海上油田注水井液控式环空安全封隔器的研制与应用

刘红兰

(中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营 257000)

海上油田注水井液控式环空安全封隔器的研制与应用

刘红兰

(中国石化胜利油田分公司石油工程技术研究院，山东东营 257000)

针对埕岛油田现有环空安全封隔器无洗井通道因而难以满足开发要求的问题，在分析国内外环空安全工具优缺点的基础上，研制了具有2条独立液路(分别控制洗井和坐封机构)的液控式环空安全封隔器。该封隔器的顶部液路控制洗井机构，液压强制开启洗井，液控管线泄压后由双重弹簧控制滑套，强制关闭；中部液路与底部液路相通，控制该封隔器与管柱油层部位的分层液控封隔器同时坐封；该封隔器设计有坐封锁紧机构，在紧急情况下，液控管线意外泄压胶筒也不回缩，以达到控制环空安全的目的。基于三维井眼中管柱受力分析计算模型，根据环空安全工具的下入深度，确定了洗井结构中心管的抗拉强度，并对液控式环空安全封隔器的性能进行了分析验证。该封隔器在42口注水井进行了现场应用，结果表明，完成坐封后的滑套多次洗井作业，套压始终为0 MPa，可有效保护海洋生态环境。研究认为，液控式环空安全封隔器不仅可以解决埕岛油田现有环空安全封隔器无法解决的问题，也可以满足其他海上油田安全环保开发的要求。

注水井；洗井封隔器；分层注水；埕岛油田；海上油田

国内海上油田注水井仅有控制油管内部的安全阀以及安装于采油树上的井口安全阀，无井下安全控制系统，一旦发生平台倒塌等意外情况，油套环空内的液体会对海洋生态环境造成严重危害。埕岛油田是胜利油田投入开发的浅海油田，开发初期的油井安全控制系统主要依赖进口，采用的过电缆封隔器主要来自Baker Hughes公司、Halliburton公司和Weatherford公司等国外公司[1-2]。出于经济效益考虑，也为了自行解决海上油田注水井的井控安全问题，胜利油田进行了相关研究，开发出了适用于φ177.8和φ244.5 mm套管的无洗井功能的常规环空安全封隔器[3-5]，并将其应用于埕岛油田，取得了一定效果。但随着埕岛油田开发的进一步深入，注水井逐步向“可以精细分层、精细配注、长寿命注水和大排量洗井”方向发展，井控安全要求越来越高。目前，埕岛油田常用液控式分层注水工艺管柱[6]，主要井控安全工具自下而上依次为液控封隔器[7]、井下安全阀和井口安全阀。井下安全阀、井口安全阀分别为保护油管空间和井口采油树的井控关键工具；液控封隔器是实现高效注水的保障工具，同时也能在一定程度上起到保护油套环空的作用，但一旦发生液控管线意外泄压，胶筒缩回，就会失去对油套环空的保护作用。为此，笔者在分析国内外现有过电缆封隔器[8]、液控滑套开关[9]及液控封隔器[10]优缺点的基础上，研制了洗井方便、坐封可靠的液控式环空安全封隔器，以解决埕岛油田现有的环空安全封隔器无法洗井的问题，并进一步满足海上油田注水井井控安全的控制需求和环保开发的要求。

1 液控式环空安全封隔器结构设计

1.1设计思路

通过对比分析国内外过电缆封隔器、液控滑套开关及液控式封隔器等相关工具的优缺点，考虑埕 岛油田特殊的生产开发环境和洗井要求，提出了以下设计思路：

1) 为保证该封隔器具有较高的抗拉强度，满足下钻安全要求，主要承拉件中心管采用35CrMo合金钢材料，抗拉强度为835.0MPa，满足API油管拉伸性能要求(N80油管抗拉强度为689.0MPa，J55油管抗拉强度为517.0MPa)；

2) 针对常规洗井阀受洗井不彻底或井筒杂质影响大而导致密封不严实的问题，设计为独立液路控制的滑套机构[9]，由液压强制开启以及泄压后复位弹簧强制关闭的方式，在底部设计单向开启的复位阀，以确保井控安全；

3) 基于分层封隔器采用液压控制坐封的方式，设计为独立液路控制坐封机构，完成坐封后由锁环控制锁紧机构[10-11]；

4) 为保证滑套和反洗套之间的密封圈能够适应井下洗井时的恶劣工作条件，选用组合盘根的方式，选用的调质氢化丁腈橡胶的邵尔硬度达90A，高于目前普通的氢化丁腈橡胶的性能指标(邵尔硬度为65A)；另外，每根密封圈两边均设计有与反洗套内径一致的聚四氟乙烯环，以保证橡胶密封圈与滑套之间柔性接触，提高其密封性和耐磨性。

1.2结构及特点

根据上述设计思路，从工具的结构与强度、海上油田特殊的井控要求、橡胶磨损件的材料优选与组合设计等方面进行了优化研究，设计出了液控式环空安全封隔器，其基本结构如图1所示。

图1 液控式环空安全封隔器结构Fig.1 Structure diagram of liquid controlled annular air safety packer1.上接头；2.滑套；3.反洗套；4.复位弹簧；5.连接套；6.中心管；7.本体；8.胶筒；9.推杆套；10.坐封剪钉；11.锁环固定套；12.锁环；13.外套；14.活塞；15.锁块；16.解封剪钉；17.复位阀；18.小弹簧；19.下接头

液控式环空安全封隔器主要由洗井机构、坐封锁紧机构和解封机构3部分组成。该封隔器的上接头、下接头用于连接φ73.0mm油管；洗井机构主要由上接头、滑套、反洗套、复位弹簧、中心管、复位阀和小弹簧组成，其中滑套和反洗套之间的密封采用组合盘根的形式；坐封锁紧机构主要由连接套、胶筒、推杆套、坐封剪钉、锁环固定套、锁环、活塞和锁块组成，其中活塞与本体和外套之间采用组合盘根的形式密封；解封机构由解封剪钉组成，设计参数分别为：通径62.0mm，工作压差30.0MPa，坐封压差18.0～20.0MPa，滑套开启压差10.0～12.0MPa，解封负荷40.0kN，下深≤500.00m，工作温度≤120.0℃，连接φ73.0mm外加厚螺纹，适用于φ177.8和φ244.5mm套管。

液控式环空安全封隔器具有以下特点：1)与原液控分层工艺管柱液压系统串联起来，一次打压液控式环空安全封隔器和管柱下部油层上、下部位的所有液控封隔器同步坐封，无需进行二次坐封作业，液控管线泄压胶筒也不缩回，能够对油套环空安全起到有效保护作用；2)洗井滑套由液压控制强制开启，液控管线泄压后滑套由双重弹簧控制强制关闭，避免了反洗井后因井筒杂质或上、下压力差导致的密封不严现象的发生，可有效保护海洋生态环境；3)洗井通道环空面积大(达967.6mm2)，满足海上油田大排量反洗井的要求。

2 液控式环空安全封隔器工作原理

液控式环空安全封隔器入井前，将2根φ6.35mm液控管线与其中部和上部液控接头连接，其底部液控接头与下部液控封隔器连接，2根液控管线通过保护器贴附在油管外壁随井下工具按设计深度下入注水井内。封隔器下至设计位置并在井口安装采油树后，由井口液压装置向中部液控管线内泵入液压油，使液控管线与油套环形空间形成压力差，当此压差作用在活塞上的推力大于坐封剪钉力时，剪断坐封剪钉，工具内液压推动活塞持续上行，井口液压装置继续加压至达到设计坐封压力值时，胶筒被充分压缩完成坐封从而封隔油套环形空间。井口液压装置泄压后，由于锁环与推杆套之间马牙扣的作用，封隔器始终处于坐封，和锁紧状态，以确保紧急情况下液控管线泄压后的井控安全和环保。上提管柱，上接头、滑套和本体随中心管同步上移，当上提力超过设计解封剪钉力时，剪断解封剪钉，锁环与推杆套之间的马牙扣失去相互作用力，胶筒缩回，完成解封。

洗井原理是：井口液压装置向上部液控管线内泵入液压油，当液控管线与油套环形空间的压力差大于弹簧力时，弹簧压缩，持续加压则滑套下移，内外洗井孔重合，洗井液进入洗井通道，当液压力大于小弹簧力时，推开复位阀进行洗井作业。完成洗井作业后泄压，在弹簧力的作用下强制关闭滑套，复位阀在小弹簧力作用下关闭。

3 安全性分析及验证

3.1主要力学性能分析

3.1.1剪切强度和挤压强度

液控式环空安全封隔器是为满足海上油田日益严格的井控安全要求和海洋生态环境保护要求而设计的，其关键点为坐封锁紧机构洗井后的滑套复位设计。坐封锁紧机构采用锁环方式，为保证推杆套与锁环在工作时不变形，根据文献[12]及现场经验，选择70～90kN的坐封力和35CrMo合金钢材料屈服极限835.0MPa以及第四强度理论，进行了剪切强度和挤压强度的设计和计算，计算结果表明，该工具满足井下管柱力学性能要求。

3.1.2弹簧复位性能

开启滑套时采用液压控制强制开启，复位时用复位弹簧强制复位。为避免井筒杂质导致密封不严，在底部设计了复位阀和小弹簧，洗井结束后，利用小弹簧的弹力关闭复位阀，确保井控安全。

要使滑套复位，小弹簧的弹力需大于静液柱、液压油和滑套的重力之和。计算可知，小弹簧的弹力为4.940kN，远大于静液柱重力(0.305kN)、液压油重力(0.157kN)和滑套重力(0.050kN)之和，表明小弹簧的设计满足性能要求。

3.2下入过程安全

首先分析下入过程中井下管柱所受重力对封隔器抗拉强度的要求。埕岛油田注水井井深1800.00～2500.00m，注水管柱采用φ73.0mm外加厚油管，液控式环空安全封隔器下入深度一般为120.00m，可以确定其所承受的最大载荷为225.54kN，根据设计要求取安全系数约为最大载荷的1.5倍，故将该工具的抗拉载荷设计为338.0kN。

为了验证液控式环空安全封隔器的抗拉强度能否满足现场需要，对其中心管进行抗拉强度性能测试。将中心管放在抗拉强度试验机上，然后施加轴向拉伸载荷至338.0kN，稳载1.0min，中心管上接头、下接头未发生断裂。试验结果表明，该封隔器能够满足埕岛油田最深井下入过程中的安全要求。

3.3环空安全

首先分析完成坐封并多次打开滑套再复位后油套环空的密封性。目前埕岛油田注水井的注入压力为0～25.0MPa，根据设计要求取安全系数约为最大注入压力的1.5倍，再考虑其他因素，将环空安全密封压力设计为35.0MPa。为了验证环空密封压力能否满足现场需要，对液控式环空安全封隔器进行了环空密封性能测试。将该封隔器下部液控接头连接φ6.35mmNPT丝堵，置入试验井内；中部坐封液控接头连接手动试压泵，分别以8.0，12.0，15.0和18.0MPa压力各稳压5.0min完成坐封；上部滑套液控接头连接手动试压泵，经过3次加压(每次加压10.0～12.0MPa)后泄压，然后在油管内加压至35.0MPa，稳压10.0min，套管均无液体流出，说明该封隔器的环空密封能力能够达到现场井控安全和环保的要求。

4 现场应用

截至目前，液控式环空安全封隔器已在埕岛油田42口注水井中进行了应用，井口最大注水压力26.4MPa，在井最长时间3.5年，经历多次洗井后套压仍保持在0MPa，解决了常规环空安全封隔器无法洗井的问题，很好地保护了海洋生态环境。

以CB11NB-3井为例分析其应用效果。该井为φ177.8mm套管注水井，分2段注水，检修作业前为液控测调一体分注工艺管柱，由于原井管柱留井达4年之久，液控封隔器下深1461.00和1483.00m，配注量175.0m3/d，油压和套压均为6.6MPa，显示封隔器已经失效，采油树套管闸门处锈蚀穿孔发生轻微渗漏，存在井控安全隐患。2014年11月，对该井进行了检修作业，分3段注水，其工艺管柱如图2所示(其中顶部有液控式环空安全封隔器和安全阀，全方位进行井控安全保护)。

图2 液控测调一体化分层工艺管柱结构Fig.2 Structural of integral hydraulic measuring and adjustment water injection pipestring for layered injection

完井后立即对液控环空安全封隔器的封隔效果进行验证，首先将坐封液控管线泄压至0MPa，通过平台增压泵从油管内进行全井段试注，在泵压30.0MPa条件下持续试注2.0h，观察套管未返液；洗井液控管线加压至12.0MPa，通过平台增压泵从油套环空内进行反洗井试验，泵压5.0MPa，排量30.0m3/h，持续反洗井2.0h，油管返液正常；将洗井液控管线泄压至0MPa，再次通过平台增压泵从油管内进行全井段试注，在泵压30.0MPa条件下持续试注2.0h，观察套管，未返液。截至2017年5月，CB11NB-3井已经经历了10余次洗井作业，套压仍然为0MPa。

虽然液控式环空安全封隔器目前仅在埕岛油田液控式测调一体化分层注水管柱中进行了应用，但其规格尺寸和力学性能也满足其他海上油田液控式及非液控式空心单管注水井水驱开发井控安全的要求，有推广应用价值。

5 结 论

1) 针对埕岛油田注水井严格的环保及洗井要求，研制了适用于该油田的φ177.8和φ244.5mm套管注水井用液控式环空安全封隔器，解决了常规环空安全封隔器无法洗井的问题。

2) 室内测试和现场应用表明，液控式环空安全封隔器的性能指标均达到设计要求，完善了液控分层注水工艺，满足了埕岛油田安全环保开发的需要。

3) 液控式环空安全封隔器既能满足日常注水井控安全的需要，也能满足大排量洗井的要求，在海上油田开发中具有很好的推广应用价值。

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[编辑 令文学]

DevelopmentandApplicationofaHydraulicControl-TypeSafetyAnnulusPackerforWaterInjectorsinOffshoreOilfields

LIUHonglan

(PetroleumEngineeringTechnologyResearchInstitute,ShengliOilfieldCompany,Sinopec,Dongying,Shandong,257000,China)

Without flushing channels,the conventional annular-safe packers used in the Chengdao Oilfield can hardly satisfy demands for adequate oilfield development.By analyzing the annular-safe tools in China and around the world,the hydraulic annular-safe packer with two independent hydraulic channels (for control over flushing and seating devices,respectively) has been developed.The hydraulic system in the top section of the packer can be used to control the over flushing devices:and flushing operations can be initialized under control of hydraulic pressure.Upon pressure release in hydraulic control pipelines,dual springs can be initialized to control the slip sleeve and close the system.The hydraulic system in the central part is connected with that in lower parts.Jointly,they may control the simultaneous seating of packer and the packer for layered injection in reservoir sections of the pipe string;The innovative packer is equipped with locking mechanism for seating.Under emergency conditions,the rubber barrel may not retract even in circumstances with accidental pressure releasing.In this way,the annular safety can be guaranteed.Upon successful development of the hydraulic annular-safe packer,calculation model for stresses on pipe string in 3D wellbore have been used to determine tensile strength of the central pipe in accordance with setting depths of annular-safe tools.During this research,the performance of the new hydraulic annular-safe packer has been reviewed prior to the application in 42 water injectors on site.Field application performances show that properly seated slip sleeves can effectively maintain casing pressure at 0 MPa after multiple flushing operations.Generally speaking,the innovative packer can provide effective protection over marine environments.Research results show that this hydraulic annular-safe packer can effectively solve problems in existing annular-safe packers in the Chengdao Oilfield.In addition,the newly-developed packer can satisfy demands for development of other offshore oilfields in safe and environment-friendly manner.

water injector;well cleanout packer;separate layer water injection;Chengdao Oilfield;offshore oilfield

TE953

A

1001-0890(2017)05-0103-05

10.11911/syztjs.201705018

2017-04-14；改回日期2017-08-22。

刘红兰(1970—)，女，江苏泰兴人，1993年毕业于石油大学(华东)钻井工程专业,高级工程师,主要从事浅海油气田采油工艺研究及应用推广工作。E-mail:liuhonglan.slyt@sinopec.com。

中国石化胜利油田分公司科技攻关项目“海上长效分层注水技术研究”(编号：YKC1403)资助。