謝夢春，徐蕾，劉軍生，杜衛(wèi)剛

中國石油集團海洋工程有限公司 天津分公司（天津300451）

0 引言

自20世紀90年代開始，勝利油田引入同心雙管分層注水工藝，經(jīng)過幾十年的發(fā)展和改進，該工藝基本配套完善，使各層注入量由地面控制、分注精確、后期管理簡單，可在地面驗封，基本實現(xiàn)了海上油田“精細注水”[1]。

同心雙管分層注水管柱主要由雙級油管懸掛器、內外油管、雙控安全閥、補償器、液控封隔器、打孔管、密封插頭、密封工作筒等部分組成[2]（圖1）。

圖1 同心雙管分層注水管柱結構示意圖

工作原理：同心雙管分層注水管柱通過內管注水，水流經(jīng)下部打孔管進入下部地層；通過外管與內管（內管末端有密封插頭插入密封工作筒）環(huán)空注水，水流在上部打孔管處進入外管與套管環(huán)空，由于封隔器封堵原因水流進入防砂管與外管環(huán)空，進而進入上部地層，達到分層注水目的。同心雙管管柱采用不同直徑油管同心下井分注，實現(xiàn)小管和雙管環(huán)空兩套系統(tǒng)獨立分壓注水，形成2套注水管柱，每套注水管柱分別對應各自的注水層位，2套管柱之間通過專門的密封插件封隔，可以從地面分別調節(jié)2個層位的注水量，避免測調遇阻對分層資料錄取的影響，同時可實現(xiàn)對每個層位的精細注水[3]。

1 現(xiàn)場情況描述

某井為渤海海域勝利油田一口注水井，作業(yè)工序為：檢管、拔濾、沖洗炮眼、下同心雙管注水完井管柱作業(yè)。該井下完同心雙管注水完井管柱、裝好采油樹、封隔器坐封驗封之后，試注過程中發(fā)現(xiàn)內外管互串。進行驗證，將內管及外管壓力放至0，內管注水，壓力6.5 MPa，5 s后外管壓力迅速上升至4.5 MPa，取樣口放空出水。將內管及外管壓力放至0，外管注水，外管壓力8 MPa，10 s后內管壓力緩慢上升至4.2 MPa，取樣口放空出水。雙管同時注水，外管8.4 MPa，內管5.4 MPa。

2 管柱失效原因

宋開利[4]等人通過對勝利油田分層注水工藝現(xiàn)狀進行調研，對影響分層注水管柱工作可靠性的因素進行了分析，找出了造成分層注水管柱層段合格率低的主要因素是管柱的結構及井下配套工具的質量及使用性能問題。

李洋[5]認為在油田開發(fā)的中后期，分層注水是實現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、高產(chǎn)的關鍵，因而對注水井井下封隔器的密封質量提出了更高的要求。分層注水管柱的驗封技術是檢驗井下封隔器密封質量的關鍵手段，在油田注水開發(fā)中發(fā)揮著非常重要的作用。

基于現(xiàn)場的試注內外管出現(xiàn)互串的現(xiàn)象，可以判斷內管與外管處于連通狀態(tài)，現(xiàn)場判斷導致內外管連通，從管柱結構、井下工具、地層情況等幾個方面分析，導致同心雙管分層注水管柱失效的原因可能有以下幾種可能：

1）雙控安全閥密插密封不嚴，導致注入水在雙控安全閥處互串。

2）下封隔器坐封不嚴、封隔器反洗通道工作不正常一直處于開位，導致注入水在套管環(huán)空內互串。

3）密封工作筒密插密封不嚴，導致注入水在密封工作筒處互串。

4）內管懸掛器液控管線穿越孔密封不嚴，導致注入水在內管懸掛器處互串。

5）2個注水油層存在串層。

3 管柱失效原因分析與驗證

3.1 雙控安全閥密插密封情況分析

分析：考慮到內管單獨注水時外管壓力上升明顯，外管單獨注水時內管壓力上升緩慢，并且由于從井口到雙控安全閥管柱較短，所以如果雙控安全閥密插密封不嚴會導致以上情況，因此需要驗證雙控安全閥（關閉時液體不能從下向上流動）密插是否完好。

驗證情況：將內管及外管放壓至0，將雙控安全閥壓力泄壓至0，內管單獨注水，內管壓力5.4 MPa，外管壓力為0，外管注水流程取樣口放空不出水，內外管沒有串通顯示。將雙控安全閥壓力打至26 MPa，雙控安全閥開啟，內管單獨注水外管壓力迅速上升，顯示內外管串通。

小結：如果雙控安全閥處密插密封不嚴，關閉安全閥后，內管單獨注水時外管仍然會返水，現(xiàn)場實際情況證明雙控安全閥密插密封完好。

3.2 下封隔器坐封情況分析

分析：下封隔器采用YK344-150反洗閥式液控封隔器，該封隔器主要由沉砂管、洗井通道、液控封隔器組成。地面液壓源打壓，液壓由液控管線通過液壓控制接頭進入膨脹膠筒與中心管之間的空腔，膠筒擴張，實現(xiàn)封隔器的坐封；同時反洗活塞在液控管線壓力的作用下處于密封狀態(tài)。如果下封隔器坐封不嚴、封隔器反洗通道工作不正常一直處于開位，可能導致注入水在套管環(huán)空內互串。

驗證情況：在完井施工后按設計封隔器坐封并驗封，封隔器最高打壓至12 MPa，套管打壓3.5 MPa驗封合格。從驗封來看只能驗證上封隔器坐封完好，為了防止下封隔器有臟物坐封不嚴導致內外管串通，將封隔器泄壓至0，待封隔器膠筒完全收回后，開內管注水流程關閉外管注水流程，同時開套管閥門接管線至進沉降罐，正洗井1周，洗井后等待1 h，待出口完全不出液后將封隔器最高壓力打至22 MPa。關套管閥門開采油樹側翼外管閥門，內管單獨注水，顯示外管壓力上升較快，并且外管出水量很大。

小結：通過該次驗證可以證明，洗井后將封隔器壓力打至22 MPa并穩(wěn)壓合格，封隔器坐封完好并且下封洗井通道關閉，仍然顯示內外管串通，因此下封隔器問題導致內外管串通的可能性較小。

3.3 密封工作筒密插密封情況分析

分析：密封工作筒（圖2）主要由兩部分組成：密封工作筒本體、密封插頭（光桿）。上部接外管，密封工作筒內部為密封圈結構；下部接尾管，內管尾部為光桿密封插頭。密封工作原理：密封插頭進入密封工作筒本體，密封圈與密封插頭形成密封。如果出現(xiàn)密封插頭未插入密封工作筒本體的情況，將出現(xiàn)密封失效內外管互串的現(xiàn)象；如果密封工作筒內密封圈失效，將會導致內外管出現(xiàn)互串。

圖2 密封工作筒分體圖

小結：根據(jù)現(xiàn)場起管柱情況，密封插頭已全部插入密封工作筒內，密封工作筒密封圈工作狀態(tài)良好。但是密封工作筒彎曲變形，導致密封失效。

3.4 內管懸掛器液控管線穿越孔密封情況分析

分析：內管懸掛器（圖3）密封不嚴，可能導致注入水在內管懸掛器處發(fā)生互串。

圖3 油管懸掛器

驗證情況：首先液控管線穿越孔采用3個密封圈之后用壓帽壓實擰緊，另外內管懸掛器上部接密封件，密封件含兩個密封膠圈，密封油管懸掛器與采油樹環(huán)空，即使內管懸掛器液控管線穿越孔密封不嚴也不會導致內外管串通。

小結：根據(jù)起出情況顯示油管懸掛器密封圈狀況良好，懸掛器原因導致內外管串通的可能性為零。

3.5 油層串層情況分析

該井2001年以前采用螺桿泵生產(chǎn)，2001年油井轉注，鄰井及同層位生產(chǎn)井至今未進行過大型壓裂防砂、酸化作業(yè)施工，雖然2個注水油層之間的夾層只有19 m，但是串層的可能性基本不可能。

3.6 現(xiàn)場驗證總結

從以上驗證分析，密封工作筒彎曲變形是導致密封失效的直接原因。起出原井管柱更換新的密封工作筒及密封插頭之后重新完井，沒有出現(xiàn)內外管互串的現(xiàn)象。說明了上述關于同心雙管分層注水管柱的失效原因分析思路合理，現(xiàn)場對失效原因進行逐一驗證，找到了管柱失效的直接原因，解決了現(xiàn)場的實際問題。

4 結論及建議

1）同心雙管分層注水管柱出現(xiàn)內外管互串現(xiàn)象時，主要分析思路：①檢查下井油管是否出現(xiàn)漏點；②檢查井下工具，特別是封隔器的密封性、密封插頭內工具的密封性以及油管懸掛器處密封性；③追查該井作業(yè)簡史，是否進行過酸化、壓裂等大型施工，是否存在油層見聯(lián)通的可能性。

2）在進行同心雙管分層注水管柱完井時，建議采取以下措施避免此類問題出現(xiàn)：

①下井油管做好檢查，避免錯扣或者扣損油管入井，在條件允許的情況下，提前對完井油管進行試壓。

②所有井下工具在地面做好檢查和試驗。封隔器配合短套管進行坐封試驗，確保封隔器靈活好用；密封插頭類工具建議在車間內做試壓試驗，試壓壓力為設計最高注水壓力，確保密封插頭處無刺漏；油管懸掛器坐入采油四通，安裝完注水井口后，建議對采油四通法蘭及油管懸掛器密封進行試壓，確保密封承壓合格。

③在同心雙管完井過程中，內管下至雙控安全閥處，密封工作筒密插插好后，在封隔器避開套管接箍的前提下，封隔器坐封，內管注水觀察外管是否反水，驗證密封工作筒密封性。

④對于油層間距小，進行過酸化、壓裂等大型施工作業(yè)的注水井，不建議使用同心雙管分層注水管柱完井方式。