渤海油田注水井高套壓治理技術(shù)探索

陳欽偉，司念亭，龍江橋，高永華，吳子南，石張澤

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

1 背景

目前，渤海油田共有注水井722口井。據(jù)不完全統(tǒng)計，井口存在不同程度套壓問題的井次就多達(dá)100口井以上，而且亟待解決的井次有不斷增加的趨勢。井口帶壓容易造成采油樹井口隱患，閥門故障，而且對于井口操作的生產(chǎn)操作人員及井下作業(yè)人員的安全作業(yè)存在一定隱患。傳統(tǒng)解決套壓的方法為進(jìn)行大修再完井作業(yè)，工期長且作業(yè)費用高。

1.1 產(chǎn)生套壓的原因及治理方法

（1）部分油氣井井內(nèi)流體有較強腐蝕性，井內(nèi)油管、井下工具發(fā)生腐蝕、穿孔，導(dǎo)致油管和油套環(huán)空之間相互連通等情況，造成油套同壓現(xiàn)象[1]。

（2）由于起下管柱摩擦磨損，造成防砂管柱密封筒損壞失效，正常的定位密封無法與防砂管柱密封筒實現(xiàn)有效配合，以致于地層壓力傳至油套環(huán)空，造成油套同壓。

（3）部分油氣井生產(chǎn)年限較長，或井內(nèi)流體有較強腐蝕性[2]，或套管外壁固井質(zhì)量差導(dǎo)致套管發(fā)生變形，出現(xiàn)裂紋或穿孔[3]，套管外地層壓力傳至套管環(huán)空，造成油套同壓。

治理第一種產(chǎn)生套壓的情況，通過更換新油管和井下工具，提高施工質(zhì)量，能夠較容易解決套管帶壓問題；第二種情況的傳統(tǒng)治理方法，在頂封之上增加頂部封隔器，但只能解決少部分問題井，效果不明顯且費用高；第三種原因是在井口之下增加油井的過電纜封隔器，但之后的管柱存在提不動、解封時遇卡的風(fēng)險（過電纜封隔器帶卡瓦）。所以真正能徹底解決后兩種原因問題的方法主要為進(jìn)行大修重新防砂作業(yè)、套管找漏堵漏作業(yè)等大型作業(yè)。這些方法單井作業(yè)成本高，工程施工難度較大，同時大型修井作業(yè)會打斷注水井的正常生產(chǎn)，對注釆井網(wǎng)開發(fā)效果影響較大。

1.2 注水井高套壓的危害

（1）注水井長期處于較高套壓狀態(tài)，輕者會對采油樹等井口設(shè)備產(chǎn)生高壓沖擊，產(chǎn)生裂縫、密封失效等問題[4]；重者會導(dǎo)致高壓注入水刺漏，造成平臺井口操作人員傷亡等事故。

（2）渤海油田完井作業(yè)期間，通常對小于9-5/8 in的生產(chǎn)套管（含9-5/8 in）試壓20 MPa，若長期井口套壓過高，對井口套管或套管鞋有擠毀、破裂的風(fēng)險，同時也可能會加劇井口附近套管的腐蝕程度，縮短井口附近套管的使用壽命，容易產(chǎn)生與海水連通等環(huán)保事故。

（3）在后期作業(yè)過程中，套壓過高的井往往會增大壓井難度，同時生產(chǎn)管柱可能有腐蝕、穿孔、斷裂等現(xiàn)象，增大了井下管柱斷裂落井的風(fēng)險[5]。

2 兩種治理工具技術(shù)簡介

2.1 APS井口保護器

APS井口保護器采取了獨立的座封系統(tǒng)設(shè)計，座封簡單、可靠，當(dāng)封隔失效時，可以二次座封，實現(xiàn)再密封功能（圖1，圖2）。

（1）APS井口保護器的結(jié)構(gòu)及工作原理

① 座封原理

井口保護器連接在油管掛之下（十幾米之內(nèi)），現(xiàn)場檢查工具外觀，連接工具提升短節(jié)，然后把工具連接到入井管柱上，在工具上連接好座封的液壓管線，通過該液壓管線打壓，壓力推動座封活塞沿本體上行，座封活塞的推力使膠筒膨脹以實現(xiàn)井口保護器的密封，井口保護器完成座封。

圖1 APS井口保護器的結(jié)構(gòu)示意圖

圖2 APS井口保護器頂部投影示意圖

② 解封原理

泄掉座封液控管線內(nèi)的壓力，解除座封液力；靜止15 min，等待橡膠恢復(fù)；直接上提管柱將工具起出井口即可。

③ 洗井原理

泄掉座封液控管線內(nèi)的壓力，解除座封液力；靜止15 min，等待橡膠恢復(fù)；然后可進(jìn)行洗井作業(yè)；洗井完畢后再次液控管線打壓座封，再次實現(xiàn)隔離作用。

（2） APS井口保護器的系列參數(shù)

不同的套管尺寸及磅級，分為不同耐壓等級的APS井口保護器系列，如表1所示參數(shù)。

2.2 K344套壓處理器的研制

K344擴張自鎖式油套同壓處理器是常規(guī)K344封隔器的升級產(chǎn)品，增加了自鎖機構(gòu)，該工具在水井停注時具有不解封防井口帶壓的功能，具有Y341洗井式封隔器的優(yōu)點，該處理器解封具有反洗井解封和上提管柱解封兩種解封方式，提高了處理器解封的可靠性。

（1）K344擴張自鎖式油套同壓處理器的結(jié)構(gòu)及工作原理

① 座封原理

工作時中心管打壓4~5 MPa；自鎖銷釘剪斷，活塞推動固定套上移，釋放鎖塊，此后鎖塊將不起作用；與此同時，處理器膠筒擴張坐封；當(dāng)停住水或中心管內(nèi)壓力消失時，彈簧推動自鎖閥上移關(guān)閉泄壓通道，膠筒內(nèi)的液體不能溢出，膠筒仍處于自鎖的密封狀態(tài)（圖3）。

② 解封原理

反洗井解封：液體由套管環(huán)空進(jìn)入液壓解封裝置的活塞內(nèi)，推動活塞下行，推動自鎖閥下移，溢流通道開啟，處理器膠筒內(nèi)流出，處理器膠筒收回解封。

上提管柱解封：需起管柱時，上提油管剪斷解封銷釘，中心管上移膠筒內(nèi)溢流通道開啟，處理器解封后即可起出管柱。

③ 洗井原理

具有反洗井功能：即反洗井時處理器解封，形成較大的洗井通道。

（2）K344套壓處理器系列參數(shù)

K344套壓處理器系列產(chǎn)品分為擴張式和液控式兩種油套同壓處理器，技術(shù)參數(shù)如表3所示。

表1 APS系列 （壓力單位：Psi）

表2 APS系列（氣密）（壓力單位：Psi）

圖3 K344-SJ210擴張自鎖式油套同壓處理器的結(jié)構(gòu)示意圖

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 APS井口保護器在LD5-2 XX井的應(yīng)用

該井2005年10月28日開始投產(chǎn)，2013年7月31日開始該井發(fā)現(xiàn)存在高套壓，于2016年4月19日開始進(jìn)行大修作業(yè)，至7月5日重新座新頂部封隔器后開始下入空心集成注水管柱；7月8日注水管柱下入到位，泥漿泵環(huán)空打壓15 MPah10 min，壓力不降，觀察油管內(nèi)無返出。倒流程，泥漿泵試注，排量30 m3/h（地質(zhì)設(shè)計要求配注量8 m3/h），泵壓5 MPa，正注2 h觀察環(huán)空無返出。7月10日08：00時恢復(fù)注水，注入壓力4.5 MPa，注入量量8 m3/h，觀察套壓上漲至4 MPa。

表3 K344擴張式油套同壓處理器技術(shù)參數(shù)

表4 K344液控式油套同壓處理器技術(shù)參數(shù)

（1）作業(yè)步驟

① 按照設(shè)計管柱圖（如圖4）連接下入空心集成分注管柱；其中APS井口保護器位于油管以下30 m位置。

圖4 LD5-2 XX井管柱示意圖

② 用手壓泵打壓座封APS井口保護器：打壓500 psih5 min，泄壓到零；打壓1 000 psih5 min，泄壓到零；打壓1 500 psih5 min，泄壓到零；打壓2 000 psih5 min，泄壓到零；打壓2 500 psih5 min，泄壓到零；打壓3 000 psih5 min，泄壓到零，再次打壓4 500 psi，保持穩(wěn)壓，座封APS井口保護器。

③ 恢復(fù)注水。（2）作業(yè)效果作業(yè)前，油套同壓，套壓高達(dá)9 MPa；作業(yè)后套壓為0，有效封隔了套壓。

3.2 K344擴張自鎖式油套同壓處理器JX1-1 XX井應(yīng)用

該井為該井于2012年1月14日投注，2015年5月1日－7月6日對該井進(jìn)行大修作業(yè)打撈中心管，作業(yè)后套壓最高達(dá)7.5 MPa，注入壓力12.5 MPa，注入量750 m3/d。

當(dāng)注入壓力大于套壓時，套壓上升，當(dāng)注入壓力小于套壓時，套壓降低，表明隔離封隔器也存在滲漏問題。

（1）作業(yè)步驟

① 按照設(shè)計管柱圖（如圖5）連接下入注水管柱；其中K344處理器位于頂部封隔器以上10 m位置。

圖5 JX1-1 XX井管柱示意圖

② 井口配管，安裝采油樹。

③ 以水為座封介質(zhì)，泥漿泵正打壓10 MPa，座封壓力K344處理器。

④ 恢復(fù)注水。

（2）作業(yè)效果

恢復(fù)注水后，該井油套環(huán)空壓力因注入水溫度高，環(huán)空內(nèi)壓力略有上漲，待注入溫度穩(wěn)定后，將環(huán)空壓力放至零，不再上漲，效果非常顯著。

4 結(jié)論

通過近一年APS保護器及K344擴張自鎖式油套同壓處理器的現(xiàn)場試用情況，確認(rèn)形成了不處理井下防砂管柱、不增加管柱遇卡風(fēng)險的注水井套壓處理技術(shù)系列。APS保護器及K344擴張自鎖式油套同壓處理器共應(yīng)用了6口井，成功解決了5口井，成功率達(dá)到83%，有效地保障了油田開發(fā)井口的安全，在一定程度上緩解了井下流體對井口套管承高壓及腐蝕的問題，避免了重新打撈防砂等大型作業(yè)，節(jié)約作業(yè)時間和作業(yè)成本，值得在海上油田進(jìn)一步推廣使用。

[1] 王仲茂，油田油水井套管損壞的機理及防治[M]. 石油工業(yè)出版社，1994．

[2]許濤． 高壓注水引起套損的機理研究EJ]．?dāng)鄩K油氣田，2007，14（1）：70- 71．

[3]邢希金．中國近海油套管防腐設(shè)計方法優(yōu)化與防腐新策略 中國海上油氣，2014，26（6）：75-79．

[4]李欽道．油層套管內(nèi)壓力變化與水泥石壓力變化的相關(guān)性 鉆采工藝，2008，31（4）：16-19．

[5]張華倩．油井管腐蝕現(xiàn)狀與防護技術(shù)初探 中國石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2012，33（11）：96-96．