海上稠油熱采插入密封工具研制與試驗

羅建偉 王俊姬 王明杰 李清濤 王利軍 劉亞鑫

為了解決海上稠油熱采作業(yè)注汽不均勻、油藏局部吸熱、開采效率低的問題，通過工藝分析，研制了海上稠油熱采插入密封工具。該工具采用導熱油吸熱膨脹作為坐封動力源，可有效簡化工具結構和作業(yè)流程。通過對比試驗對熱膨脹試驗油進行了優(yōu)選，采用專業(yè)軟件對工具關鍵部件進行有限元分析，驗證了工具結構及選材的合理性，并在室內對工具的性能進行驗證?，F場測試結果表明：該插入密封工具在經過3個輪次、350和50 ℃高低溫密封測試后，仍可承受2.1×107 Pa壓差，在高低溫條件下均保持較小的解封力，試驗后高溫密封組合未發(fā)生明顯損壞。該工具結構簡單，性能可靠，與常規(guī)的注汽閥配套使用，可滿足海上油田稠油熱采分段注汽的要求，具有良好的應用前景。研究成果可為海上油田高效開發(fā)提供良好的技術儲備。

海上油田；稠油熱采；插入密封；均勻注汽；導熱油；熱膨脹；高溫

Development and Test of Insert Sealing Tool for

Offshore Thermal Recovery of Heavy Oil

In order to solve the problems such as uneven steam injection，local heat absorption in reservoir and low recovery efficiency in offshore thermal recovery operation of heavy oil for the moment，by means of technical analysis，an insert sealing tool for offshore thermal recovery of heavy oil was developed，which uses endothermic expansion of heat conduction oil as setting power source to effectively simplify the tool structure and operation process.By means of comparative test，the thermal expansion test oil was optimized；the professional software was used conduct finite element analysis on key parts of the tool；the rationality of the tool structure and material selection was verified；and the performance of the tool was verified indoors.The field test results show that after 3 turns of seal tests at 350 ℃ and 50 ℃，the insert sealing tool can still withstand 2.1×107 Pa pressure difference，maintain a small unsetting force，and the high-temperature sealing combination does not show apparent damage；the tool has a simple structure，reliable performance，can be used in conjunction with conventional steam injection valves，can meet the requirements of staged steam injection for thermal recovery of heavy oil in offshore oilfields，and has good application prospects.The research results provide a good technical storage for the efficient development of offshore oilfields.

offshore oilfield;thermal recovery of heavy oil；insert seal；uniform steam injection；heat conduction oil；thermal expansion；high temperature

0 引 言

渤海是中國海上發(fā)現稠油儲量最多的海域，在迄今已發(fā)現的石油儲量中稠油占85%。熱采是國際上公認稠油開發(fā)的最有效手段，但由于缺乏適合我國海上稠油熱采的關鍵工藝技術，我國海上稠油資源動用程度較低。鑒于此，自2008年以來，一些機構在渤海灣地區(qū)逐步開展了多元熱流體和蒸汽吞吐的熱采先導性試驗研究［1-6］。渤海油田非常規(guī)稠油油藏有以下特點：儲層薄、凈總厚度比低，導致熱損失較大；油藏埋藏較深，導致沿程熱損失嚴重，蒸汽到達井底時干度較低；底水儲量比例大（達67％），難以保證熱采效果。因此要提高熱采效率，一方面要減小注熱管柱沿程的熱損失，另一方面要提高注入流體的溫度，保證注入流體攜帶更多的熱量以加熱地層［7-13］。

隨著隔熱和高溫技術的成熟，稠油熱采作業(yè)管柱由原來的注采兩趟管柱優(yōu)化為可同時滿足注熱和高溫電潛泵舉升的一趟管柱，無需在注熱過程和生產過程間進行更換管柱作業(yè)，即可實現對稠油儲層的多輪次高溫蒸汽吞吐開發(fā)［14-20］。

目前，海上油田熱采井的完井方式通常采用篩管防砂完井和套管完井。對于篩管防砂完井，篩管段之間沒有密封，篩管和井壁之間連通，蒸汽會向地層滲透率低的部位聚集，易發(fā)生氣竄，難以實現分段注汽；對于套管完井的熱采井，蒸汽吞吐時注入溫度達到350 ℃，同時要求井下封隔工具滿足多輪次注熱需求。由于高溫高壓密封技術不夠成熟，目前海上油田蒸汽吞吐均采用籠統(tǒng)注汽方式，造成注汽不均勻、油藏局部吸熱、開采效率低等問題［21-24］。為此，筆者設計了一種適用于海上油田蒸汽吞吐的分段密封工具，與常規(guī)注汽閥配合使用，可實現分段注汽。該工具在試驗中取得了良好的效果，可為海上油田稠油高效開發(fā)提供良好的技術儲備。

1 技術分析

1.1 結構

熱采插入密封工具主要由剪切機構、油腔、鎖定機構及密封機構組成，如圖1所示。

（1）剪切機構。剪切機構由上擋環(huán)、剪釘和活塞套組成，在工具入井過程中可避免提前坐封。當油腔內的熱膨脹流體受熱膨脹后，向右推動活塞，當推力大于剪釘的剪切力時，剪釘被剪斷，熱采插入密封工具開始坐封。

（2）油腔。油腔由上中心管、活塞套、擠壓環(huán)、密封組件Ⅰ、密封擋環(huán)和密封組件Ⅱ組成。為熱膨脹流體提供密閉空間，同時具有活塞效應，熱膨脹流體受熱膨脹后能使活塞套產生向右的推力。

（3）鎖定機構。鎖定機構由鎖環(huán)套、鎖環(huán)及下中心管組成。鎖環(huán)內部和下中心管外部設有單向鋸齒螺紋，兩者相互配合可避免熱采插入密封工具在坐封或受壓差時發(fā)生回彈。

（4）密封機構。密封機構由高溫密封組合和下擋環(huán)組成。高溫密封組合外徑小于工具本體外徑，避免工具在下入時因摩擦磕碰套管壁發(fā)生損壞。坐封時高溫密封組合受擠壓向外膨脹，與密封筒緊貼在一起形成密封封隔。

1.2 工作原理

熱采插入密封工具主要用于套管完井的生產井中，如圖2所示。其與注汽閥等工具配合使用，可實現分段注汽，如圖3所示。使用時，每個注汽層段下入一個熱采插入密封工具，與高溫分段封隔器密封筒配合。熱采插入密封工具的油腔內部裝有熱膨脹流體，隨著注汽開始，熱膨脹流體受熱發(fā)生體積膨脹，油腔內壓力升高，達到一定值時，活塞套向右移動，剪釘被剪斷，活塞套、中間套、推筒、鎖環(huán)和鎖環(huán)套繼續(xù)右移擠壓高溫密封組合，熱采插入密封工具開始坐封；同時鎖環(huán)與下中心管發(fā)生相對移動并單向嚙合，防止高溫密封組合壓縮后回彈；溫度升高至260 ℃時，泄油破裂盤被高壓膨脹流體擊穿，油腔泄壓，高溫密封組合被壓縮到位，此時與外部密封筒形成緊密密封。隨著溫度的持續(xù)升高，高溫密封組合不再被壓縮，從而避免其被壓壞的風險，同時促使插入密封工具的解封力在可控范圍內。

1.3 主要技術參數

熱采插入密封工具耐壓2.1×107 Pa，耐溫350 ℃，工具外徑119 mm，最小內通徑62 mm，解封力小于3.7×104 N，工具總長4 176 mm，上下端螺紋為78.6 mm UP TBG。

2 關鍵技術分析

2.1 熱膨脹流體性能分析

熱膨脹流體作為受熱膨脹介質，需要具備穩(wěn)定的物理性能和良好的體積膨脹率。優(yōu)選了3種導熱油進行性能評價，評價流程示意圖如圖4所示。

測試的主要步驟如下。

（1）將測試液體裝入試驗工裝內，連接密封接頭、液控管線、壓力表和截止閥。

（2）將液控管線出口端與試壓泵連接，打開截止閥，通過試壓泵注入液壓油，加壓至0.5×106 Pa，穩(wěn)壓5 min檢查各部位有無泄漏；繼續(xù)加壓至5×106 Pa，穩(wěn)壓10 min、加壓至1.5×107 Pa，穩(wěn)壓10 min、加壓至3.5×107 Pa，穩(wěn)壓10 min，觀察壓力泄漏情況。

（3）拆除試壓泵，液控管線出口處放置記錄器具；記錄室內溫度T和熱膨脹流體體積V。

（4）開啟烤箱電源，設置加熱溫度為25 ℃，保持30 min后通過計量器具測量流出液體體積。

（5）用烤箱分別將工裝加熱至25、40、60、80、120、140、160、180、200、220、240和260 ℃，每種溫度下保持30 min，計量流出液體體積。

（6）整理試驗數據。

3種導熱油樣膨脹體積隨溫度變化曲線如圖5所示。

由圖5可知：溫度從室溫升至60 ℃的過程中，3種導熱油的膨脹體積基本相同；溫度從60 ℃升至260 ℃的過程中，2#油樣的膨脹體積最大，1#油樣和3#油樣的膨脹體積基本相同。由此可見，2#油樣的熱膨脹性能優(yōu)于1#和3#油樣，在后期測試中選用2#油樣作為試驗用油。

2.2 中心管強度分析

中心管是熱采插入密封工具的重要部件之一，主要承受管柱重力以及上提解封載荷。由于高溫時材料的屈服強度會下降，在設計時，需要重點考慮溝槽及薄壁處的強度。中心管的應力計算如下。

中心管沿徑向應力在半徑r處時，其函數為：

式中：r為中心管任意處半徑，mm；a為中心管內半徑，mm；b為最小外半徑，mm；p1 為內部壓力，Pa；p2為外部壓力，Pa；σr1為徑向壓應力，Pa；σr2為軸向壓應力，Pa。

中心管最小壁厚δ計算式為：

式中：D為最小外徑，mm；pi為最大內壓，Pa；［σ]為材料許用應力，Pa。

中心管采用42CrMo材料，其抗拉強度為1.08×109 Pa，屈服強度為9.3×108 Pa。通過ANSYS軟件進行應力分析，將中心管一端固定，另一端施加8×105 N的作用力，應力分布如圖6所示。由圖6可知，最大應力為6.96×108 Pa，位于中心管端部，遠小于材料屈服強度。

2.3 鎖環(huán)受力分析

鎖環(huán)的作用是在熱采插入密封工具坐封后將高溫密封組合鎖定在壓縮狀態(tài)，在工作過程中一直承受高溫密封組合和下中心管的反作用力，因此有必要對其進行受力分析。在熱采插入密封工具坐封過程中，鎖環(huán)套受到活塞套的推力向右運動，由于鎖環(huán)套內部和鎖環(huán)外部設有相互嚙合的大螺距鋸齒形螺紋，鎖環(huán)套向右移動進而推動鎖環(huán)向右運動；鎖環(huán)套內部和下中心管外部設有小螺距鋸齒形螺紋，且兩者鋸齒形方向向左，使得鎖環(huán)在向右運動時從下中心管鋸齒形螺紋齒形上滑過，鎖環(huán)在向右運動時不能返回。鎖環(huán)工作狀態(tài)如圖7所示。

由于鎖環(huán)外部齒形螺紋的螺距大，內部齒形螺紋的螺距小，外部螺紋的強度大于內部螺紋的強度，所以重點對鎖環(huán)內部螺紋進行分析。

鎖環(huán)材料為60Si2Mn，其抗拉強度為1.2×109 Pa，屈服強度為1.18×109 Pa，泊松比為0.29，彈性模量為2.06×1011 Pa。采用SolidWorks工程軟件制作鎖環(huán)和中心管的簡化模型，并導入有限元分析軟件ANSYS進行受力分析，鎖環(huán)和中心管網格劃分如圖8所示。

按照鎖環(huán)承受最大4.5×105 N的推力進行計算。經過有限元分析，鎖環(huán)和中心管的應力分布云圖如圖9所示，鎖環(huán)的應力分布云圖如圖10所示。

由圖10可以看出，最大應力出現在鎖環(huán)內部螺紋尖部，其值為5.82×108 Pa，遠小于60Si2Mn的屈服強度1.18×109 Pa，鎖環(huán)強度滿足要求。

3 室內試驗

3.1 常溫測試

測試流程如下。

（1）采用試壓泵同時對插入密封工具的3個活塞施加坐封壓力，坐封過程中銷釘剪切值1.3×107 Pa，繼續(xù)升壓坐封至2.2×107 Pa，保壓時間30 min，保壓過程中測量坐封距為49 mm；泄壓至0，泄壓后坐封距為46 mm。

（2）將管線分別連接至上、下環(huán)空，加壓至2.1×107 Pa，分別保壓時間15 min，上腔壓力值為2.08×107 Pa，下腔壓力值為2.05×107 Pa。

（3）將試壓管線與解封工裝連接，通過解封工裝取出插入密封工具，解封力約為1 000 N。

3.2 高低溫交變測試

測試流程如下。

（1）更換新密封件，將試壓管線連接至3個活塞腔，并外置加熱套，工具裸露部位采用保溫棉進行包裹。

（2）在插入密封試驗工裝上、下腔加入耐高溫液壓油，開啟加熱設備。密閉油腔內的導熱油受熱體積膨脹，溫度升高至259.7 ℃，坐封壓力達到3.9×107 Pa，坐封距為57.2 mm；將坐封壓力泄壓至0，坐封距為54.2 mm。

（3）泄壓后保持溫度不變，活塞腔內部壓力始終為0，試壓管線與下腔連接，加壓至2.1×107 Pa進行驗封，保壓時間15 min。驗封過程中壓力逐漸上升，加壓時泵入油液溫度較低，隨著時間推移，耐高溫液壓油吸熱升溫膨脹，從而壓力持續(xù)升高，泄壓后等待降溫。

（4）中心管溫度降至室溫，套管下腔壓力為0，下腔注入耐高溫液壓油，壓力升至2.1×107 Pa，啟動加熱設備升溫至350 ℃，待溫度和壓力恒定開始計時，保溫保壓4 h。初始壓力2.1×107 Pa，測試結束壓力2.08×107 Pa。

（5）加熱設備設定溫度350 ℃，上腔壓力恒定至2.1×107 Pa，中心管溫度恒定至350 ℃，保溫保壓4 h，初始壓力2.2×107 Pa，測試結束壓力2.15×107 Pa。

（6）降溫至50 ℃，下腔加壓至2.15×107 Pa，保溫保壓4 h后壓力為2.1×107 Pa；上腔加壓至2.2×107 Pa，保溫保壓4 h后壓力為2.2×107 Pa。

（7）重復升溫和降溫過程2次，上下腔的密封壓力仍穩(wěn)定在（2.1～2.2）×107 Pa范圍內。

3.3 解封測試

測試流程如下。

（1）上述測試結束，連接解封測試工裝，加熱設備設定保溫50 ℃，拉拔過程中試壓泵最大壓力值小于1×106 Pa，換算成拉拔力為2 000 N。

（2）工具從試驗工裝中拔出，觀察到密封件在拉拔過程中出現零星脫落，密封件長度由原來的220 mm變?yōu)閴嚎s后的166 mm；密封件外徑由坐封前的118 mm變?yōu)閴嚎s后的122 mm。

3.4 泄油測試

泄油破裂盤在測試過程中會被高壓膨脹流體擊穿，存在較高的危險性，設計了特殊的試驗工裝。將試驗工裝放入烤箱中，保持恒溫260 ℃，2 h后進行加壓測試，破裂盤破裂壓力為3.95×107 Pa。擊穿的破裂盤如圖11所示。

圖12為熱采插入密封試驗工裝實物。由圖12可知，熱采插入密封在升溫時采用加熱器直接加熱油腔位置，其余部位用隔熱棉進行包裹，有效減小熱量損失。

圖13是經過3個輪次高低溫密封測試后，插入密封的高溫密封組合的試驗前后對比圖。由圖13可知，試驗后高溫密封組合仍保持較好的形態(tài)，未發(fā)生明顯損壞。

4 結論及建議

（1）針對目前海上熱采作業(yè)注汽不均勻，油藏局部吸熱及開采效率低的問題，設計了一種熱采插入密封工具；通過試驗對熱膨脹試驗油進行了優(yōu)選，并利用有限元分析軟件ANSYS對工具的關鍵部件進行分析，結果表明工具結構設計合理，符合現場使用要求。

（2）熱采插入密封工具采用導熱油吸熱膨脹作為坐封動力源，可有效簡化工具結構和作業(yè)流程；選用合適的導熱油可提高工具控制效率，從而為高溫井井下工具控制提供了一種可靠的技術手段。

（3）現場測試結果表明：該插入密封工具經過3個輪次350和50 ℃高低溫密封測試后，仍可承受2.1×107 Pa壓差，解封力小于2 000 N，高溫密封組合未發(fā)生明顯損壞；泄油破裂盤在260 ℃高溫下，破裂壓力為3.95×107 Pa，滿足設計要求。該工具結構簡單，性能可靠，具有良好的應用前景。

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