范白濤 陳勝宏 馬英文 左凱 包陳義 王宴濱

1. 中海油研究總院責(zé)任有限公司；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司；3. 中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司；4. 中國(guó)石油大學(xué)(北京)

渤海油田進(jìn)入增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)階段，部分油藏年遞減率達(dá)到8%～10%，增加注水井和提高單井注水量是油田增產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)的重要措施。到2015 年底，國(guó)內(nèi)海上注水開(kāi)發(fā)的油田已經(jīng)達(dá)到了42 個(gè)，2015 年產(chǎn)油量也占到了當(dāng)年海上總年產(chǎn)油量的近60%，就連天然水驅(qū)開(kāi)采了近30 年的海相砂巖油田也于2016 年開(kāi)始了注水［1-3]。由于渤海油田出砂問(wèn)題嚴(yán)重，需要先進(jìn)行防砂作業(yè)，再完成注水管柱的入井、調(diào)試，常規(guī)注水管柱適配的分層防砂管柱通徑小，注水量受限，需要研究一套適合海上油田?244.47 mm 套管注水井的大通徑分層防砂管柱。

1 防砂管柱工藝現(xiàn)狀

國(guó)內(nèi)海上?244.47 mm 套管注水井分層防砂管柱，主要采用簡(jiǎn)易防砂方式，需進(jìn)行封隔器逐層分層封隔作業(yè)，再下入注水管柱進(jìn)行注水作業(yè)，其分層防砂管柱最小通徑均為?120.65 mm 且配套注水管柱最大選配油管?88.9 mm，限定井口泵入壓力情況下，某些注水量較大的井無(wú)法滿足增液要求。

受井口平臺(tái)安全的要求和井口注水流程對(duì)井口注入壓力的限制，國(guó)內(nèi)絕大部分海上油田的注水系統(tǒng)，允許的井口最大注入壓力不超過(guò)15 MPa［4]；《海上油氣田完井手冊(cè)》對(duì)注水井的延程摩損有明確要求，一般來(lái)說(shuō)，在最大注入量下，每1 000 m 長(zhǎng)管柱，延程摩損不超過(guò)1 MPa 可以接受［5]。以渤海油田為例，配注量超1 000 m3/d 的注水井越來(lái)越多，目前的配套注水分層防砂管柱的內(nèi)通徑限制了注水管柱設(shè)計(jì)尺寸，解決注水管柱增注的首要設(shè)計(jì)問(wèn)題是增大配套分層防砂管柱內(nèi)通徑。

2 大通徑防砂管柱工藝特點(diǎn)

現(xiàn)有注水分層防砂管柱隔離封隔器上端配合左旋密封筒，下端配合倒置密封筒，統(tǒng)稱為隔離封隔器總成，如圖1 所示。大通徑注水防砂管柱采用隔離封隔器集成化設(shè)計(jì)，將左旋密封筒、隔離封隔器、倒置密封筒設(shè)計(jì)為一體。相比常規(guī)管柱隔離封隔器總成縮短了1 m，可以實(shí)現(xiàn)最小層間距2 m 封隔的施工要求，實(shí)現(xiàn)了目的層精細(xì)分層。

大通徑注水防砂管柱采用薄壁密封結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)隔離封隔器最大通徑?152.4 mm，注水管柱可以選配?114.3 mm 油管，在不額外增加完井工期和費(fèi)用的前提下，比采用?88.9 mm 油管的注水管柱可增加30%注入量。

圖 1 一次多層獨(dú)立篩管防砂管柱Fig. 1 One-trip sand control string of multi-layer individual screen

3 管柱關(guān)鍵工具隔離封隔器承壓分析

3.1 靜態(tài)承壓模擬分析

大通徑隔離封隔器采用集成一體式設(shè)計(jì)理念，便于后續(xù)作業(yè)下入更大尺寸的注水工具，封隔器上下扣型采用?177.8 mm BTC 螺紋，可與篩管直接連接進(jìn)行作業(yè)。

防砂工具按匹配密封筒最大內(nèi)徑152.4 mm 的大規(guī)格配注工具進(jìn)行極限注水壓差35 MPa 下的抗內(nèi)壓分析，而根據(jù)工具結(jié)構(gòu)判斷影響其抗內(nèi)壓強(qiáng)度主要為上接頭和下心軸連接部分，故設(shè)定其材質(zhì)均為4145H，彈性模量為2.06×1011Pa，屈服強(qiáng)度為758 MPa，使用Simulation 分析模塊進(jìn)行分析計(jì)算。在上接頭和下心軸的內(nèi)表面施加35 MPa 徑向壓力，設(shè)置其螺紋連接配合面為0.1 的摩擦接觸，采用六面體網(wǎng)格劃分，建立有限元模型。由圖2 可知，最大應(yīng)力發(fā)生在上接頭與下心軸螺紋連接的內(nèi)孔位置，最大應(yīng)力值451.8 MPa，遠(yuǎn)低于屈服強(qiáng)度值，安全系數(shù)達(dá)1.6，完全滿足最大注水作業(yè)壓差要求。

3.2 安全下入和回收模擬分析

大通徑分層防砂管柱的安全下入和后期打撈回收受限于封隔器的抗拉和抗扭強(qiáng)度，其下入過(guò)程中因井口設(shè)備能力有限，設(shè)定其最大抗拉能力為1 200 kN，最大抗扭能力為15 kN · m，按上述方法采用六面體網(wǎng)格劃分，建立有限元模型。由計(jì)算結(jié)果圖3 可知，最大應(yīng)力發(fā)生在上接頭與下心軸螺紋連接的內(nèi)孔位置，最大應(yīng)力值為655.8 MPa，低于屈服強(qiáng)度值，安全系數(shù)達(dá)1.15，故其完全滿足大通徑完井防砂工具下入和回收的安全性和可靠性。

圖 2 隔離封隔器承壓計(jì)算分析Fig. 2 Calculation and analysis of the pressure bearing capacity of isolation packer

圖 3 防砂工具下入和回收復(fù)合工況模擬分析Fig. 3 Simulation and analysis on the complex working condition of the running of sand control tool into and out of the hole

3.3 薄壁膠筒力學(xué)分析

隔離封隔器心軸內(nèi)徑變大，導(dǎo)致膠筒壁厚設(shè)計(jì)變薄(表1)。薄壁膠筒相比常規(guī)尺寸膠筒耐壓等級(jí)降低，通過(guò)Ansys 軟件進(jìn)行力學(xué)性能校核，具體計(jì)算如下。膠筒材料為氫化丁腈橡膠，采用二參數(shù)Mooney-Rivlin 模型進(jìn)行計(jì)算，其參數(shù)為C01=2.325 5 MPa，C10=1.162 7 MPa［1]。中心管和套管設(shè)置為剛體，處于固定狀態(tài)，上規(guī)環(huán)設(shè)置為普通合金鋼，在上規(guī)環(huán)的上表面施加5×104N 的軸向載荷，采用六面體網(wǎng)格劃分，忽略摩擦力，建立四分之一有限元模型如圖4所示。計(jì)算結(jié)果：膠筒壓縮量為37.5 mm，最大應(yīng)力17.5 MPa，接觸壓力7.8 MPa，接觸壓力最大位置位于膠筒中間，這是由于膠筒中間內(nèi)部設(shè)有圓弧槽，坐封過(guò)程中膠筒中間部分更容易膨脹貼緊套管。

表 1 薄壁膠筒設(shè)計(jì)參數(shù)Table 1 Design parameter of thin-wall sealing rubber

圖 4 膠筒四分之一有限元模型Fig. 4 Quarter finite element model of sealing rubber

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

?244.5 mm 套管井大通徑分層防砂注水管柱于2019 年6 月在渤海油田成功進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用?，F(xiàn)場(chǎng)作業(yè)程序：管柱組合及下鉆，坐封、驗(yàn)封頂部封隔器，大通徑隔離封隔器坐封、驗(yàn)封位置確定，循環(huán)測(cè)試，坐封、驗(yàn)封大通徑隔離封隔器、起鉆。

作業(yè)過(guò)程：組合大通徑分層防砂注水管柱，使用鉆桿下入至設(shè)計(jì)深度與沉砂封隔器錨定配合；投球坐封頂部封隔器，環(huán)空驗(yàn)封并脫手內(nèi)層服務(wù)管柱；上提服務(wù)管柱，根據(jù)負(fù)荷顯示器懸重指示、盲位憋壓雙向指標(biāo)，確定隔離封隔器坐封、驗(yàn)封位置；在驗(yàn)封位置進(jìn)行正循環(huán)測(cè)試，記錄排量、壓力、返出三項(xiàng)關(guān)鍵參數(shù)；在坐封位置正向加壓坐封隔離封隔器；在驗(yàn)封位置進(jìn)行二次正循環(huán)測(cè)試，再次記錄排量、壓力、返出3 個(gè)關(guān)鍵數(shù)值；作業(yè)結(jié)束后正常起鉆。

4.1 確定坐封位置

內(nèi)層服務(wù)管柱脫手后，上提至負(fù)荷顯示器過(guò)提指示20 kN，初步確定為坐封位置，繼續(xù)上提0.2 m，排量0.3 m3/min，正循環(huán)憋壓至3 MPa，穩(wěn)壓5 min，確定為盲位憋壓位置。雙向指標(biāo)確認(rèn)后，標(biāo)記負(fù)荷顯示位置為坐封位置。

4.2 循環(huán)測(cè)試

內(nèi)層服務(wù)管柱從坐封位置下放0.4 m 標(biāo)記為驗(yàn)封位置，在此位置導(dǎo)通地面管匯為正循環(huán)流程，進(jìn)行正循環(huán)測(cè)試。表2 為正循環(huán)測(cè)試結(jié)果。

表 2 正循環(huán)測(cè)試Table 2 Result of normal circulation test

4.3 驗(yàn)封

隔離封隔器坐封流程結(jié)束后，將服務(wù)管柱下放至驗(yàn)封位置，選擇與正循環(huán)測(cè)試相同排量進(jìn)行驗(yàn)封測(cè)試，通過(guò)壓力、返出數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比判斷大通徑隔離封隔器是否坐封成功。表3 為驗(yàn)封測(cè)試結(jié)果。

表 3 驗(yàn)封測(cè)試Table 3 Result of seal check test

4.4 注水效果評(píng)價(jià)

試驗(yàn)井前3 個(gè)月平均的日注水量為2 133 m3/d，最近50 d 注水量一直維持在5 240 m3/d 左右，井口注入壓力維持在安全值6 MPa 左右，如圖5 所示。采用大通徑分層防砂管柱后該井注水效果完全滿足油藏的大注水量要求。

圖 5 X 井注水動(dòng)態(tài)曲線Fig. 5 Water injection performance of Well X

5 結(jié)論

(1)針對(duì)渤海地區(qū)常規(guī)?244.5 mm 套管注水井長(zhǎng)期受限于注水排量和壓力制約的技術(shù)瓶頸，通過(guò)研究大通徑注水防砂一體化管柱優(yōu)化，采用大通徑隔離封隔器及配套注水防砂管柱，將原?120.65 mm管柱通徑擴(kuò)大為?152.4 mm，滿足了大排量、高壓力的高性能注水防砂作業(yè)需求，為海上油田低效井治理提供全新的技術(shù)方向。

(2)大通徑隔離封隔器集成化設(shè)計(jì)解決了2 m以內(nèi)小間距目標(biāo)層的分層需求，為精細(xì)分層提供了更多施工方案。

(3)管柱經(jīng)過(guò)理論計(jì)算和現(xiàn)場(chǎng)井下測(cè)試，滿足大通徑注水防砂現(xiàn)場(chǎng)施工工藝要求。有效解決海上油田注不好水、注不足水、精細(xì)化注水的難題。