金業(yè)海，趙智瑋，王興武，趙劍鋒，高廣啟

(中國石化勝利油田分公司，山東東營 257000)

在油田的稠油開采過程中，通過注入蒸汽的方式對稠油進行加熱降低粘度而使稠油具有良好的流動性[1]，蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)是目前稠油油藏開發(fā)的主要方式。目前，勝利油田熱采井開井數(shù)4 303口，每年需要轉(zhuǎn)抽、檢泵維護作業(yè)井數(shù)2 137口。根據(jù)調(diào)查分析，熱采井作業(yè)是一項高風險施工項目，注入蒸汽溫度高達350 ℃以上，地層壓力高，油田每年都發(fā)生作業(yè)過程高溫高壓氣體溢出燙傷事故[2]，同時存在井噴失控[3]的風險。因此，研究一種熱采井安全高效作業(yè)的工藝，能有效保護油藏、減少污染、降低勞動強度、提高井控安全性，滿足熱采井安全作業(yè)要求。

1 技術方案

高溫熱采井作業(yè)安全控制技術由井下高溫封控裝置[4]和井口高溫防噴裝置兩部分技術組成。在作業(yè)過程中，井下高溫封控裝置用于隔離井筒和油藏，防止高溫蒸汽從地層溢出；井口高溫防噴裝置，具有高溫防噴、高溫加載、液壓控制功能，用于在井下高溫封控裝置失效時封控井口，防止高溫蒸汽從井口溢出[5]。

2 井下高溫封控裝置

井下高溫封控裝置由開關開啟關閉裝置、高溫封隔裝置和彈簧復位開關組成，如圖1所示。其工作原理是高溫封隔裝置將井筒封隔，達到井下高溫蒸汽封隔在地層的目的，開關開啟關閉裝置通過壓力控制注蒸汽通道開啟或關閉，彈簧復位開關自動關閉注蒸汽通道。

圖1 高溫封控裝置結(jié)構(gòu)示意

2.1 開關開啟關閉裝置

開關開啟關閉裝置由剪切環(huán)、卡環(huán)、捅桿活塞、接頭和插封機構(gòu)組成，如圖2所示。其技術參數(shù)見表1。

圖2 井下開關開啟關閉裝置結(jié)構(gòu)示意

表1 開關開啟關閉裝置技術參數(shù)

2.1.1技術原理

開關開啟關閉裝置隨生產(chǎn)管柱下入井內(nèi)，利用管柱重量捅開彈簧復位開關，作業(yè)時從套管打壓，使捅桿活塞上移，關閉開關。

2.1.2性能試驗

將開關開啟關閉裝置、連接高溫封隔裝置和彈簧復位開關，裝于試驗套管內(nèi)加熱至350 ℃，從A處箭頭所示流道打壓，進行開啟關閉和密封性能試驗，如圖3所示。試驗數(shù)據(jù)見表2，在密封壓差不小于30 MPa的情況下，開關開啟關閉裝置能順利捅開彈簧復位開關，套管打壓關閉壓力在10 MPa左右，滿足表1開關密封能力20～35 MPa，關閉壓力8～12 MPa的要求。

圖3 開關開啟關閉裝置性能試驗示意

表2 開關開啟關閉裝置性能試驗數(shù)據(jù)

2.2 高溫封隔裝置

高溫封隔裝置由高溫密封件和高溫碟簧組成，高溫密封件起密封作用，高溫碟簧用來補償密封件松弛，以確保密封件始終處于密封狀態(tài)。密封件的關鍵是高溫復合密封材料-TD350。該密封材料技術原理是采用膨化預氧絲(3～20 μm)為基材，形成網(wǎng)狀骨架，具有彈性強度，再融入核級石墨，使其具有耐溫、耐腐和潤滑性等性能，最后在其分子矩陣內(nèi)加入納米級的交聯(lián)劑，形成能夠耐高溫高壓的高強度高彈性復合材料。

2.2.1TD350彈性性能試驗

利用力學性能試驗機和高溫老化機進行常溫條件和高溫老化條件下的彈性性能測試，如圖4所示。試驗得出圖5所示的壓力與位移曲線關系和表3所列的性能指標。

圖4 高溫復合密封材料彈性性能試驗示意

圖5 高溫復合密封材料彈性性能曲線

表3 開關開啟關閉裝置性能試驗數(shù)據(jù)

2.2.2TD350膠筒結(jié)構(gòu)優(yōu)化

在得出高溫復合密封材料性能基礎上，對坐封后密封組件接觸壓力與變形進行有限元分析，通過有限元法分析密封組件結(jié)構(gòu)組合，由圖6得出，代表應力集中的紅色區(qū)域主要出現(xiàn)在膠筒上下兩端，是產(chǎn)生材料強度破壞的危險點。因此，在膠筒兩端和中間采用不同硬度的復合密封材料解決兩端的應力集中問題。

圖6 TD350膠筒應力

2.2.3高溫密封試驗

圖7所示的試驗設備為專用高溫密封材料試驗裝置，具有加載液壓力、加熱保溫和試驗數(shù)據(jù)自動采集功能。在進行高溫試驗之前，首先進行了復合材料TD350常溫破碎試驗，即在壓縮力20 MPa時，徑向尺寸從147 mm擴展到170 mm不能發(fā)生破碎，經(jīng)試驗未發(fā)生破碎，屬正常彈性變形。然后開展不同溫度下的密封壓力試驗。從表4的試驗數(shù)據(jù)可驗證，復合材料TD350在350 ℃時密封壓差達22 MPa，耐溫耐壓持續(xù)時間一個月，能夠滿足密封壓差20 MPa要求。

圖7 高溫復合密封材料膠筒高溫密封試驗示意

表4 高溫復合密封材料膠筒密封試驗數(shù)據(jù)

2.2.4分步坐封增力機構(gòu)

復合材料TD350膠筒的高溫密封需要不小于25T的坐封力，比常溫密封的坐封力高出15T，為此設計了分步座封式多級液壓缸外置封隔裝置，增加坐封力，如圖8所示。

圖8 分步坐封機構(gòu)及高溫密封裝置示意

從油管打壓，壓力先作用于一級增力機構(gòu)上，活塞下行剪斷剪釘；繼續(xù)打壓壓力分別作用于二級、三級增力機構(gòu)上，活塞缸坐封力疊加推動坐封活塞壓縮膠筒和卡瓦坐封于套管內(nèi)壁上，坐封后下放管柱露出注汽孔進行注汽；下次作業(yè)時下打撈管柱對接后，上提管柱剪斷剪釘即可解封。

3 井口高溫防噴裝置

井口高溫防噴裝置在井下高溫封控裝置失效時起到二級保護作用，防止高溫蒸汽溢出井口。由高溫密封防噴系統(tǒng)、加載控制系統(tǒng)和液壓控制系統(tǒng)組成，如圖9所示。高溫密封防噴系統(tǒng)在井下高溫封控裝置失效時密封井口，是井口高溫防噴裝置的核心組成部分，加載控制系統(tǒng)和液壓控制系統(tǒng)是井口高溫防噴裝置的輔助組成部分，分別為高溫密封防噴系統(tǒng)提供管柱夾持力和液壓控制力[6]。

井口高溫密封裝置和井下高溫封控裝置在耐溫指標上不同，井下密封裝置由于在井下，更靠近高溫區(qū)，且密封結(jié)構(gòu)件體積小，可選用價格高的密封材料，所以耐溫指標350 ℃，而井口高溫密封裝置考慮到油層高溫蒸汽到達井口有1 000 m左右的沿程溫度損失，根據(jù)經(jīng)驗，一般350 ℃蒸汽從油層到達井口溫度會降到150 ℃左右，而且，井口用密封材料用料多，不宜選用價格較高的密封材料，所以選用耐溫160 ℃的普通的氫化丁晴橡膠作為密封體?，F(xiàn)場應用時，會有個別井井口溫度可能會超過150 ℃，這時應及時對井口噴水或吹風進行降溫處理，因此，在現(xiàn)場實施時，建議現(xiàn)場配上降溫設施備用，確保安全。

圖9 井口高溫防噴裝置結(jié)構(gòu)示意

圖10 高溫密封防噴系統(tǒng)示意

表5 高溫密封防噴系統(tǒng)技術參數(shù)

主要技術特點如下。

a) 多級組合高溫密封防噴，滿足井內(nèi)管柱復雜時封控高溫蒸汽的要求。

b) 配備剪管器，一旦井口封控失效，可剪斷管柱封井實現(xiàn)高溫蒸汽封控，確保萬無一失。

4 現(xiàn)場試驗應用

2016年7月，該技術在現(xiàn)河采油廠草20-10-081井第一次開展現(xiàn)場試驗。該井采用封控油層，密封環(huán)空工藝進行注汽，最高注汽溫度338 ℃。由于井下封控裝置的封控作用，使得注汽后油套環(huán)空和井口無壓力，井口溫度在1 h后降到47 ℃，在注汽結(jié)束當天就起初注汽管柱下入生產(chǎn)管柱實現(xiàn)抽油，減少作業(yè)放噴等待時間7天。該井注汽參數(shù)見表6，試驗效果見表7。從表7可見，該井和上次轉(zhuǎn)軸相比，減少排壓井液60 m3，增油136 t，井口生產(chǎn)溫度提高5.7 ℃。

表6 草20-10-081井注汽參數(shù)

表7 草20-10-081井試驗效果

通過近幾年的不斷完善，截止到目前，該技術在勝利油田純梁、濱南、現(xiàn)河、孤島、石油開發(fā)中心等采油廠推廣應用103口井，成功率100%，杜絕了作業(yè)施工中蒸汽溢出井口燙傷施工人員的事故。同時，平均縮短放噴時間6.5天，縮短排液時間10天，單井節(jié)省壓井液11 m3，單井減少蒸汽損失3.1%，單井累計增油900 t，取得了良好的經(jīng)濟效益。

5 結(jié)論

a) 高溫封隔技術、井下開關控制技術和井口高溫防噴技術形成了一套較為成熟的注蒸汽井高溫安全防控技術。

b) 高溫復合密封材料加多級分步坐封技術，解決了高溫密封難題，密封壓力達到20 MPa，耐溫達到350 ℃。

c) 該技術具備高溫安全保護作用，同時也可產(chǎn)生很好的增產(chǎn)增效效果，具有良好的推廣前景。