郎寶山

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124109)

0 引 言

遼河油田以稠油開發(fā)為主，隨著稠油開發(fā)進入中后期，動用不均、低壓低產(chǎn)、汽竄、出水等矛盾日益突出，嚴(yán)重影響了稠油開發(fā)效果[1-3]。二氧化碳、氮氣助排等復(fù)合吞吐技術(shù)是提高稠油開發(fā)效果的有效工藝措施[4-12]，常規(guī)復(fù)合吞吐技術(shù)主要采用籠統(tǒng)注入的方式，由于部分油井層間物性差異大，導(dǎo)致二氧化碳、化學(xué)藥劑等無法有效進入目的層，措施針對性差，影響了措施效果[13-16]。同時，原有分層注汽管柱在現(xiàn)場應(yīng)用中也存在一定的局限性，分層注汽不能與油層復(fù)合吞吐技術(shù)有機結(jié)合，需分項進行，存在施工周期長、作業(yè)工序復(fù)雜、生產(chǎn)時率低等問題。為此，在常規(guī)機械封堵和分層注汽(水)技術(shù)[17-22]的基礎(chǔ)上進行改進，根據(jù)油層中夾層分布情況，分別研制了自動選層復(fù)合吞吐注汽管柱和分層處理分層注汽一次管柱2項技術(shù)，實現(xiàn)了油井復(fù)合吞吐和精細(xì)注汽，提高了油井復(fù)合吞吐效果和生產(chǎn)時率，進一步滿足了油藏開發(fā)需求。

1 自動選層復(fù)合吞吐注汽管柱

對于夾層薄、無夾層、高低滲透率油層互層導(dǎo)致油層無法分層處理的油井，如果采用籠統(tǒng)復(fù)合吞吐技術(shù)，藥劑大多注入高滲透層或地層虧空井段，導(dǎo)致措施效果差、藥劑浪費。為此，在投球選注技術(shù)基礎(chǔ)上[20-23]，研制了自動選層復(fù)合吞吐注汽管柱，提高藥劑和蒸汽的利用率。

1.1 工藝結(jié)構(gòu)及原理

自動選層復(fù)合吞吐注汽管柱主要由隔熱封隔器、一級投(收)球器、二級投球器、硅橡膠堵球、空心鋼球、篩管等組成(圖1)。

圖1 自動選層復(fù)合吞吐注汽管柱Fig.1 The steam injection string for composite huff and puff with automatic layer selection

首先將2種不同材質(zhì)的堵球，分別裝入2個投球器內(nèi)，其中，一級投(收)球器內(nèi)裝入硅橡膠堵球，連接在管柱下部；二級投球器內(nèi)裝入空心鋼球，連接在隔熱封隔器下面。將2個投球器隨管柱下入設(shè)計位置，二級投球器和一級投(收)球器分別位于目標(biāo)層段的上方和下方，與目標(biāo)層段上下邊界距離越近越好。因井筒內(nèi)有油水等流體，一級投(收)球器內(nèi)的硅橡膠堵球會漂浮在流體中，隔熱封隔器和一級投(收)球器將硅橡膠堵球限制在目標(biāo)層段范圍內(nèi)不能隨意流動。當(dāng)注入藥劑時，藥劑通過隔熱管經(jīng)篩管進入井內(nèi)，硅橡膠堵球隨液流流向井壁，自動選擇性地貼附于高滲層的射孔孔眼，封堵高滲透層，實現(xiàn)一級封堵，使注入藥劑進入低滲透層。注蒸汽時，蒸汽經(jīng)篩管注入井內(nèi)。隨著井內(nèi)溫度、壓力升高，硅橡膠堵球在高溫高壓下焦化，焦化后的堵球殘屑從封堵的孔眼上剝落下來。由于焦化后的硅橡膠堵球殘屑物理性能改變，其將落入一級投(收)球器外筒與中心桿之間的環(huán)空內(nèi)，在后續(xù)作業(yè)中不會漂浮在流體中。同時，二級投球器底部的熱熔板在高溫下熔化，釋放空心鋼球堵球，再次自動選擇性地封堵高滲透層射孔炮眼，減少其吸汽量，迫使蒸汽注入低滲透層，提高低滲透層動用程度。注汽后井筒內(nèi)壓力降低，堵球自行脫落，落入一級投(收)球器外筒與中心桿之間的環(huán)空內(nèi)，上提管柱，一級投(收)球器帶出空心鋼球堵球和硅橡膠堵球殘屑，避免堵球滯留井筒內(nèi)影響后續(xù)生產(chǎn)。

1.2 配套工具

1.2.1 一級投(收)球器

一級投(收)球器主要由上接頭、中心桿、板簧、外筒等組成(圖2)。外筒上端敞開，下端封閉，中心桿和外筒之間的環(huán)空可裝入硅橡膠堵球?！盁艋\”狀投(收)球裝置由20根弓形板簧在圓周方向均勻排布，板簧下端由板簧固定套鉚接固定在外筒上，板簧上端緊貼套管內(nèi)壁，可隨套管內(nèi)徑變化而隨之變化。投球時，即注入藥劑前，硅橡膠堵球在油井內(nèi)流體的浮力作用下，漂浮在流體中，一級投(收)球器與隔熱封隔器配合可將堵球限制在目的層段不能隨意流動；措施后，一級投(收)球器可將焦化的硅橡膠堵球殘屑和空心鋼球堵球收集于中心桿和外筒之間的環(huán)空內(nèi)，具有收球功能，并將其撈出井筒。

圖2 一級投(收)球器結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2 The structure diagram of the primary ball injector (receiver)

主要技術(shù)參數(shù)：一級投(收)球器長度為1 350 mm，外筒長度為700 mm，外筒外徑為133 mm，收球裝置(板簧上端)外徑為165 mm，工作溫度為350 ℃，工作壓力為17 MPa。

1.2.2 二級投球器

二級投球器由上接頭、壓帽、外筒、中心管、熱熔板等組成(圖3)。外筒和中心管之間環(huán)空可裝入空心鋼球堵球，外筒上端與壓帽連接，外筒底部為聚乙烯材料的熱熔板封底結(jié)構(gòu)。該熱熔板在注汽溫度不低于132 ℃時可逐漸熔化。下井前將空心鋼球從外筒上端裝入，隨管柱下入設(shè)計位置。注汽時，蒸汽經(jīng)中心管注入，隨著注汽溫度逐漸升高熱熔板受熱熔化，釋放空心鋼球堵球進行封堵高滲透層作業(yè)。

圖3 二級投球器結(jié)構(gòu)示意圖Fig.3 The structure diagram of the secondary ball injector

主要技術(shù)參數(shù)：二級投球器長度為1 250 mm，外筒長度為800 mm，外筒直徑為133 mm，熱熔板熔點為132～135 ℃，工作壓力為17 MPa。

1.2.3 堵球

(1) 硅橡膠堵球：實心結(jié)構(gòu)設(shè)計。采用甲基乙烯硅橡膠為原料，通過特質(zhì)磨具制作，具有良好的彈性，耐酸、耐堿、耐鹽性能良好，能夠鑲嵌在射孔孔眼上，從而增強封堵效果。堵球外徑為26 mm，密度為0.9～1.0 g/cm3。

(2) 空心鋼球堵球：空心結(jié)構(gòu)設(shè)計。采用不銹鋼鑄件為材料，經(jīng)沖壓成型，半球?qū)腹に嚰庸?，具有可持續(xù)耐高溫、高壓性能，保證堵球長效使用。堵球外徑為22 mm，壁厚為0.5 mm，密度為0.8～0.9 g/cm3。

2 分層處理分層注汽一次管柱

針對層間物性差異大、具備分層條件的油井，可利用機械式封隔器對油層分隔，實施分層處理。但常規(guī)機械封隔器耐溫性能差，無法與分層注汽技術(shù)有機結(jié)合，需兩趟管柱分項進行。為此，在機械封堵和分層注汽技術(shù)基礎(chǔ)上[24-26]，研制了分層處理分層注汽一次管柱，不動管柱即可完成分層復(fù)合吞吐注汽工藝，簡化了施工工序。

2.1 工藝結(jié)構(gòu)及原理

分層處理分層注汽一次管柱主要由雙作用封隔器、可逆注入閥、定壓球座、絲堵、補償器、隔熱管等組成(圖4)。

將管柱下至設(shè)計位置后，地面水泥車打壓，雙作用封隔器的常溫密封膠筒坐封，繼續(xù)打壓，定壓球座打開。藥劑經(jīng)隔熱管、可逆注入閥內(nèi)管、定壓球座到達(dá)下部油層，對下部油層進行藥劑處理(圖4a)，達(dá)到下部油層藥劑設(shè)計量后，在井口第1次投球，可逆注入閥的下滑套下移，打開側(cè)向通道，第1次切換層位，然后對上部油層進行藥劑處理(圖4b)。當(dāng)上部油層藥劑量達(dá)到設(shè)計量后，完成分層處理施工工藝。不動管柱開始注入蒸汽，在蒸汽高溫和壓力作用下，雙作用封隔器的高溫密封膠筒坐封，此時可逆注入閥上層通道處于開啟狀態(tài)，蒸汽進入上部油層(圖4c)。當(dāng)上部油層注入設(shè)計蒸汽量后，在井口第2次投球，可逆注入閥的上滑套下移，關(guān)閉側(cè)向通道，開啟閥體與中心管的環(huán)形夾層通道，蒸汽流經(jīng)夾層通道進入下部油層，對下部油層注蒸汽，完成分層注汽(圖4d)。

圖4 分層處理分層注汽一次管柱結(jié)構(gòu)示意圖Fig.4 The structure diagram of the primary string for layered steam injection

2.2 主要配套工具

2.2.1 雙作用封隔器

雙作用封隔器主要由上接頭、錐形脹體、液缸(活塞、膨脹腔、液壓腔)、密封膠筒、壓帽、下接頭等組成(圖5)。雙作用封隔器配用了2套不同材質(zhì)的密封膠筒，可以實現(xiàn)常溫、高溫2種狀態(tài)下的密封要求。

圖5 雙作用封隔器結(jié)構(gòu)示意圖Fig.5 The structure diagram of the double-acting packer

將封隔器下入設(shè)計位置后，首先通過油管施加液壓，流體經(jīng)中心管的小孔進入液壓腔，液壓作用在活塞2上，隨著壓力升高，活塞2推動壓帽、鎖套壓縮常溫密封膠筒，使膠筒直徑變大封隔油套環(huán)形空間。同時，鎖套運動至倒馬牙位置鎖緊，使膠筒不能彈回。此時，雙作用封隔器完成液壓坐封，實現(xiàn)常溫狀態(tài)下的密封，開始分層注入化學(xué)藥劑。當(dāng)注汽時，注汽溫度達(dá)到200 ℃，膨脹腔內(nèi)的膨脹藥劑在高溫的作用下體積迅速增加，缸筒內(nèi)的壓力升高，推動活塞1向上運動，活塞1推動錐形脹體擴張高溫密封膠筒，再次封隔油套環(huán)空，雙作用封隔器完成熱力坐封，實現(xiàn)高溫狀態(tài)下的密封，直至完成分層注汽。

主要技術(shù)參數(shù)：雙作用封隔器的最大外徑為145.0 mm，最小內(nèi)通徑為62.0 mm，液壓坐封壓力為12 MPa，熱力坐封溫度為200 ℃，工作溫度為0～350 ℃；工作壓力為17 MPa。常溫密封膠筒采用氫化丁腈混煉膠材質(zhì)，具有良好的耐磨、耐化學(xué)腐蝕性能，工作溫度為0～150 ℃；高溫密封膠筒采用改性聚四氟材質(zhì)，具有良好的耐腐蝕，耐溫性能，工作溫度為0～350 ℃。

2.2.2 可逆注入閥

可逆注入閥主要由上接頭、外罩、上滑套、下滑套、內(nèi)管等組成(圖6)。通過2次投入不同直徑的鋼球，交替打開相應(yīng)通道，實現(xiàn)不同介質(zhì)分層定量注入。

圖6 可逆注入閥結(jié)構(gòu)示意圖Fig.6 The Structure diagram of the reversible injection valve

開始注入藥劑，藥劑經(jīng)內(nèi)管進入下部油層，對下部油層進行處理(圖6a)，達(dá)到下部油層藥劑設(shè)計量后，井口投入Φ35 mm鋼球，鋼球下落至下滑套下端，依靠注入壓力將剪斷銷釘剪斷，下滑套下移，打開側(cè)向通道，對上部油層注入藥劑進行油層處理(圖6b)。當(dāng)達(dá)到上部油層藥劑設(shè)計量后，完成分層處理施工工藝。然后開始注入蒸汽，此時可逆注入閥側(cè)向通道處于開啟狀態(tài)，蒸汽先進入上部油層(圖6c)。當(dāng)上部油層注入設(shè)計蒸汽量后，井口投入Φ45 mm鋼球，鋼球下落至上滑套下端，注汽壓力達(dá)到2 MPa時剪斷銷釘被剪斷，上滑套下移，關(guān)閉側(cè)向通道，開啟外罩與內(nèi)管的環(huán)形夾層通道，蒸汽流經(jīng)夾層通道進入下部油層，對下部油層注蒸汽，完成分層注汽(圖6d)。

主要技術(shù)參數(shù)：最大外徑為132.0 mm，開啟壓力為2.0 MPa，工作溫度為350 ℃。

3 現(xiàn)場應(yīng)用情況

稠油復(fù)合吞吐配套管柱技術(shù)現(xiàn)場共實施18井次，措施有效率為100%，累計增油4 428 t，平均單井增油246 t，有效提高了油井復(fù)合吞吐效果和生產(chǎn)時率，節(jié)省作業(yè)費，取得了良好的經(jīng)濟效益和社會效益。

典型井例分析。杜212-33-K299井為遼河油田曙127454塊興隆臺油層的一口生產(chǎn)井，生產(chǎn)井段為775.4～836.2 m，有效厚度為25.4 m，累計蒸汽吞吐生產(chǎn)9周期。隨著吞吐周期增加，地層壓力低、動用不均矛盾突出，吞吐效果逐漸變差，周期產(chǎn)量和油氣比明顯下降。結(jié)合地質(zhì)分析，確定該井地層能量不足，縱向動用不均，導(dǎo)致周期生產(chǎn)效果較差。為此，實施分層氮氣助排和分層注汽一次管柱措施。首先對下層802.8～836.2 m井段注氮氣3.6×104m3，注入壓力為4.5 MPa。當(dāng)注入氮氣達(dá)到設(shè)計量后井口投球，打開上層通道，對上層775.4～784.2 m井段注氮氣2.4×104m3，注入壓力為5.7 MPa，上下層注氮氣壓差為1.2 MPa。然后開始注蒸汽，此時上層通道處于開啟狀態(tài)，對上層注汽800 m3，注汽壓力為13.3 MPa，當(dāng)注入蒸汽達(dá)到設(shè)計量后井口投球，對下層注汽1 200 m3，注汽壓力為12.7 MPa，上下層注蒸汽壓差為0.6 MPa。措施后，周期生產(chǎn)55 d，周期產(chǎn)油694 t，對比上周期增油247 t，油汽比提高0.09，取得良好效果。

4 結(jié)論與認(rèn)識

(1) 稠油復(fù)合吞吐配套管柱技術(shù)將機械封堵與復(fù)合吞吐技術(shù)有機結(jié)合，實現(xiàn)了不同介質(zhì)按需分層定量注入的目的，提高了油井復(fù)合吞吐效果和生產(chǎn)時率。

(2) 該管柱具有成本低、見效快、實用性強、安全可靠等特點，完全滿足油井現(xiàn)場實際需求，具有廣泛推廣應(yīng)用價值。

(3) 下步計劃研制小直徑封隔器、注入閥等配套工具，滿足套管輕微變形油井對復(fù)合吞吐工藝的需求。