2. 中国石化胜利油田分公司海洋采油厂
2. Offshore Oil Production Plant, Shengli Oilfield Company, SINOPEC
0 引言
胜利埕岛油田位于山东省东营市渤海湾南部极浅海水域，水深2~18 m，共发现明化镇组、馆陶组、东营组、沙河街组、中生界、古生界和太古界等7套含油气层系，主力油藏馆陶组含油井段长、层多、易出砂、非均质性强[1-2]。该油田从2000年转入水驱开发。水驱为海上油田主导开发方式，水驱产量占总产量的96.7%，因此高效注水对海上油田稳产上产具有重要的意义。水驱开发的油田，其水驱采收率取决于注入水的驱油效率和波及体积。而对于一个储集层孔隙结构、流体与岩石表面性质一定的具体油田，提高水驱采收率的关键在于扩大注入水的波及体积，这对非均质多油层的油田尤为重要[3-5]。因此精细分层注水对于提高海上高效开发尤为重要。
水驱开发中，埕岛油田先后试验实施了密闭双管分注、单管测调分注和锚定补偿分注等工艺技术，为满足长期注水及大排量反洗井的要求，后期逐步推广应用了液控式测调一体化分注技术。该一体化分注技术具有独立的液压控制系统，采用液控扩张封隔器实现分层，使用测调一体化仪器调节可调配水器实现流量调节。该技术有效解决了普通可洗井分层封隔器反洗通道易堵塞以及投捞注水芯子施工繁琐等问题[6-9]。目前海上以井组定向井开发为主，井斜35°以上注水井占总数的50%以上。液控式测调一体化分注技术在推广应用过程中，受海上大井斜影响，封隔器胶筒下入过程易磨损失效，一旦一个胶筒失效，整套液控系统都失效。据统计，因该因素导致检修的注水井占总数的31%。同样受井斜影响，测调仪器易遇卡遇阻，据统计，因该因素导致检修的注水井占总数的28%。同时，低压区块胶筒解封时间长，反洗井困难，现场测调队伍无法满足现场施工等问题。为进一步完善海上油田分注工艺，提高海上水驱开发程度，中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院开展了海上油田长效精细分注技术研究。
1 技术分析 1.1 管柱结构长效精细分注技术的分注管柱主要由室内集成控制系统、控制电缆、控制管线、井下安全阀、液控压缩封隔器、电控配水器和清堵反洗阀等组成，如图 1所示。通过控制管线连接每层的液控压缩封隔器实现分层，通过控制电缆实现电控配水器的调节。为适应海上出砂油藏的防砂需求，目前该技术配套成熟的大通径机械防砂管柱。
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| 1—室内集成控制系统；2—控制管线；3—控制电缆；4—井下安全阀；5、7、9—液控封隔器；6、8、10—电控配水器；11—清堵洗井阀。 图 1 新型分注技术管柱结构示意图 Fig.1 Schematic diagram of the novel separate layer water injection string |
1.2 工作原理
分注管柱下到位后，安装采油树以及地面控制监测装置，由室内集成控制系统通过控制井口液压控制柜实现液控封隔器坐封，封隔器压力一般设置在10~12 MPa。智能调配时，室内集成控制系统通过控制电缆调节电控配水器，根据电控配水器上的行程开关，首先将各层配水器处于关闭状态，然后根据地层配注量，结合地面监测装置，调节最下级配水器，在确保该层配注量合格之后，由地面控制装置调节上一级配水器，采用递减方式，确保地面流量在合格流量范围内，其他注水层调配以此类推，直至完成该井所有层的调节。当后期反洗井维护时，室内集成控制系统通过控制液压控制柜迅速完成液控管线压力释放，封隔器解封，油套环空形成较大反洗通道，在底部清堵反洗阀的作用下，泥质、地层砂等能够随反洗液携带至地面，确保注水井长期有效。
1.3 技术特点(1) 通过室内压力可直观判断井下封隔器的工作状态，并可以进行实时动态补压，提高分层可靠性，封隔器无洗井阀设计，解决了大压差注水井分层失效问题。
(2) 各注水层流量能够通过室内直接控制，无需电缆钢丝作业测试，流量数据直接从井口获取，消除了井下测量温度漂移的影响，数据更加可靠。
(3) 封隔器泄压后洗井通道大，不易堵塞，可以实现大排量反洗井，油管底部泥质能够被彻底地及时清除，确保分注井长效运行。
1.4 技术指标额定压力35 MPa，耐温150 ℃，单层最大流量1 000 m3/d，最大分注层数8层，最大工作压差20 MPa。
2 核心工具的研制 2.1 防蠕动封隔器分层封隔器是实现分层注水的基础，封隔器性能直接决定着分注管柱的分层可靠程度。为增强封隔器的可靠性及抗蠕动能力，并结合海上埕岛油田非均质性强、层间矛盾突出、地层胶结疏松以及出砂较严重的油藏特性[10]，研制了能够在防砂管柱内坐封的YK344-104型小直径液控压缩封隔器。
2.1.1 结构小直径液控压缩封隔器由电缆穿越机构、液压控制机构和活塞坐封机构组成，主要包括上接头、中心管、调节环、坐封胶筒、一级活塞、剪钉、控制环、二级活塞和下接头，结构如图 2所示。该封隔器设计的电缆穿越机构，可以配合电控配水器调节水量。
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| 1—上接头；2—中心管；3—调节环；4—坐封胶筒；5—一级活塞；6—剪钉；7—坐封控制环；8—二级活塞；9—穿越电缆；10—下接头。 图 2 小直径液控压缩封隔器结构示意图 Fig.2 Schematic diagram of small diameter hydraulically controlled compression packer |
2.1.2 技术原理
下井：目前部分注水井检修作业时先期酸化地层，导致漏失量较大，为防止封隔器中途坐封，设置坐封控制环，以保障下井过程中的安全施工[11]。
坐封：该封隔器的上、下接头各有一个液控管线接头，连接于地面液压控制柜，当需要坐封时，通过管线内加压，达到一定压力时，剪断剪钉，一级活塞与二级活塞上移，压缩胶筒膨胀至套管壁上，其中液压控制柜的自动补压模块能够确保坐封压力一直稳定在合理范围内。
解封、洗井：地面控制柜泄压模块能够迅速泄压，一级活塞与二级活塞在胶筒弹性作用下下移，胶筒收回，整个环空就形成了较大的反洗通道。
2.1.3 结构特点(1) 地面直接控制封隔器工作，确保工况变化时封隔器胶筒与套管壁不接触，防止胶筒因管柱蠕动而造成分层失效。
(2) 采用双活塞设计，解决了小直径封隔器坐封载荷较小的难题，确保分层有效可靠。
(3) 采用液压独立控制，与目前液控扩张封隔器相比，坐封胶筒与液控系统独立，即使胶筒破损，也不影响液路的整体密封效果。
(4) 采用氢化丁腈压缩胶筒，回弹性较好，1 500 m注水井解封时间在30 min以内，与目前液控扩张封隔器相比，解封时间大大缩短。
2.1.4 技术指标最大下入深度4 000 m，耐温150 ℃，坐封压差10~12 MPa，工作压差30 MPa，适应套管外径101.6 mm，每100 d压降不大于1 MPa。
2.2 无级电控配水器配水器是实现流量精细调配的保障，近年来海上油田分注井测调一体化技术得到大量的推广，注水“三率”迅速提升，但是受到人力、设备和作业环境等因素的影响，一定程度上制约了该技术在现场的应用[12-14]。为了适应油田智能化的发展以及海上的生产需求，研制了无级电控配水器。
2.2.1 结构无级电控配水器主要由上接头、铠装电缆、外筒、密封塞、信号处理装置、动轴、电刷架、轴承、定子、动子、下接头、行程开关和霍尔传感器等组成，结构如图 3所示。配水装置整体密封采用聚四氟乙烯+氢化丁腈胶圈组合的方式。
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| 1—上接头；2—电缆；3—外筒；4—密封塞；5—信号处理装置；6—轴承；7—动轴；8—水嘴芯子；9—动子；10—定子；11—霍尔传感器；12—出液套；13—行程开关；14—下接头。 图 3 电控调节配水器结构示意图 Fig.3 Schematic diagram of the electrically controlled water distributor |
2.2.2 技术原理
地面控制装置通过电缆发射指令，配水器的信号处理装置接到信号后，启动电刷架中的电刷，借助动轴上的接电环进入动子上的励磁绕组。电流的交替变化以及定子上励磁绕组的组合作用使得动子旋转，动子带动动轴旋转。受螺纹传动副作用，动轴的转动转变为内管的上下移动，从而实现该层的流量控制。行程开关能够确保水嘴完全打开和关闭后及时切断电机电源，提高了电机井下长期工作的可靠性。霍尔传感器能够随时记录动轴的旋转圈数，并计算水嘴开度大小，同时通过与地面流量计配合，实现水量的准确控制。
2.2.3 结构特点(1) 水嘴均布于下接头圆柱面上，长度渐次增长。水嘴分布如图 4所示。流量通道随着内管的上下移动呈现逐渐递增的近似线性变化规律，从而实现无级调节功能。
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| 图 4 水嘴分布图 Fig.4 Nozzle distribution |
(2) 采用空心电机设计，受载对称均匀，确保配水器水嘴平稳调节，同时调节扭矩大幅增加，输出扭矩可以达到200 N·m以上，拓宽了工具的使用范围。
2.2.4 技术指标流量测试精度±1.5%FS，流量调节范围0~1 000 m3/d，整体承压35 MPa。
2.3 清砂解堵反洗装置针对海上油田注入水富含泥质，管柱内壁常形成致密垢层，易造成水嘴阻塞及仪器遇卡等问题，创新研制了清砂解堵反洗装置，以确保注水井长效生产。
2.3.1 结构清砂解堵反洗装置主要由外筒、顶盖、铰链、弹簧座、弹簧、滚珠、密封球、清洁管、导流管、螺旋叶片和反洗变扣等组成，结构如图 5所示。
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| 1—外筒；2—顶盖；3—铰链；4—弹簧座；5—弹簧；6—滚珠；7—密封球；8—清洁管；9—导流管；10—螺旋叶片；11—反洗变扣。 图 5 清砂解堵反洗装置结构示意图 Fig.5 Schematic diagram of reverse washing device for sand washing and plug removing |
2.3.2 技术原理
当反洗井作业时，洗井液从反洗变扣锥面孔进入导流管内，顶开密封球，水流通过导流孔流出冲击清洁管内部的导流叶片，驱动清洁管逆时针旋转，此时螺旋叶片搅动外环空中结存的砂垢，受水力虹吸作用，沿流道向上排出。同时，一部分水流冲击导流叶片后，冲开顶盖，向上流动冲洗上部油管等流道。当反洗井结束时，顶盖在重力作用下慢慢落下，封闭清洁管内腔。水体中的砂垢在重力作用下下落，结存在外环空中，下次反洗井时再排出。与目前沉砂类反洗阀或者单流阀相比，清砂解堵反洗装置更能够起到彻底清洗完井油管的作用，解决了阀球被埋、洗井不通以及底球漏失等问题[15]。
3 现场应用截至2018年6月，长效精细分注技术在胜利埕岛油田共试验应用15井次，现场施工一次性成功率100%，层段合格率95%，完井后利用电磁式一体化测调仪进行现场测试与验证，每层配水与地质配注非常接近。目前该工艺技术在井下运行已超过400 d，分层封隔器液路压力维持在10~12 MPa，水量调节正常运转[16-18]。
典型井例：CB11NA-9注水井于2012年7月开始注水，由于F1、F2分层封隔器漏失以及达不到配注要求，决定进行检修作业。2016年8月，该井采用液控分注技术顺利完井，注水方式二级三段，完井后地面液压控制柜加压12 MPa，完成液控封隔器坐封，电控配水器地面调节，完成各层配水调节，且均达到配注要求。为进一步验证该工艺的长效性与可靠性，2017年8月，采用脉冲中子水流测井进行各层吸水情况以及封隔器密封状况验证，结果显示两级封隔器坐封情况较好。随后，下入一体化测调仪进行流量测定，井口油压7.2 MPa，全井日注水量241 m3，上层实注109 m3，中层实注71 m3，下层实注61 m3。工艺实施以来，对应层位的CB11NA-3和CB11E-5油井平均日增油分别为6.5和5.9 t，增产效果显著。
4 结论及建议(1) 长效精细分注技术中的分层封隔器能够动态补压，提高了分注井分层效果，地面流量计能够进行注水量的精细调节，实现了恶劣环境下的免投捞精确测试，同时清砂解堵反洗装置能够降低砂埋配水工具的风险。
(2) 研制了抗蠕动可洗井封隔器，该类型封隔器采用双液缸压缩式设计，在满足大排量洗井的同时，解决了胶筒易磨损以及反洗解封时间长等问题。
(3) 现场试验结果表明，该工艺能够解决海上油田边远井、大斜度井和大压差井等的分层注水问题，可以满足目前海上油田高效开发和精细分注的需求，具有较高的推广应用价值。
(4) 建议以后加大电控封隔器的研究，集成配套验封模块设计，从而实现封隔器的自动验封功能，为分注井真正意义上的智能二次完井奠定基础。
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