付小坤 李軍 付鵬 劉剛 陳啟龍

摘要：針對注氣開采中常規(guī)封隔器無法正常解封、容易形成井下落魚等問題，研制了一種稠油井注氣摻稀一體化管柱。介紹了該管柱及主要配套工具的結構和工作原理，進行了室內性能測試試驗及現(xiàn)場應用試驗。試驗結果表明：該管柱中配套的注氣封隔器不使用水力錨和卡瓦結構，封隔器易解封，解決了由于沉淀物雜物堆積和長期注氣摻稀水力錨卡瓦可能無法收回等造成的無法解封問題；該管柱中的封隔器膠筒密封性能較好，可滿足高壓注氣，摻稀旁通保證了稠油井正常摻稀生產，E型旁通閥結構避免下井時中途膠筒提前坐封；該管柱配套的注氣封隔器可替代常規(guī)液壓封隔器，應用于注氣、摻稀生產的稠油井中。所得結論可為油田開采提高生產時效及降低采油成本提供技術支撐。

關鍵詞：稠油井；注氣摻稀一體化管柱；封隔器；坐封；解封；現(xiàn)場應用

0 引 言

塔河油田為奧陶系縫洞型碳酸鹽巖油藏，油藏埋藏深，非均質性嚴重，原油黏度大，需要進行套管摻稀油開采。近年來，塔河油田已進入開發(fā)中后期，注水替油效果逐漸變差，注氣三次采油技術應用已在塔河油田開發(fā)中普及［1-3］。目前注氣、摻稀生產管柱組合主要是液壓封隔器加注氣摻稀單流閥組合，封隔器均帶水力錨。該管柱組合后期解封需要上提一定拉力，工具及井筒在井下長期注氣的工況下會出現(xiàn)腐蝕，封隔器水力錨卡瓦會因自身腐蝕和其他異物堆積，導致無法解封，塔河油田每年約有30口井因封隔器解封困難而造成重大井下故障，嚴重影響生產時效，增加采油成本。因此，筆者結合常規(guī)封隔器［4-20］和注氣生產管柱的結構，研制了一種稠油井注氣摻稀一體化封隔器，形成了注氣摻稀機抽一體化生產管柱技術，有效解決了封隔器無法正常解封、容易形成井下落魚的問題?，F(xiàn)場應用結果證明，注氣摻稀一體化封隔器解封、坐封正常，不需增加解封拉力，滿足生產技術需求。

1 技術分析

1.1 管柱結構

稠油井注氣摻稀一體化管柱由88.9 mm油管、摻稀旁通封隔器（內通徑60 mm）、E型旁通閥和注氣封隔器（內通徑60 mm）4大部分組成，井下工具組合如圖1所示。

1.2 工作原理

注氣摻稀一體化管柱工作原理如圖2所示。E型旁通閥在下井過程中循環(huán)孔處于打開狀態(tài)，井下液體會快速通過循環(huán)孔向上流動，并經過摻稀旁通封隔器下端的單流閥流動到上層，由此可減小下鉆過程中激動壓力對擴張式膠筒的作用；當管柱下放到設計位置后，從管柱內投入鋼球，待鋼球入座后，地面開啟大排量泵車，此時E型閥分瓣球座在節(jié)流壓差的作用下會向下移動并關閉循環(huán)孔；分瓣球座的爪頭在移動到循環(huán)外筒內孔的空位處后回彈張開，鋼球繼續(xù)向下落入井底，管柱形成全通徑狀態(tài)［21-22］。

油井注氣時，摻稀單流閥關閉，由于雙皮碗膠筒的作用產生密封壓差，壓力傳至擴張式膠筒下端，膠筒膨脹密封環(huán)空，隨著注氣壓力的不斷增加，擴張式膠筒和下端雙皮碗密封壓力隨之增加。油井生產期間，由環(huán)空向管柱內注入稀油，摻稀旁通封隔器的單向皮碗結構可將環(huán)空摻稀液導入管柱內，而不流入地層，稀油經過摻稀單向閥的通道進入油管內，并與井下稠油充分混合后，使井底稠油流動性提高，經抽油泵抽吸，由油管柱內開采出來。如果需要解封封隔器，只需要上提管柱即可解封。

1.3 技術參數

適用工作溫度-20～170 ℃；封隔器最大外徑144 mm，全通徑60 mm，不需增加解封拉力；扣型均為73 mmTP-JC螺紋；膠筒工作壓力為50 MPa，擴張膠筒啟動壓力范圍為2～3 MPa。

2 一體化管柱配套工具

2.1 摻稀旁通封隔器

2.1.1 結構

摻稀旁通封隔器主要由摻稀外筒、摻稀結構、摻稀皮碗、旁通結構等部件組成，其結構示意圖如圖3所示。

上接頭、摻稀閥球座、連接接頭、摻稀閥球、過流環(huán)、擋環(huán)、摻稀皮碗、導流短節(jié)、心軸及下接頭依次連接。上接頭一端設有摻稀閥閥球和閥座，摻稀固定座的一端設有過流環(huán)，導流短節(jié)下方設有摻稀皮碗。

2.1.2 工作原理

摻稀旁通封隔器是將3組合金單流閥串聯(lián)密封［23-24］。沒有常規(guī)單流閥的彈簧結構，在稠油開采過程中，由環(huán)空向管柱內注入稀油，稀油經過摻稀單流閥的通道注入作業(yè)管柱內，并與井下稠油充分混合后，提高了井底稠油流動性，再由作業(yè)管柱內開采出來。摻稀旁通封隔器具有的單向皮碗結構，可以很好地將環(huán)空摻稀液導入到管柱內，而不是通過環(huán)空進入地層；同時摻稀旁通封隔器皮碗膠筒的下端帶有單向旁通結構，允許液流由下向上流動，這樣在封隔器下井過程中，可以在很大程度上減輕激動壓力對管柱的影響。

2.1.3 主要技術參數

兩端連接螺紋均為73 mm TP-JC螺紋；剛體最大外徑144 mm，膠筒最大外徑160 mm，內通徑60 mm；抗拉力630 kN，抗內壓87 MPa，抗外壓力82 kN；摻稀過流通道面積380 mm2，2組通道共計760 mm2；旁通過流面積113 mm2，4組通道，共計452 mm2；適用溫度-20～170 ℃，適用于177.8 mm套管中。

2.2 E型旁通閥

2.2.1 結構

E型旁通閥主要由旁通外筒、分瓣球座、鋼球及循環(huán)孔等構成，結構如圖4所示。上接頭、分瓣球座、鋼球、上密封軸、下密封軸及下接頭依次連接構成。上接頭的一端內側設置有分瓣球座、鋼球和銷釘，上密封軸與上接頭通過剪切銷釘固定連接，上密封軸與下密封軸均安裝在旁通外筒的內側，旁通外筒的另一端固定連接有下接頭，下接頭的一端伸入旁通外筒的內側與下密封軸的一端固定連接。

2.2.2 工作原理

采用E型旁通閥目的在于減輕封隔器下井時的激動壓力對膠筒和卡瓦的影響［25］，旁通流體通過旁通閥循環(huán)孔流到上皮碗與下皮碗之間的環(huán)空，液體會沿旁通單流閥流到上皮碗上端，以保證坐封封隔器不受激動壓力的影響。E型旁通閥在下井過程中循環(huán)孔處于打開狀態(tài)，這樣井下液體會快速通過循環(huán)孔向上流動，并經過摻稀旁通封隔器下端的單流閥流動到上層；當管柱下放到設計位置后，從管柱內投入鋼球，待鋼球入座后，地面開啟大排量泵車，此時E型閥分瓣球座在節(jié)流壓差的作用下會向下移動并關閉循環(huán)孔；分瓣球座的爪頭在移動到循環(huán)外筒內孔的空位處后回彈張開，鋼球繼續(xù)向下落入井底，管柱形成全通徑狀態(tài)。

2.2.3 主要技術參數

兩端連接螺紋均為73 mm TP-JC螺紋；最大外徑114 mm，球座擊落前內通徑42 mm、擊落后通徑60 mm；抗拉力1 500 kN，抗內壓強度78 MPa，抗外壓強度74 MPa；旁通過流面積1 600 mm2，旁通投球直徑45 mm，旁通閥關閉壓力12 MPa（6支銷釘）；工作溫度-20～170 ℃，適用于177.8 mm套管。

2.3 注氣封隔器

2.3.1 結構

注氣封隔器（見圖5）由密封系統(tǒng)和錨定系統(tǒng)2大部分構成。其中上心軸外側套有擴張式膠筒，擴張式膠筒的一端連接膠筒上護套，膠筒上護套上端與上接頭連接，擴張式膠筒的另一端連接膠筒下護套，心軸連接定位套，定位套兩端均連接有皮碗，下心軸另一端連接下接頭。

2.3.2 工作原理

注氣封隔器在整個管串中具有最終建立密封的作用，密封系統(tǒng)由擴張式膠筒和雙皮碗膠筒組合而成。擴張式膠筒可輔助下雙皮碗進行密封，當下皮碗出現(xiàn)滲漏后，擴張式膠筒也能達到密封效果，雙皮碗膠筒直接承受注氣高壓，且給擴張式膠筒提供了初期壓差，使擴張式膠筒受力膨脹，起到密封的作用。雙皮碗膠筒出現(xiàn)密封不嚴和滲漏后，封隔器不會完全失封，在井口大排量泵壓的情況下，仍然可以建立起壓差，此時擴張式膠筒可以起到很好地密封作用。

2.3.3 主要技術參數

兩端連接螺紋均為73 mmTP-JC螺紋；最大外徑114 mm，皮碗最大外徑158 mm，最小內通徑60 mm；抗拉力930 kN，抗內壓強度116 MPa，抗外壓強度107 MPa，膠筒密封壓力50 MPa；工作溫度-20～170 ℃，適用于177.8 mm套管中。

3 技術特點

（1）注氣封隔器密封膠筒設有擴張式膠筒和雙皮碗膠筒組合式的密封結構，雙皮碗膠筒給擴張式膠筒提供壓差，使其受力膨脹，起到密封的作用；擴張式膠筒輔助雙皮碗膠筒密封，當雙皮碗膠筒密封失效時，封隔器不會完全失封；注氣封隔器起出井筒時無需增加解封拉力，并且密封性能與注入壓力密切相關，注入壓力越高，封隔器密封能力越強。

（2）摻稀旁通封隔器的摻稀通道設有3組單流閥串聯(lián)密封，閥球、閥座分別采用鈦合金和鎢合金材質，耐腐蝕和耐磨；其中的單向皮碗可使稀油與稠油混配更均勻；設有的單向旁通結構與封隔器管柱配合下入井中，不僅可以減輕激動壓力對管柱的影響，避免出現(xiàn)提前坐封，而且可減小封隔器與套管間的抽吸作用，防止封隔器短時間內失封。

（3）E型旁通閥結構設有的旁通循環(huán)孔，用于平衡注氣封隔器上下管柱內的壓力，可以減小激動壓力對擴張式膠筒的作用，防止下井時中途膠筒提前坐封；設有的分瓣球座在封隔器坐封后，投球加壓，可實現(xiàn)管柱全通徑。

（4）該一體化管柱中的封隔器無水力錨和卡瓦結構，封隔器易解封，可重復坐封，避免出現(xiàn)因長期注氣、摻稀腐蝕產生的雜物堆積和工具自身腐蝕等導致水力錨和卡瓦可能無法收回，從而無法解封等問題。

（5）該一體化管柱所有工具關鍵零部件均采用42CrMo高強度材料，提高了工具抗拉及抗壓強度，并進行了耐磨處理；皮碗及膠筒材質改進為氫化丁腈橡膠，耐溫達170 ℃，且耐腐蝕、耐壓和更加耐磨。

4 室內試驗

對研制的注氣摻稀一體化管柱分別進行坐封及解封試驗、膠筒及輔助承壓和解封變形試驗，以檢驗其性能是否滿足設計要求。

4.1 坐封及解封試驗

將注氣摻稀一體化管柱組下至試驗井筒內，連接地面高壓管匯、加熱油槽、加壓泵和試驗裝置，循環(huán)高溫油使井筒溫度升至150 ℃，保溫48 h。加壓20 MPa，將注氣封隔器坐封于試驗井中，穩(wěn)壓15 min，泄壓解封，反復試驗5次，坐封壓力分別為20.2、21.0、21.5、20.0及20.8 MPa，分別穩(wěn)壓15 min，均順利實現(xiàn)坐封和解封。

4.2 膠筒及輔助承壓和解封變形試驗

井口加壓至20 MPa，將注氣摻稀一體化管柱坐封于試驗井筒中，穩(wěn)壓15 min，再逐級加壓4次，加壓分別為40、50、60及70 MPa，穩(wěn)壓時間分別為15、30、180及300 min，總保壓時間為540 min。穩(wěn)壓試驗曲線如圖6所示。

由加壓試驗得到，壓降范圍在0.02～0.57 MPa，最大壓降出現(xiàn)在加壓至70 MPa時。泄壓解封，取出封隔器，觀察注氣封隔器雙皮碗膠筒有輕微永久變形，測量膠筒變形量從158 mm變?yōu)?59.5 mm，其他設備機構未出現(xiàn)永久變形，設備滿足生產要求。

5 現(xiàn)場應用

5.1 井況

截至2022年8月，該工藝已在塔河油田應用18井次，管柱坐封、解封、注氣及摻稀生產均正常，未發(fā)生過井下事故。TP2井為塔河油田的一口開發(fā)井，2012年酸壓完井，管串組合為：88.9 mm絲堵+88.9 mm油管6根＋88.9 mm割縫篩管6根＋88.9 mm油管2根+球座（95mm）+177.8 mm MCHR封隔器（通徑60 mm，坐封位置5 335 m）+88.9 mm油管2根+88.9 mm伸縮節(jié)（通徑76 mm，2 m）+88.9 mm油管×1 779 m+88.9 mm油管2根+摻稀單流閥+88.9 mm油管2根+38.0 mm桿式泵泵座+88.9 mm油管×3 500 m+雙外短節(jié)+油管掛。因地層能量降低，2015年開始注氮氣驅油，累計注氣100×104 m3。2019年大修檢管作業(yè)，解封封隔器作業(yè)過程中，上提管柱拉力920 kN（管柱原懸重762 kN）未能解封，倒扣套銑打撈出原井管柱，共耗時42 d。

5.2 完井管柱設計

考慮該井本次作業(yè)封隔器解封困難，后期需長期進行注氣作業(yè)，且該井為稠油井，而抽稠泵抗拉力位僅有420 kN，泵下需懸掛油管，常規(guī)液壓封隔器需要解封拉力，抽稠泵的抗拉力不滿足后期解封作業(yè)，因此完井使用注氣摻稀一體化封隔器。完井管柱組合為：73.0 mm絲堵+73.0 mm油管6根+73.0 mm割縫篩管6根+73.0 mm油管2根+177.8 mm注氣封隔器+177.8 mmE型旁通閥+73.0 mm油管×1 000 m+177.8 mm摻稀旁通封隔器+73.0 mm油管×3 560 m+88.9 mm油管2根+83/44TH抽稠泵泵筒+變扣+88.9 mm油管×1 390 m+雙外短節(jié)+油管掛。177.8 mm注氣封隔器坐封位置為5 995 m，下封隔器前，反復對177.8 mm套管刮洗干凈，坐封、驗封均正常。完井后，累計注入100×104 m3氮氣，注氣期間油、套壓壓力變化如圖7所示。從圖7可見，注氣期間最高油壓35 MPa，最高套壓2.6 MPa，注氣結束后摻稀生產正常。2020年12月修井作業(yè)，上提管柱至拉力570 kN（管柱原懸質量552 kN）解封，起出管柱及封隔器膠筒等，結構正常。

通過2次作業(yè)情況對比，注氣摻稀一體化封隔器與液壓封隔器相比，達到了封隔保護套管的目的，未因封隔器解封困難而造成井下復雜事故，提高了生產時效，降低了采油成本。

6 結 論

（1）注氣摻稀一體化管柱中配套的注氣封隔器不使用水力錨和卡瓦結構，封隔器易解封，解決了由于沉淀物雜物堆積和長期注氣摻稀水力錨卡瓦可能無法收回等造成的無法解封問題。

（2）注氣摻稀一體化管柱中的封隔器膠筒密封性能較好，可滿足高壓注氣。摻稀旁通保證了稠油井正常摻稀生產，E型旁通閥結構避免了下井中途膠筒的提前坐封。

（3）注氣摻稀一體化管柱安全可靠，性能穩(wěn)定，配套的注氣封隔器可替代常規(guī)液壓封隔器，應用于注氣、摻稀生產的稠油井中，具有較好的推廣前景。

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