冲洗验封一体化技术的研究与应用

李文涛， 修海媚， 巩永刚, 徐振东， 向英豪

(1中海石油(中国)有限公司蓬勃作业公司 2中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司)

蓬莱油田是中国海域目前发现最大的一个油田，位于渤海海域的中南部，西北距塘沽约216 km，东南距蓬莱市约80 km。蓬莱油田范围内平均水深27～33 m。蓬莱油田是一个石油地质储量达数亿吨级别的大油田[1]，目前年产油量可达500多万吨。随着油田开发的进行，许多老井在生产过程中逐渐暴露出诸如出砂、封隔器密封失效等问题，无法满足分层开采或注水的要求。本文主要在蓬莱油田修井作业中现有的冲洗及验封工艺基础上，对工具重新设计和优化，研制出了一套新型的冲洗验封一体化工具，并在蓬莱油田成功应用。

一、研究背景

渤海油田大部分井采用的分层开采及分注管柱。封隔器的可靠性决定着大部分油、水井能否正常生产，绝大部分分层开采管柱失效都是由于封隔器密封筒或者胶皮损坏引起的[2]。在注水井换管柱、生产井转注、生产井分采等作业中，如要保证分层注水或分层开采，必须采取冲砂洗井、封隔器密封筒及胶皮验封等措施。

传统的防砂管柱内冲洗、验封的作业方法是一趟钻冲洗、一趟钻验封。随着总公司“降本增效”的号召，公司技术人员在常规做法下技术革新，创新研制了“冲洗、验封一体化管柱及工具”，可一趟管柱完成全井筒冲洗和井下不同层位的验封作业，一改以往下两趟管柱的作业程序，缩短了一趟钻的作业工期，节省了作业成本。

二、传统冲洗验封工艺

传统的冲洗、验封流程一般分为两趟钻，一趟钻冲洗，一趟钻验封。

冲洗管柱组合：Ø127 mm或Ø88.9 mm钻杆+变扣+ Ø73 mm EU油管+斜口引鞋。

验封管柱组合：Ø127 mm或Ø88.9 mm钻杆+变扣+Ø152.4 mm定位密封+ Ø73 mm EU油管+ Ø120.65 mm插入密封+ Ø73 mm EU油管+引鞋。

以往作业时，没有专用的防砂封隔器验封工具，都是凭借作业人员经验，用完井防砂服务工具和插入密封等工具拼凑出验封管柱。功能有一定的局限性，验封不全面，性能不可靠。而且也没有专用的冲洗工具，都是用引鞋替代，只可向下冲洗，无法实现全方位冲洗，效果不理想。

三、冲洗验封一体化技术简介

1. 冲洗验封一体化工具介绍

面对传统的冲洗、验封工具在作业时效和验封效果方面的缺陷，技术人员集思广益，经过重新设计工具，优化管柱组合，创新研制出一套冲洗验封一体化技术。

一体化管柱组合：Ø127 mm钻杆或Ø88.9 mm钻杆+变扣+Ø152.4 mm定位密封+变扣+ Ø73 mm EU倒角油管+ Ø120.65 mm插入密封+验封短节+ Ø73 mm油管短节 +负荷显示器+球座短节+高压旋转冲洗头，如图1所示。

图1 一体化管柱结构图

该管柱的连接扣型均为API 标准扣型，整体管柱内部有液体流道，各部份工具介绍如下：

(1)验封短节。验封短节是本次研制出的新型验封工具，验封短节中部带有两个压力测试孔，测试孔上下各有一道密封模块，验封短节上部带1个插入密封，如图2所示。

图2 验封短节结构图

(2)负荷显示器。当负荷显示器通过井内封隔器密封筒时，可观察到指重表悬重变化(backer 50～70 kN/halliburton 20～30 kN)。上提钻具，负荷显示器作用时，可根据验封管柱和防砂管柱的配管数据，可判断验封管柱和防砂管柱的相对位置，以便准确定位，结构如图3所示。

图3 负荷显示器结构图

(3)球座短节。验封作业结束准备起管柱前，可打压15 MPa 剪切球座后建立循环通道，起钻，如图4所示。

图4 球座短节结构图

(4)高压旋转冲洗头。针对传统冲洗工具只能进行径向冲洗的弊端，研制出高压旋转冲洗头。该冲洗头有不同方向的喷嘴，在高压冲洗液(最大排量可达72 m3/h)的作用下，可360°旋转冲洗侧面的管柱内壁，同时径向喷嘴冲洗管柱下部杂质，以便达到全方位冲洗完井管柱内部的要求；并且下钻过程中，根据需要随时开泵冲洗，如图5所示。

图5 高压旋转冲洗头结构图

2.冲洗验封一体化技术原理

冲洗验封一体化工具，主要由验封短节、负荷显示器、球座短节、高压旋转冲洗头组成，实现了一趟管柱完成冲洗及验封的过程。

通过高压旋转冲洗头喷射出的高压旋转液流，对防砂管柱内壁进行360°全方位的冲洗，能有效清理附着在内壁的地层砂及杂质，保证管柱内壁的清洁，为后续验封作业及分层开采或生产提供必要条件。

新型研制的验封短节替代了传统的验封工具，能同时对防砂封隔器密封筒及胶皮进行验封作业，当压力测试孔位于封隔器密封筒时，可开泵正打压验密封筒(如图6所示)。当下放管柱一定距离，压力测试孔出密封筒后，可开泵正打压观察有无返出情况验证封隔器胶皮(如图7所示)。该验封短节配合负荷显示器使用，能实现精准定位，准确验封，相比于传统的工具，验封效果更显著，验封结果更可靠。

图6 封隔器密封筒验封位置

图7 封隔器胶皮验封位置

3.现场操作程序

(1)按照一体化管柱组合钻具。

(2)连接工具井口检测。在钻台测试工具，开泵，缓慢增大排量至1 m3/min，观察工具冲洗及旋转情况。

(3)将冲洗验封管柱下入至顶部封隔器以上，开泵循环，加大排量至1 m3/min进行冲洗作业。为保证冲洗效果，控制下钻速度不超过1 m/min(可根据现场实际调整)；冲洗验封管柱最终下放冲洗位置为最下部桥塞位置；下放过程中，当验封工具进入每个隔离封隔器密封筒前，停泵；下过密封筒之后再次开泵冲洗。每次下放遇阻，记录遇阻位置。

(4)冲洗过程中，测试并记录不同排量下的地层漏失数据。此数据可用于后续验封胶皮时，采用合适的泵排量。

(5)冲洗结束后，测试上提/下放吨位。下放管柱使定位密封坐于顶部封隔器内，环空打压10 MPa×10 min验证顶封和套管密封性。

(6)环空验封结束，提出定位密封。继续上提当验封工具接近最底部一个隔离封隔器，缓慢上提冲洗管柱，观察管柱悬重变化，当悬重增加1～3 t时，同时根据配管位置，进一步确定验封工具位置，此时验封短节位于隔离封隔器下端0.1 m处；继续上提管柱一定距离，压力测试孔进入隔离封隔器密封筒内，记录相应位置。

(7)投球，20～30 L/min排量循环送球，注意观察立管压力变化，压力升高后小排量到10 MPa稳压10 min，如果压力不降(或者压力降低小于5%)，可以认为密封筒密封可靠；如果不能稳压，上提小段距离(传压孔需一直处于密封筒内)，再次打压验封至合格。

(8)验密封筒结束后，根据配管位置，下放小段距离，此时压力测试孔位于密封筒下部，钻杆内正打压开泵，泵压不超过7 MPa(防止球座剪切)，观察环空不返出液体即证明隔离封隔器胶皮密封性良好。此时验封短节上部的密封模块在密封筒内，如果密封筒由于腐蚀等原因失效，开泵正打环空会见到返出。

(9)上提钻具至上一层管柱位置，继续验封，重复(5)～(7)步骤，验封所有隔离封隔器及密封筒；全部验封完成后，打压12～18 MPa，剪切球座，压力迅速降为0 MPa，上提管柱起钻，拆甩冲洗验封钻具。

四、应用实例及经济效益

冲洗验封一体化管柱及工具研发成型后，在蓬莱油田8口井成功应用，使单井工期节省一趟钻时间至少24 h，大大提高了作业时效(单井时效提升17%)，单井节约成本20多万元(模块钻机及全部作业人员日费)。

一体化技术可应用于很多常规的井下作业，如：注水井换管柱、生产井转注、生产井分采等作业中，在整个渤海油田乃至国内各大陆地油田的井下作业过程中，皆可使用，应用前景广泛，节约作业成本可观。

五、结论与认识

(1)新技术的应用，通过冲洗、验封等方法，保证井下各层封隔器的密封性，保证了油藏精细化分层注水、分层开采的目的，达到增产增注的效果。

(2)研制出的验封工具、高压旋转冲洗头以及整套管柱组合，是一次从无到有的创新过程，取代了传统工具。现场应用也取得显著效果，实现了“降本增效”。

(3)冲洗验封一体化技术工艺操作简单，工具性能可靠实用。投入使用后大大提高了作业时效，经济效益可观，适合在全渤海油田以及陆地油田推广使用。

[1]郭太现，刘春成，吕洪志，等．蓬莱19-3油田地质特征[J]．石油勘探与开发，2001，28(2)：26-28.

[2]赵勇，高国强，付路长，等．可验封管柱的研制与应用[J]．石油机械，2007，35(8)：51-52.