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套损井高压小直径分注工艺研究与应用
李明平     
吐哈油田工程技术研究院
摘要: 针对套损水井分注率低、配套小直径分注管柱承压低以及无法进行高压分注的问题,研究开发了高压小直径分注工艺。该工艺通过提高配套工具承压等级和对管柱施加锚定来提高管柱可靠性,依据注水压力和隔层条件进行封隔器选型,配有安全接头便于管柱脱手打捞。该技术现场应用25井次,施工成功率100%,平均注水压力23 MPa,最高注水压力30 MPa,平均有效期290 d,最长有效期470 d,可有效解决轻微套损井高压分注问题。高压小直径分注工艺对于改善层间矛盾,提高开发效果具有重要的现实意义。
关键词: 套损井     小直径封隔器     高压分注     长胶筒     注水管柱    
High-pressure Minor-diameter Separate Injection Technology for Casing Damage Wells
Li Mingping     
Research Institute of Engineering and Technology of Tuha Oilfield
Abstract: In view of those problems of the casing damage well like low rate of separate injection,low pressure bearing capacity of its minor-diameter separate injection string,and being unable to carry out high-pressure separate injection,the high-pressure minor-diameter separate injection technology is thus developed.Reliability of the string is enhanced by improving pressure bearing grade of matching tools and applying anchor to the string.The packer is selected according to water injection pressure and conditions of interlayer.Safety joints are equipped to facilitate fishing of string without manual control.The technology has been applied to 25 wells with 100% operation success rate.It has the average water injection pressure of 23 MPa,with the maximum of 30 MPa,and the average validity period of 290 d,with the maximum of 470 d,which could effectively resolve the problem of high-pressure separate injection of wells with minor casing damage.The high-pressure minor-diameter separate injection technology is of important practical significance to cushioning contradictions between layers and enhancing development effect.
Key words: casing damage well     minor-diameter packer     high-pressure separate injection     long rubber barrel     water injection string    

0 引言

分注井出现套损后,无法进行常规分注。国内油田对于轻微变形井,采用小直径分注工具继续分注,有的仅使用小直径Y341封隔器,工作压差和注水压力均较低[1-3]。有的使用机械式小直径封隔器[4],但分注段数受到限制。随着扩张式封隔器在注水领域的应用发展[5-9],小直径分注管柱工作压力和注水压力均有所提高,但大多使用钢带骨架式胶筒,这种封隔器存在残余变形大以及胶筒恢复能力差等问题,且使用的配水器与吐哈油田目前的投捞技术不配伍。

吐哈油田分注井注水压力高,大于20 MPa的分注井占50%,大于25 MPa分注井占22%。随着42 MPa系统的投用,注水压力最高攀升至38 MPa。近年来,套损注水井呈逐年上升趋势,截至2014年年底,共发现套损水井289口,综合套损率为21.5%,套损水井分注率仅为17.8%,以合注为主;其配套小直径分注管柱耐压低(<20 MPa),有效期短,无法胜任高压注水要求。因此,需要开展高压小直径分注工具及工艺管柱研究,以提高套损水井分注率。这对于改善层间矛盾,提高开发效果具有重要的现实意义。

1 高压小直径分注工艺研究 1.1 难点分析

高压小直径分注工艺难点如下:①相比常规Y341封隔器,小直径Y341封隔器采用小胶筒密封大直径套管,受承压能力限制和管柱蠕动影响,不能适应所有注水压力等级;②套损水井中存在薄夹层,受校深精度和管柱力学行为影响,压缩式封隔器易出现失封现象;③套损井有继续缩颈的可能,存在卡阻管柱的潜在风险。

1.2 研究思路

针对上述技术难点,制定如下研究思路:①管柱顶部实施锚定,提高稳定性;②管柱顶部采用常规直径的分注工具,套损段以下采用小直径分注工具,每级封隔器顶部连接安全接头,便于管柱遇卡脱手;③注水压力超过25 MPa或薄夹层采用长胶筒封隔器;④不改变现有投捞测试工艺,避免产生测试工艺配套费用。

1.3 关键技术 1.3.1 小直径封隔器密封常规套管技术

小直径Y341封隔器胶筒密封常规套管时压缩量大,挤入现象严重,设计关键在于防突机构。采用内、外护碗结构,外层护碗为弹性材料,带多道开口,膨胀后可增大与套管内壁接触面积。内护碗不带缺口,形成刚性支撑。另外,坐封行程优化设计,在坐封液缸内设置限位台阶,除保证封隔器正常坐封行程外,留有一定余量,随压力升高,胶筒压缩量增大,可提升密封效果。

小直径K344封隔器密封常规套管时膨胀比高,胶筒端部受力较大,易破损。因此,在胶筒两端设置浮动机构,补偿胶筒鼓胀所需变形量,保护胶筒端部,获得较大膨胀比。同时,封隔器坐封压力较低,只有0.5 MPa,利用配水嘴节流能够提供坐封压力。

1.3.2 管柱起出

图 1所示2种管柱为例,油管泄压、井口上提管柱解封即可起出管柱。对于管柱b来说,建议捞空第2级偏心配水器或是留有水嘴,起到油套沟通的作用,避免K344封隔器在起管柱过程中再次坐封,同时避免套管缩颈段抱卡胶筒。

图 1 高压小直径分注管柱结构示意图 Fig.1 Structure of high-pressure minor-diameter separate injection string 1、5—安全接头;2—常规直径水力锚;3—常规直径Y341或Y241封隔器;4、7—小直径桥式偏心配水器;6—小直径Y341封隔器;8—水力循环阀;9—小直径长胶筒封隔器。

若是结垢等原因导致封隔器无法正常解封,可以尝试酸侵措施。若不奏效,为保护工具串以上油管,可从安全接头处拔脱,下钻杆打捞,用较高上提载荷强行使封隔器解封。若是套管继续缩颈抱卡管柱,只能从安全接头处拔脱,待大修处置。

1.4 管柱结构

其工艺管柱结构如图 1所示。

1.5 技术特点

(1) 具有套管保护功能和反洗井功能。

(2) 水力锚的引入实现了注水工况下管柱锚定,提高了管柱可靠性。

(3) 与常规分注投捞测试工艺配伍性好,不必配套新型测试工艺。

(4) 安全接头的引入便于管柱遇卡脱手,方便打捞。

(5) 长胶筒封隔器承压高,封堵能力强,可直接坐封于射孔层段,满足高压或薄夹层注水需求。

1.6 适应范围

目前,该技术适应最小缩颈110 mm(ø139.7 mm套管)。图 1中管柱a适应注水压力25 MPa以下,隔层厚度大于3 m。管柱b适应注水压力35 MPa以下,隔层厚度不限,可直接坐封于射孔层段。

1.7 施工过程

(1) 按管柱结构设计图下入完井管柱,配水器带盲堵,水力循环阀起到油套沟通的作用,避免封隔器中途坐封。

(2) 管柱下到位后,从油管加压25 MPa坐封封隔器,并根据压力变化和套管溢流对管柱验漏。

(3) 通过钢丝投捞更换配水器内堵塞器,开始试注。

(4) 通过钢丝作业或高效测调方式进行测试调配。

2 配套工具 2.1 小直径Y341封隔器 2.1.1 结构

小直径Y341封隔器结构如图 2所示。

图 2 中文小直径Y341封隔器结构示意图标题 Fig.2 Structural diagram of minor-diameter Y341 packer 1—上接头;2—上中心管;3—上反洗套;4—内、外护碗;5—长胶筒;6—隔环;7—短胶筒;8—外中心管;9—反洗阀座;10—反洗活塞;11—弹簧;12—弹簧座;13—下反洗套;14—下中心管;15—活塞;16—锁环;17—解封剪钉;18—下缸套;19—锁环套;20—坐封剪钉;21—紧固环;22—下接头。

2.1.2 技术特点

(1) 优选氢化丁腈橡胶[10],满足耐温和耐压要求;

(2) 双层护碗防突机构可提高胶筒承压能力;

(3) 新型反洗密封机构可提升井下密封性能,避免密封垫随反洗活塞往复移动,且免受液流冲击损伤;

(4) 小齿距的锁定机构可有效防止密封胶筒应力松弛;

(5) 有效坐封行程留有余量,起到高压条件下自补偿的作用。

2.1.3 主要技术参数

总长1 405 mm,通径48 mm,刚体最大外径105 mm,适用套管内径110~124 mm,工作压差35 MPa,工作温度120 ℃。

2.2 小直径长胶筒封隔器 2.2.1 结构

小直径长胶筒封隔器结构如图 3所示。

图 3 小直径长胶筒封隔器结构示意图 Fig.3 Structural diagram of minor-diamater long-rubber packer 1—上接头; 2、5—浮动头; 3—中心管; 4—胶筒; 6—下接头。

2.2.2 技术特点

(1) 胶筒为橡胶、帘线和钢丝多层复合结构,抗磨损能力和密封性能强;

(2) 中心管割缝进液,具备一定的防砂能力,有利于胶筒回弹;

(3) 固定方式为两端浮动,进一步增大了膨胀比,适应能力强。

2.2.3 主要技术参数

总长1 430 mm,通径49 mm,刚体最大外径105 mm,胶筒长度740 mm,适用套管内径110~124 mm,工作压差40 MPa,工作温度120 ℃。

2.3 小直径桥式偏心配水器 2.3.1 结构

小直径桥式偏心配水器结构如图 4所示。

2.3.2 技术特点

(1) 通径、偏孔与ø114 mm桥式偏心配水器一致,测试工艺继承性和配伍性好,兼容钢丝投捞和高效测调[11]

(2) 连接套采用石油管材,可确保配水器承压能力;

(3) 定位体与主体偏心对接,以保证导向块与主体同轴。

图 4 小直径桥式偏心配水器结构示意图 Fig.4 Structural diagram of minor-diameter bridge eccentric water distributor 1—上接头; 2—长连接套; 3—导向扶正体; 4—主体; 5—短连接套; 6—定位体; 7—导向块; 8—下接头。

2.3.3 主要技术参数

总长1 060 mm,通径46 mm,刚体最大外径105 mm,适用套管内径≥110 mm,工作压差50 MPa,工作温度120 ℃。

3 现场应用

高压小直径分注工艺于2014年1月在吐哈油田投入应用,已进行了25井次的现场施工,其中小直径长胶筒分注应用11井次,工艺成功率100%,平均注水压力23 MPa,最高30 MPa,平均有效期290 d,最长470 d,有限期延长效果明显。测试成功率达到95%以上,显示了良好的测试兼容性。目前已经冲检7井次,无大修记录。

以湖41-15井为例,该井为ø139.7 mm套管,系统压力25 MPa,套管缩颈至ø111 mm,常规分注工艺无法进行,只能合注,油压11 MPa。调剖后,注水压力上升至21 MPa。吸水剖面测试发现,J2x的1 589.8~1 594.5 m井段吸水强度过大,需要调控,按1 580.2~1 594.5 m和1 596.5~1 603.5 m进行2段分注,日配注5 m3

现面临套管缩颈和薄夹层问题,于2015年8月下入高压小直径分注管柱完井。管柱结构:常规外径水力锚+常规外径Y341封隔器+小直径桥式偏心配水器+小直径长胶筒封隔器+小直径桥式偏心配水器+水力循环阀,注水压力21 MPa,控制了无效注水。

4 结论及认识

(1) 高压小直径分注工艺解决了轻微套损井高压分注问题,形成了一套适合吐哈油田套损井的分注技术,可收到控水和增注的效果。

(2) 建议注水压力低于25 MPa和层间矛盾差异较小的注水井使用小直径Y341封隔器。薄夹层或高压(大于25 MPa)条件下使用小直径长胶筒封隔器,以便取得较好的层段封隔效果。

参考文献
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文章信息

李明平
Li Mingping
套损井高压小直径分注工艺研究与应用
High-pressure Minor-diameter Separate Injection Technology for Casing Damage Wells
石油机械, 2016, 44(9): 80-83
China Petroleum Machinery, 2016, 44(9): 80-83.
http://dx.doi.org/10.16082/j.cnki.issn.1001-4578.2016.09.018

文章历史

收稿日期: 2016-04-27

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