分注井封失效防治技术研究及应用

分注井封失效防治技术研究及应用

路利钦 ,郭亮,杨新前,刘自明

河南油田公分司采油一厂 河南南阳 474780

摘要：  精细分注是东部稀油老区挖潜增效的主要手段之 一，为保证精益注水开发效果，避免封隔器失效造成的无效注水，对封隔器失效的各种原因分别从注水压力、注水工具、管柱受力、井筒处理等方面进行分析和防治，以期达到设计要求的注水层段及注水量，实现水驱油田开发的最佳效果。                                   

关键词：分注井   封隔器失效  治理

随着油田开发后期，注水井套管结垢腐蚀、变形损坏日趋严重，严重制约着油田的注采  开发。精细分注是河南油田东部稀油老区挖潜增效的主要手段之一。制约精细分注工艺的瓶颈因素是分注管柱因封隔器密封失效，水量不能按设计进入目的层段，严重影响水驱油田开发效果。
   一、封隔器失效的原因

2021-2022年因封失效维护作业133井次，其中压力波动原因61井次，占比46%。
1. 压力波动因素
   当注水井因停注、测试或压力波动时，管柱受力状况发生变化，导致管柱蠕动，进而带动封隔器胶筒蠕动，直至封隔器失效。该因素为引起封失效的主要因素。
2.井筒因素
   由于射孔段套管腐蚀变形、扩径，封隔器密封环境恶化，容易造成封隔器失效。2021-2022年，注水井实施井况监测38口井，结果显示射孔段套管均存在腐蚀扩径现象。
3.胶筒老化
  随着封隔器在井下工作时间延长（胶筒入井时间＞900天），封隔器密封件应力随时间延长而逐渐衰减，橡胶材料弹性变小，塑性增加，管柱蠕动会造成胶筒损坏，导致封隔器不密封。

4.工艺因素
   油田经过多年的开发，井下套管长期服役，出现破漏、变形，部分井补贴加固后形成缩径“瓶颈”，常规工具不能通过缩径段，无法进行分注；部分井套管内径变大，出现“大肚子”现象，常规工具密封不严。补贴加固井实施高压分注，对小直径注水封隔器不仅要求“下的去、封的严、起的出”，而且要求内通径大，满足投捞测试仪器、测井仪器顺利通过，同时能够适应井斜变化大的井况。目前的小直径注水封隔器分注管柱不能同时满足上述要求，主要是斜井中耐压差能力低，压差高的井密封性能差，封隔器不居中，胶筒向一边过分膨胀导致钢带断裂，密封失效。对内径扩大的井段，常规封隔器密封不严，需研制扩张式注水封隔器对扩径井段进行密封。
  二、管柱受力分析研究
2.1.管柱锚定受力分析
    管柱下入井底时，上端固定，下端处以自由状态，油管内外压力平衡，管柱受到自身重力、液柱浮力与管挂拉力三种静应力作用。注水管柱在加压锚定过程中，管柱在内外压差作用下产生活塞效应和横向鼓胀效应。在锚爪锚定前，活塞效应引起整个管柱的内力变化与变形。

在锚爪锚定时的活塞力引起的管柱内力与变形将成为锚爪上段管柱预拉力与预变形而永久存在，活塞力消失以后，该预拉力将作用于锚爪。锚定时井口压力作用于底部球座管柱内壁横截面，形成的活塞力引起管柱的内力和变形。作用于油管内壁上的压力会使油管直径发生变化，从而引起管柱的横向鼓胀效应。注水管柱内外压力差引起的管柱径向应力和环向应力。锚爪锚定后，井口坐封压力使锚爪位置以上管柱两端受到轴向约束，横向鼓胀效应将引起锚爪上段管柱的轴向应力。
2.2. 注水过程管柱受力分析
   注水过程中，配水器串通，锚定时作用于注水管柱内壁的活塞效应和鼓胀效应所产生的应力和变形成为锚爪以上管柱的预拉力和预变形。注水过程中，注水管柱将会产生活塞效应、摩阻效应、温差效应和横向鼓胀效应。由于水力压缩式封隔器在井口压力作用下实现锚定。该压力作用于底部球座注水管柱内壁横截面，给注水管柱一个轴向载荷作用，锚定以后，该作用力将作为注水管柱的预拉力而存在。
2.3 环空压力引起注水管柱的应力
   由于封隔器阻隔作用，油管外所受应力表现在方向向下的力和方向向上的活塞力合力作用，该效应将引起注水管柱的轴向载荷和轴向变形。
三、分注工艺优化设计研究
针对注水井封失效问题，通过影响因素分析及机理研究，开展了分注管柱工艺优化及配套工具改进，增加管柱稳定性，延长维护周期。
1. 压力波动因素治理
1.1 高压分注井双锚定防蠕动工艺技术
针对注水压力＞20MPa多段（四级及以上）注水管柱，执行双锚定+补偿防蠕动工艺技术。在第一级封隔器上加装锚定补偿器，第三极封隔器上加装锚定器。锚定器强制固定封隔器卡封位置，补偿器消除上部管柱因温度、压力效应对锚定的影响。
1.2 锚定位置优化研究
由于各注水层注水压力不同，压差产生的作用力作用于封隔器上形成向上或向下的蠕动趋势，针对这个问题，开展锚定位置优化研究(适用于层间压差﹥5MPa)，通过调整锚定器锚定位置，克服层间压差较大造成的管柱向上或向下蠕动，提高封隔器可靠性。
2.井筒因素治理对策
2.1套管检测常态化（对投产超过15年、酸化超过4次、1年内封失效超2次）；借助测井资料，准确选取座封位置。

2.2综合以往作业史，调整封隔器位置，避开同一位置多次座封。
3、工具因素治理对策
通过配套工具优化改进，增强工艺适应性，延长工具使用寿命或使用K344长胶筒保压封隔器，加大了与套管密封面积，提高坐封可靠性。

四、 应用规模与效益
应用规模：
1、2021-2022年1-12月份治理水井封失效作业22井次。
2、工艺优化132口，156井次井次，其中：
针对压力波动因素优化：双锚定防蠕动技术实施13井次、锚定位置优化技术实施9井次、井口安装单流阀49口。
针对井筒因素：井径检测技术实施9井次、使用K344替代Y341封隔器实施3井次、封隔器位置调整64井次。
针对工具因素：小直径高压封隔器实施2井次。
效益：
封失效引起的维护作业（22井次）井次占总维护作业井次（93井次）百分比23.7%。
项目总投入=工具材料费12万元
   项目年创效额：
2021-2022年封失效引起的维护作业（22井次）井次占总维护作业井次（93井次）百分比23.7%，相比2020年的31.4%下降7.7个百分点，折算减少维护作业井次为：93 × 7.7% ≈ 7（井次）。
减少维护作业费用：7井次×6万元/井次=42万元
净效益=项目年创效额-项目总投入=42-12=30（万元）
五   结论
  因套管腐蚀，初次卡封封失效现象较多。随着时间延长，套管腐蚀越来越严重，初次下封（目前主要变现在找漏后下保护封）容易出现封隔器密封不严现象。2021-2022年出现9井次。建议加大井径测试力度 ，初次下封的井，服役时间超过15年，建议进行井径测试，明确套管腐蚀情况，找准卡点，避免盲目卡封引起重复作业。

参考文献
1.注水管柱受力分析及理论计算．石油钻采工艺，2009，(12)．孙爱军.
2.分层注水管柱受力效应分析．石油科技，2006，(7)．林岩峰．
3.深井分层注水管柱受力变形计算方法改进．油气田地面工程，2010，(3)．许志晴．
4.分注管柱失效原因分析及治理对策探讨.石油机械，2009.（2）.李建雄.
5.高压注水管柱受力分析.石油钻探技术，2005，（6）.丁鹏.
6.注水管柱应力与轴向变形分析[J]．石油机械，1999， 27 (7). 孙利民．

1