稠油井注气掺稀一体化管柱的研制与应用

付小坤 李军 付鹏 刘刚 陈启龙

摘要：针对注气开采中常规封隔器无法正常解封、容易形成井下落鱼等问题，研制了一种稠油井注气掺稀一体化管柱。介绍了该管柱及主要配套工具的结构和工作原理，进行了室内性能测试试验及现场应用试验。试验结果表明：该管柱中配套的注气封隔器不使用水力锚和卡瓦结构，封隔器易解封，解决了由于沉淀物杂物堆积和长期注气掺稀水力锚卡瓦可能无法收回等造成的无法解封问题；该管柱中的封隔器胶筒密封性能较好，可满足高压注气，掺稀旁通保证了稠油井正常掺稀生产，E型旁通阀结构避免下井时中途胶筒提前坐封；该管柱配套的注气封隔器可替代常规液压封隔器，应用于注气、掺稀生产的稠油井中。所得结论可为油田开采提高生产时效及降低采油成本提供技术支撑。

关键词：稠油井；注气掺稀一体化管柱；封隔器；坐封；解封；现场应用

0 引 言

塔河油田为奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏，油藏埋藏深，非均质性严重，原油黏度大，需要进行套管掺稀油开采。近年来，塔河油田已进入开发中后期，注水替油效果逐渐变差，注气三次采油技术应用已在塔河油田开发中普及［1-3］。目前注气、掺稀生产管柱组合主要是液压封隔器加注气掺稀单流阀组合，封隔器均带水力锚。该管柱组合后期解封需要上提一定拉力，工具及井筒在井下长期注气的工况下会出现腐蚀，封隔器水力锚卡瓦会因自身腐蚀和其他异物堆积，导致无法解封，塔河油田每年约有30口井因封隔器解封困难而造成重大井下故障，严重影响生产时效，增加采油成本。因此，笔者结合常规封隔器［4-20］和注气生产管柱的结构，研制了一种稠油井注气掺稀一体化封隔器，形成了注气掺稀机抽一体化生产管柱技术，有效解决了封隔器无法正常解封、容易形成井下落鱼的问题。现场应用结果证明，注气掺稀一体化封隔器解封、坐封正常，不需增加解封拉力，满足生产技术需求。

1 技术分析

1.1 管柱结构

稠油井注气掺稀一体化管柱由88.9 mm油管、掺稀旁通封隔器（内通径60 mm）、E型旁通阀和注气封隔器（内通径60 mm）4大部分组成，井下工具组合如图1所示。

1.2 工作原理

注气掺稀一体化管柱工作原理如图2所示。E型旁通阀在下井过程中循环孔处于打开状态，井下液体会快速通过循环孔向上流动，并经过掺稀旁通封隔器下端的单流阀流动到上层，由此可减小下钻过程中激动压力对扩张式胶筒的作用；当管柱下放到设计位置后，从管柱内投入钢球，待钢球入座后，地面开启大排量泵车，此时E型阀分瓣球座在节流压差的作用下会向下移动并关闭循环孔；分瓣球座的爪头在移动到循环外筒内孔的空位处后回弹张开，钢球继续向下落入井底，管柱形成全通徑状态［21-22］。

油井注气时，掺稀单流阀关闭，由于双皮碗胶筒的作用产生密封压差，压力传至扩张式胶筒下端，胶筒膨胀密封环空，随着注气压力的不断增加，扩张式胶筒和下端双皮碗密封压力随之增加。油井生产期间，由环空向管柱内注入稀油，掺稀旁通封隔器的单向皮碗结构可将环空掺稀液导入管柱内，而不流入地层，稀油经过掺稀单向阀的通道进入油管内，并与井下稠油充分混合后，使井底稠油流动性提高，经抽油泵抽吸，由油管柱内开采出来。如果需要解封封隔器，只需要上提管柱即可解封。

1.3 技术参数

适用工作温度-20～170 ℃；封隔器最大外径144 mm，全通径60 mm，不需增加解封拉力；扣型均为73 mmTP-JC螺纹；胶筒工作压力为50 MPa，扩张胶筒启动压力范围为2～3 MPa。

2 一体化管柱配套工具

2.1 掺稀旁通封隔器

2.1.1 结构

掺稀旁通封隔器主要由掺稀外筒、掺稀结构、掺稀皮碗、旁通结构等部件组成，其结构示意图如图3所示。

上接头、掺稀阀球座、连接接头、掺稀阀球、过流环、挡环、掺稀皮碗、导流短节、心轴及下接头依次连接。上接头一端设有掺稀阀阀球和阀座，掺稀固定座的一端设有过流环，导流短节下方设有掺稀皮碗。

2.1.2 工作原理

掺稀旁通封隔器是将3组合金单流阀串联密封［23-24］。没有常规单流阀的弹簧结构，在稠油开采过程中，由环空向管柱内注入稀油，稀油经过掺稀单流阀的通道注入作业管柱内，并与井下稠油充分混合后，提高了井底稠油流动性，再由作业管柱内开采出来。掺稀旁通封隔器具有的单向皮碗结构，可以很好地将环空掺稀液导入到管柱内，而不是通过环空进入地层；同时掺稀旁通封隔器皮碗胶筒的下端带有单向旁通结构，允许液流由下向上流动，这样在封隔器下井过程中，可以在很大程度上减轻激动压力对管柱的影响。

2.1.3 主要技术参数

两端连接螺纹均为73 mm TP-JC螺纹；刚体最大外径144 mm，胶筒最大外径160 mm，内通径60 mm；抗拉力630 kN，抗内压87 MPa，抗外压力82 kN；掺稀过流通道面积380 mm2，2组通道共计760 mm2；旁通过流面积113 mm2，4组通道，共计452 mm2；适用温度-20～170 ℃，适用于177.8 mm套管中。

2.2 E型旁通阀

2.2.1 结构

E型旁通阀主要由旁通外筒、分瓣球座、钢球及循环孔等构成，结构如图4所示。上接头、分瓣球座、钢球、上密封轴、下密封轴及下接头依次连接构成。上接头的一端内侧设置有分瓣球座、钢球和销钉，上密封轴与上接头通过剪切销钉固定连接，上密封轴与下密封轴均安装在旁通外筒的内侧，旁通外筒的另一端固定连接有下接头，下接头的一端伸入旁通外筒的内侧与下密封轴的一端固定连接。

2.2.2 工作原理

采用E型旁通阀目的在于减轻封隔器下井时的激动压力对胶筒和卡瓦的影响［25］，旁通流体通过旁通阀循环孔流到上皮碗与下皮碗之间的环空，液体会沿旁通单流阀流到上皮碗上端，以保证坐封封隔器不受激动压力的影响。E型旁通阀在下井过程中循环孔处于打开状态，这样井下液体会快速通过循环孔向上流动，并经过掺稀旁通封隔器下端的单流阀流动到上层；当管柱下放到设计位置后，从管柱内投入钢球，待钢球入座后，地面开启大排量泵车，此时E型阀分瓣球座在节流压差的作用下会向下移动并关闭循环孔；分瓣球座的爪头在移动到循环外筒内孔的空位处后回弹张开，钢球继续向下落入井底，管柱形成全通径状态。

2.2.3 主要技术参数

两端连接螺纹均为73 mm TP-JC螺纹；最大外径114 mm，球座击落前内通径42 mm、击落后通径60 mm；抗拉力1 500 kN，抗内压强度78 MPa，抗外压强度74 MPa；旁通过流面积1 600 mm2，旁通投球直径45 mm，旁通阀关闭压力12 MPa（6支销钉）；工作温度-20～170 ℃，适用于177.8 mm套管。

2.3 注气封隔器

2.3.1 结构

注气封隔器（见图5）由密封系统和锚定系统2大部分构成。其中上心轴外侧套有扩张式胶筒，扩张式胶筒的一端连接胶筒上护套，胶筒上护套上端与上接头连接，扩张式胶筒的另一端连接胶筒下护套，心轴连接定位套，定位套两端均连接有皮碗，下心轴另一端连接下接头。

2.3.2 工作原理

注气封隔器在整个管串中具有最终建立密封的作用，密封系统由扩张式胶筒和双皮碗胶筒组合而成。扩张式胶筒可辅助下双皮碗进行密封，当下皮碗出现渗漏后，扩张式胶筒也能达到密封效果，双皮碗胶筒直接承受注气高压，且给扩张式胶筒提供了初期压差，使扩张式胶筒受力膨胀，起到密封的作用。双皮碗胶筒出现密封不严和渗漏后，封隔器不会完全失封，在井口大排量泵压的情况下，仍然可以建立起压差，此时扩张式胶筒可以起到很好地密封作用。

2.3.3 主要技术参数

两端连接螺纹均为73 mmTP-JC螺纹；最大外径114 mm，皮碗最大外径158 mm，最小内通径60 mm；抗拉力930 kN，抗内压强度116 MPa，抗外压强度107 MPa，胶筒密封压力50 MPa；工作温度-20～170 ℃，适用于177.8 mm套管中。

3 技术特点

（1）注气封隔器密封胶筒设有扩张式胶筒和双皮碗胶筒组合式的密封结构，双皮碗胶筒给扩张式胶筒提供压差，使其受力膨胀，起到密封的作用；扩张式胶筒辅助双皮碗胶筒密封，当双皮碗胶筒密封失效时，封隔器不会完全失封；注气封隔器起出井筒时无需增加解封拉力，并且密封性能与注入压力密切相关，注入压力越高，封隔器密封能力越强。

（2）掺稀旁通封隔器的掺稀通道设有3组单流阀串联密封，阀球、阀座分别采用钛合金和钨合金材质，耐腐蚀和耐磨；其中的单向皮碗可使稀油与稠油混配更均匀；设有的单向旁通结构与封隔器管柱配合下入井中，不仅可以减轻激动压力对管柱的影响，避免出现提前坐封，而且可减小封隔器与套管间的抽吸作用，防止封隔器短时间内失封。

（3）E型旁通阀结构设有的旁通循环孔，用于平衡注气封隔器上下管柱内的压力，可以减小激动压力对扩张式胶筒的作用，防止下井时中途胶筒提前坐封；设有的分瓣球座在封隔器坐封后，投球加压，可实现管柱全通径。

（4）该一体化管柱中的封隔器无水力锚和卡瓦结构，封隔器易解封，可重复坐封，避免出现因长期注气、掺稀腐蚀产生的杂物堆积和工具自身腐蚀等导致水力锚和卡瓦可能无法收回，从而无法解封等问题。

（5）该一体化管柱所有工具关键零部件均采用42CrMo高强度材料，提高了工具抗拉及抗压强度，并进行了耐磨处理；皮碗及胶筒材质改进为氢化丁腈橡胶，耐温达170 ℃，且耐腐蚀、耐压和更加耐磨。

4 室内试验

对研制的注气掺稀一体化管柱分别进行坐封及解封试验、胶筒及辅助承压和解封变形试验，以检验其性能是否满足设计要求。

4.1 坐封及解封试验

将注气掺稀一体化管柱组下至试验井筒内，连接地面高压管汇、加热油槽、加压泵和试验装置，循环高温油使井筒温度升至150 ℃，保温48 h。加压20 MPa，将注气封隔器坐封于试验井中，稳压15 min，泄压解封，反复试验5次，坐封压力分别为20.2、21.0、21.5、20.0及20.8 MPa，分别稳压15 min，均顺利实现坐封和解封。

4.2 胶筒及辅助承压和解封变形试验

井口加压至20 MPa，将注气掺稀一体化管柱坐封于试验井筒中，稳压15 min，再逐级加压4次，加压分别为40、50、60及70 MPa，稳压时间分别为15、30、180及300 min，总保压时间为540 min。稳压试验曲线如图6所示。

由加压试验得到，压降范围在0.02～0.57 MPa，最大压降出现在加压至70 MPa时。泄压解封，取出封隔器，观察注气封隔器双皮碗胶筒有轻微永久变形，测量胶筒变形量从158 mm变为159.5 mm，其他设备机构未出现永久变形，设备满足生产要求。

5 现场应用

5.1 井况

截至2022年8月，该工艺已在塔河油田应用18井次，管柱坐封、解封、注气及掺稀生产均正常，未发生过井下事故。TP2井为塔河油田的一口开发井，2012年酸压完井，管串组合为：88.9 mm丝堵+88.9 mm油管6根＋88.9 mm割缝筛管6根＋88.9 mm油管2根+球座（95mm）+177.8 mm MCHR封隔器（通径60 mm，坐封位置5 335 m）+88.9 mm油管2根+88.9 mm伸缩节（通径76 mm，2 m）+88.9 mm油管×1 779 m+88.9 mm油管2根+掺稀单流阀+88.9 mm油管2根+38.0 mm杆式泵泵座+88.9 mm油管×3 500 m+雙外短节+油管挂。因地层能量降低，2015年开始注氮气驱油，累计注气100×104 m3。2019年大修检管作业，解封封隔器作业过程中，上提管柱拉力920 kN（管柱原悬重762 kN）未能解封，倒扣套铣打捞出原井管柱，共耗时42 d。

5.2 完井管柱设计

考虑该井本次作业封隔器解封困难，后期需长期进行注气作业，且该井为稠油井，而抽稠泵抗拉力位仅有420 kN，泵下需悬挂油管，常规液压封隔器需要解封拉力，抽稠泵的抗拉力不满足后期解封作业，因此完井使用注气掺稀一体化封隔器。完井管柱组合为：73.0 mm丝堵+73.0 mm油管6根+73.0 mm割缝筛管6根+73.0 mm油管2根+177.8 mm注气封隔器+177.8 mmE型旁通阀+73.0 mm油管×1 000 m+177.8 mm掺稀旁通封隔器+73.0 mm油管×3 560 m+88.9 mm油管2根+83/44TH抽稠泵泵筒+变扣+88.9 mm油管×1 390 m+双外短节+油管挂。177.8 mm注气封隔器坐封位置为5 995 m，下封隔器前，反复对177.8 mm套管刮洗干净，坐封、验封均正常。完井后，累计注入100×104 m3氮气，注气期间油、套压压力变化如图7所示。从图7可见，注气期间最高油压35 MPa，最高套压2.6 MPa，注气结束后掺稀生产正常。2020年12月修井作业，上提管柱至拉力570 kN（管柱原悬质量552 kN）解封，起出管柱及封隔器胶筒等，结构正常。

通过2次作业情况对比，注气掺稀一体化封隔器与液压封隔器相比，达到了封隔保护套管的目的，未因封隔器解封困难而造成井下复杂事故，提高了生产时效，降低了采油成本。

6 结 论

（1）注气掺稀一体化管柱中配套的注气封隔器不使用水力锚和卡瓦结构，封隔器易解封，解决了由于沉淀物杂物堆积和长期注气掺稀水力锚卡瓦可能无法收回等造成的无法解封问题。

（2）注气掺稀一体化管柱中的封隔器胶筒密封性能较好，可满足高压注气。掺稀旁通保证了稠油井正常掺稀生产，E型旁通阀结构避免了下井中途胶筒的提前坐封。

（3）注气掺稀一体化管柱安全可靠，性能稳定，配套的注气封隔器可替代常规液压封隔器，应用于注气、掺稀生产的稠油井中，具有较好的推广前景。

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