽時(shí)關(guān)閉主閥、注熱翼閥。井口及井筒出現(xiàn)應(yīng)急情況時(shí),可遠(yuǎn)程快速泄放氣驅(qū)動(dòng)安全閥控制管線壓力,關(guān)閉氣驅(qū)動(dòng)安全閥,關(guān)斷井下流體通道。

1.3 主要技術(shù)指標(biāo)

壓力等級(jí)

20.7 MPa

溫度等級(jí)

370 ℃

公稱主通徑

80 mm

側(cè)翼通徑

65 mm

材料等級(jí)

EE

規(guī)范級(jí)別

PSL3

性能級(jí)別

PR1

連接形式

法蘭式

油管懸掛器

油管四通

上、下法蘭公稱直徑

優(yōu)化研制的海上熱采長(zhǎng)效注汽井口與陸地油田熱采井口性能對(duì)比如表1所示。

2 關(guān)鍵技術(shù)

2.1 平板閘閥設(shè)計(jì)

平板閘閥主要由閥體、閥蓋、閥板、閥座、閥桿、軸承、密封、手輪以及螺母等部件組成(如圖2)。閥板、閥座與閥體之間的密封采用端面密封[15]。閥板與閥座采用金屬密封,閥座與閥體之間采用鑲嵌的膨脹石墨密封,注熱過程中石墨受熱膨脹,在介質(zhì)壓力作用下閥板與閥座、閥座與閥體緊密貼合,達(dá)到密封目的。閥桿軸承盒上設(shè)計(jì)有泄漏孔,如果閥桿密封泄漏,則蒸汽從泄漏孔中溢出,既能保護(hù)軸承,也有助于現(xiàn)場(chǎng)人員及時(shí)發(fā)現(xiàn)。閥桿采用17-4PH材質(zhì),大大提高閥桿的耐腐蝕性能,保證閥桿處的密封更加可靠。 閥板、閥座采用不銹鋼材質(zhì),特殊的表面處理工藝,提高長(zhǎng)期注汽期間表面防腐耐磨性能,提高使用壽命。

1-閥體;2-閥板;3-閥座,4-閥桿;5-閥蓋;6-矩形密封;7-軸承;8-壓蓋;9-手輪。圖2 平板閘閥結(jié)構(gòu)

2.2 油管懸掛器設(shè)計(jì)

如圖3所示,油管懸掛器主要由卡套接頭、懸掛器本體、組合密封、石墨密封、密封壓蓋、密封圈以及壓帽組成。主體采用718合金,具有良好耐腐蝕、耐沖蝕性能。采用耐高溫橡膠、石墨以及金屬密封的組合密封形式[15],確保在高溫高壓、低溫以及冷熱交變工況下均具有良好的密封性能。懸掛器上下兩端設(shè)計(jì)有多個(gè)液控管線/光纜穿越通道,采用雙級(jí)密封,確保穿越密封性能的可靠性、長(zhǎng)效性。

1-卡套接頭;2-懸掛器本體;3-組合密封;4-石墨密封;5-密封壓蓋;6-壓帽;7-密封圈。圖3 油管懸掛器結(jié)構(gòu)

2.3 液控管線雙級(jí)穿越密封設(shè)計(jì)

蒸汽驅(qū)注汽井需要下入液控式井下安全閥、封隔器實(shí)現(xiàn)井下安全控制,同時(shí)下入光纜實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)井下溫度、壓力等參數(shù),光纜及液壓控制管線均需要井口提供穿越密封通道。長(zhǎng)期350 ℃高溫以及冷熱交變嚴(yán)苛的工況對(duì)井口穿越密封帶來了巨大挑戰(zhàn)。針對(duì)液控管線及光纜穿越蒸汽驅(qū)注汽井口上法蘭及懸掛器,設(shè)計(jì)了“石墨密封+卡套密封”的雙級(jí)穿越密封結(jié)構(gòu)(如圖4),保證液控管線穿越上法蘭和懸掛器的密封可靠性[16-17]。上法蘭上部設(shè)計(jì)了2道密封結(jié)構(gòu),連接接頭首先通過下部的密封螺紋連接于上法蘭上,然后再與上法蘭進(jìn)行焊接,進(jìn)一步增強(qiáng)兩者之間的密封可靠性。液控管線穿過連接接頭后,通過卡套密封實(shí)現(xiàn)液控管線穿越的第1道密封。石墨密封、連接接頭與密封接頭之間的螺紋密封組成了液控管線穿越的第2道密封。

1-連接接頭;2-卡套密封總成;3-密封接頭;4-密封石墨;5-壓帽。圖4 井口雙級(jí)穿越密封結(jié)構(gòu)

2.4 提升整體性能設(shè)計(jì)

1) 提高井口裝置規(guī)范級(jí)別。將井口裝置規(guī)范級(jí)別從PSL2提升至PSL3,并采取嚴(yán)格的質(zhì)量控制,通過對(duì)承壓本體、控壓件等關(guān)鍵件進(jìn)行內(nèi)部超聲波探傷,確保材料內(nèi)部沒有缺陷,從而避免內(nèi)部缺陷影響井口的長(zhǎng)期使用壽命。

2) 采用高強(qiáng)度螺栓提升法蘭連接強(qiáng)度。注熱過程中,螺栓長(zhǎng)時(shí)間受高溫和壓力影響出現(xiàn)松弛現(xiàn)象,容易導(dǎo)致連接處出現(xiàn)松動(dòng)、泄漏等情況。使用高強(qiáng)度螺栓能夠減緩松弛現(xiàn)象發(fā)生,從而延長(zhǎng)螺栓的使用壽命,更好地保證法蘭連接處的密封性能。

3) 提升密封性能。采用金屬密封與柔性石墨相結(jié)合,金屬包邊石墨填料環(huán)(如圖5),既保留了柔性石墨良好的密封性能和易激發(fā)的特性,又提高了與介質(zhì)接觸一側(cè)的抗沖擊和抗沖刷的性能;采用低硫含量的進(jìn)口石墨,從而降低因硫損失導(dǎo)致密封失效的可能性。

圖5 金屬包邊石墨密封結(jié)構(gòu)

4) 套升補(bǔ)償結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)。注熱期間冷熱交變,溫度急劇變化,會(huì)引起套管的伸長(zhǎng)、縮短。因此,在油管四通內(nèi)部設(shè)置有套管熱應(yīng)力補(bǔ)償機(jī)構(gòu)[18],預(yù)留補(bǔ)償距(≥200 mm),采用一種不受卡瓦牙影響的耐高溫高壓密封材料,可同時(shí)滿足套管伸長(zhǎng)補(bǔ)償和密封油套環(huán)空的要求,有效抑制了因套管熱應(yīng)力變形引起的井口抬升問題,滿足長(zhǎng)期安全注汽要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2020-06,蒸汽驅(qū)注汽井口裝置應(yīng)用于海上某蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)油田。注汽井口裝置安裝于X1井后,對(duì)采油樹主體、油管懸掛器、閥門、密封鋼圈以及液控管線穿越密封進(jìn)行了常溫試壓,試壓合格。注汽溫度330～350 ℃、注汽壓力9.5～12.0 MPa、過熱溫度>20 ℃。至2022-03,更換管柱前,經(jīng)歷了多次設(shè)備停注,長(zhǎng)期高溫高壓以及多次高低溫交變工況考驗(yàn)。在此期間,整套井口裝置無刺漏,密封性能穩(wěn)定可靠,閥門開關(guān)靈活,實(shí)現(xiàn)了21個(gè)月不動(dòng)管柱,為該油田蒸汽驅(qū)長(zhǎng)期安全運(yùn)行保駕護(hù)航。更換井口管柱后,對(duì)返回陸地的井口進(jìn)行了拆檢、試驗(yàn),采油樹主體及法蘭承壓性能依然良好。如圖6所示,閥門石墨密封、油管懸掛器密封保存完好?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明,研制的蒸汽驅(qū)長(zhǎng)效注汽井口裝置滿足蒸汽驅(qū)長(zhǎng)效密封要求,為蒸汽驅(qū)提供了堅(jiān)實(shí)的安全保障,達(dá)到了預(yù)期的設(shè)計(jì)目標(biāo)。

圖6 拆檢后的長(zhǎng)效注汽井口密封情況

4 結(jié)論

1) 海上蒸汽驅(qū)長(zhǎng)效注汽井口結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)科學(xué)合理,密封性能穩(wěn)定可靠,使用效果良好,滿足了海上蒸汽驅(qū)長(zhǎng)期高溫高壓以及多輪次冷熱交變工藝需求,實(shí)現(xiàn)了注汽21個(gè)月無刺漏、不動(dòng)管柱,為某油田海上蒸汽驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)提供了有力保障。

2) 整套井口法蘭連接采用金屬密封,所有的閥門均有采用金屬密封或者組合密封形式,液控管線穿越密封采用“卡套密封+石墨密封”的雙級(jí)密封,系統(tǒng)新穎的密封結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)保證了井口密封長(zhǎng)期安全可靠。

3) 海上蒸汽驅(qū)長(zhǎng)效注汽井口裝置是保障蒸汽驅(qū)長(zhǎng)期運(yùn)行重要的安全屏障,建議繼續(xù)優(yōu)化閥門及密封結(jié)構(gòu),探索海上平臺(tái)注汽井口安全快速維保技術(shù),進(jìn)一步提升安全性能及長(zhǎng)效密封性能,進(jìn)一步延長(zhǎng)服役壽命。