柯 康

（中國海洋石油國際有限公司，北京 100029）

根據(jù)海洋石油開采的相關(guān)要求，海上油井在泥面 20 m以下，應(yīng)當(dāng)安裝井下安全閥，以防止井下流體意外返出對平臺人員、設(shè)備及海洋環(huán)境造成危害[1]。隨著海洋石油的大規(guī)模增儲上產(chǎn)，中國海域內(nèi)的稠油儲量頗豐，稠油的開采對產(chǎn)能的貢獻(xiàn)顯得愈發(fā)重要[2]。隨著熱采技術(shù)在海上油田的推廣應(yīng)用，相關(guān)的配套技術(shù)也日益完善。海上射流泵注采一體化技術(shù)解決一趟管柱實現(xiàn)稠油熱采的難題，該技術(shù)要求配套的井下安全閥滿足以下技術(shù)指標(biāo)：最高耐溫 350 ℃、下入垂深不低于1100 m。目前，市面上的井下安全閥無法同時這兩項技術(shù)要求。針對以上熱采工藝技術(shù)的需求，成功研制了海上高溫深井井下安全閥，并進(jìn)行室內(nèi)試驗，在了解使用情況的同時，針對性地對其進(jìn)行改進(jìn)后，盡快使該工具在海上稠油油田得到推廣應(yīng)用。

1 技術(shù)要求

井下安全閥是位于生產(chǎn)管柱特定位置的安全工具，由于井下安全閥的基本功能及特性，須在生產(chǎn)設(shè)施出現(xiàn)危險、管線破裂等非正常情況下能夠進(jìn)行井下隔離，及時關(guān)閉流動通道，對井筒流進(jìn)行安全控制[3]。因為高溫深井安全閥在射流泵注采一體化生產(chǎn)管柱中特殊的使用環(huán)境，所以對其結(jié)構(gòu)設(shè)計和性能指標(biāo)提出嚴(yán)格的要求（見表1）。

表1 高溫深井安全閥使用基礎(chǔ)技術(shù)參數(shù)表

因此，針對海上油田的開發(fā)，射流泵注采一體化生產(chǎn)管柱中高溫深井安全閥在結(jié)構(gòu)設(shè)計時，需要滿足以下4 個基本技術(shù)要求：1）確保主體和閥板在350℃高溫下關(guān)閉后長效密封。2）確保活塞密封在350℃高溫下長期有效，防止液壓油泄露。3）確保液控管線暴露在1100 m 海水中時，海水產(chǎn)生的液柱壓力不夠，不能打開井下安全閥。4）確保關(guān)鍵部件在高溫高壓環(huán)境下強度可靠。

高溫深井安全閥與高溫常規(guī)井下安全閥基本原理及操作方法等方面是一致的，而常規(guī)井下安全閥是成熟的井下工具，在設(shè)計高溫深井安全閥過程中，只需要對常規(guī)井下安全閥的設(shè)計方案進(jìn)行更新[4]。

方案更新包括以下5 個原則如下：1）結(jié)構(gòu)簡單，易加工，利作業(yè)。2）密封點少，高溫下密封可靠。3）小柱塞設(shè)計，溫度變化影響小。4）成本相對低。5）中心管可配合小油管強開。

2 安全閥設(shè)計

2.1 安全閥的設(shè)計思路

設(shè)計原則如下：考慮最極端的情況就是當(dāng)井下安全閥的液控管線暴露在海水中時，海水產(chǎn)生的液柱壓力不足以打開井下安全閥。

2.1.1 計算關(guān)閉壓力

式中：Ps為關(guān)閉壓力；MDs為設(shè)計下入垂深，取1160 m；g為重力加速度，取9.8 N/kg；SF為安全系數(shù)，取1.15；ρs為海水密度，取1.03×103kg/m3。

2.1.2 校核最大下深

式中：MDmax為實際下入垂深；ρo為液壓油密度，取0.9×103kg/m3。

2.1.3 計算彈簧的預(yù)緊力

式中：F1為彈簧預(yù)緊力；d為活塞直徑，取12.5 mm。

2.1.4 初選彈簧參數(shù)

式中：τ為彈簧的切應(yīng)力，578 MPa；d為彈簧的直徑，10.5 mm；D2為彈簧的中徑，79 mm；K為彈簧的曲度系數(shù)，1.22。

2.1.5 校核彈簧

式中：F1為液壓油柱產(chǎn)生的壓力；G1柱為活塞桿的自重，3N；G2為中心管的自重，60 N；f1為活塞關(guān)閉方向摩擦力500 N。

2.1.6 計算打開壓力

式中：F2為安全閥完全打開彈簧力；Δx為彈簧的形變量362 mm，k為彈簧剛度8.41 N/mm；f2為活塞打開方向摩擦力1500 N。

2.2 關(guān)鍵部件有限元分析

按照API14A 要求對關(guān)鍵零部件進(jìn)行有限元分析。并依次對活塞桿、壓縮彈簧、扭簧和閥板這些關(guān)鍵零部件進(jìn)行有限元分析（如圖1 所示），計算最薄弱處的安全系數(shù)[5]。

圖1 活塞桿的有限元分析

活塞桿最大應(yīng)力為79.3 MPa，活塞桿在350 ℃下其屈服極限σs為370 MPa，計算其安全系數(shù)為4.66，其安全系數(shù)一般應(yīng)大于2，所以柱塞設(shè)計滿足強度要求（如圖2 所示）。

彈簧在最大位移載荷作用下，壓縮彈簧的最大總應(yīng)力為865 MPa，小于所選材料的屈服極限1110 MPa，滿足設(shè)計強度要求。另外，彈簧經(jīng)過高溫蠕變后核算強度依然滿足要求，如圖3 所示。

圖3 扭簧的有限元分析

扭簧經(jīng)歷8760 h 蠕變效應(yīng)后殘余扭矩為215.3 N·mm，大于閥板關(guān)閉時的摩擦扭矩+自重，扭簧能實現(xiàn)關(guān)閉動作，滿足工作條件要求，如圖4 所示。

圖4 閥板的有限元分析

閥板接觸應(yīng)力值為590 MPa 左右，大于35 MPa 壓力差，閥板密封性能良好。總應(yīng)力強度692 MPa，小于材料的屈服強度1100 MPa，滿足強度設(shè)計要求。

通過計算可知關(guān)鍵零部件的結(jié)構(gòu)設(shè)計合理，其受力最大部位的應(yīng)力強度均遠(yuǎn)小于材料的屈服強度，設(shè)計強度滿足要求。

2.3 強開工具設(shè)計

井下安全閥強開工具上部扣型為1.9"EU B，下部為斜臺階面。該工具接在射流泵注采一體化生產(chǎn)管柱內(nèi)管柱的最下端，以上分別接射流泵工作筒內(nèi)泵筒、1.9"EU 小油管。

當(dāng)射流泵工作筒內(nèi)泵筒與工作筒插入位后，強開工具在生產(chǎn)管柱內(nèi)管柱自身質(zhì)量（完井期間測得的管柱上提下放懸重約為5 t）的作用下，推動井下安全閥的流動管（流動管的推動力為0.5 t），從而由流動管推動井下安全閥閥板打開，并保持長期打開的狀態(tài)[6]。

3 室內(nèi)試驗

3.1 基本信息

3.1.1 試驗儀器

試壓泵、高溫深井安全閥、高溫加熱爐。

3.1.2 參照標(biāo)準(zhǔn)

SY/ T 6304—2013《注蒸汽封隔器及井下補償器技術(shù)條件》；ANSI/API Spec 14A《井下安全閥設(shè)備規(guī)范》。其中API 14A 試壓5 min；API 14A 壓降小于5%合格；API 14A無輪次要求。

3.1.3 高溫試驗方法

高溫加熱爐加熱試驗工具，多路液控管線試驗其承壓差性能，在350 ℃和溫度降到常溫過程中，交變溫差5 次，高溫下穩(wěn)壓8 h。

3.2 試驗內(nèi)容

試驗內(nèi)容如下：1）整體試壓。2）啟閉靈活性檢驗。3）整體承壓試驗。4）50%額定工作壓力下，啟閉試驗。

3.3 試驗數(shù)據(jù)

試驗數(shù)據(jù)如下：1）試壓15 min。2）壓降小于1%。3）高低溫試驗8 輪次。

3.4 試驗結(jié)論

室內(nèi)試驗完全滿足相關(guān)體系標(biāo)準(zhǔn)。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 完井作業(yè)

2022 年，在海上某口井的完井作業(yè)過程中，生產(chǎn)管柱采用射流泵一體化管柱，高溫深井安全閥隨管柱一起下入，相關(guān)數(shù)據(jù)見表2。

表2 生產(chǎn)管柱用2-7/8"EU 高溫深井安全閥參數(shù)

本井高溫深井安全閥下入斜深：1372 m；下入垂深：985 m。具體作業(yè)情況如下：1）入井前檢查情況。液控管線一端使用專用1/4〞接頭與高溫深井安全閥接口連接、打緊，確認(rèn)接口密封完好，手壓泵緩慢打壓，觀察安全閥開啟情況并記錄開啟壓力，繼續(xù)打壓至7500 psi×15 min，泄壓，記錄開啟壓力和關(guān)閉壓力。2）下入情況。連接射流泵工作筒和高溫深井安全閥工具串：4-1/2"BTC P110 21.6#隔熱油管短節(jié)+2-7/8"EU B×4-1/2"BTC P 變扣+2-7/8"EU B×2-7/8"EU P 高溫深井安全閥+3-1/2"EU B×2-7/8"EU P射流泵工作筒+3-1/2" EUE N80 9.3#油管短節(jié)+4-1/2"BTC B×3-1/2" EU P 變扣。

高溫深井安全閥上部1 根油管處對高溫深井安全閥控制管線纏繞10～15 圈，連接高溫深井安全閥控制管線，高溫深井安全閥帶壓7500 psi 下入。按照完井工程施工設(shè)計，安全閥按步驟順利下入，隨后安裝采油樹，完井作業(yè)結(jié)束。

4.2 投產(chǎn)作業(yè)

在注熱（350℃高溫高壓熱流體）作業(yè)完成后，該井開始進(jìn)行放噴作業(yè)。在放噴過程中，回溫下降，產(chǎn)氣量減少，井口控制盤處的井下安全閥控制壓力逐步下降至零；現(xiàn)場井口控制盤打壓1200 psi 時無法繼續(xù)升壓，改用用手壓泵再次進(jìn)行壓力測試，測試結(jié)果與井口控制盤一致。對高溫深井安全閥全流程液控系統(tǒng)的分析，結(jié)合陸地的室內(nèi)試驗情況，初步判斷該井高溫深井安全閥液控系統(tǒng)存在連接脫開導(dǎo)致液壓壓力無法傳遞至安全閥內(nèi)的液壓艙。

4.3 強開作業(yè)

由于注熱已經(jīng)完成，安全閥液控系統(tǒng)失效后，生產(chǎn)流道不暢通，因此無法實現(xiàn)油井生產(chǎn)。為盡快使該井投產(chǎn)，結(jié)合生產(chǎn)需求，決定對該井下入強開工具后進(jìn)行投產(chǎn)。

井下安全閥強開工具上部為絲扣連接，下部為斜臺階面。該工具接在射流泵注采一體化生產(chǎn)管柱內(nèi)管柱的最下端，以上分別接射流泵工作筒內(nèi)泵筒及油管。

具體作業(yè)情況如下：1）卸開起出的射流泵內(nèi)泵筒導(dǎo)向護套，連接井下安全閥強開工具。2）按下入順序連接下入。射流泵內(nèi)泵筒（原井內(nèi)泵筒，重新更換密封圈）+油管短節(jié)+油管。將連好的生產(chǎn)管柱內(nèi)管依次下入井內(nèi)對應(yīng)位置。3）當(dāng)井口懸重負(fù)荷降為零時，說明射流泵內(nèi)泵筒已全部插入射流泵工作筒定位位置。同時，井下安全閥已打開，管柱內(nèi)外與地層已充分溝通。對管柱進(jìn)行試壓，驗證管柱是否插入位。由于井內(nèi)已完成注熱作業(yè)，井內(nèi)壓力較高，因此在下入的過程中應(yīng)做好井控工作。

此時，井下安全閥在強開工具及管柱的自身質(zhì)量作用下（約5 t），推動井下安全閥的流動管（流動管的推動力為0.5 t），從而由流動管推動井下安全閥閥板打開，并維持長期打開的狀態(tài)。在井下安全閥強開后，該井保持正常生產(chǎn)，日產(chǎn)液指標(biāo)等均達(dá)到設(shè)計值。

5 結(jié)論

通過室內(nèi)測試及現(xiàn)場應(yīng)用表明，高溫深井安全閥用全金屬的密封結(jié)構(gòu)，能在常溫至350 ℃的高溫下正常工作。配套的強開工具設(shè)計合理，滿足技術(shù)要求，并能成功開啟高溫深井安全閥。

由于高溫及防腐等方面的要求，高溫深井安全閥配套使用的控制管線及卡套接頭等需要特殊材質(zhì)的連接可靠性，導(dǎo)致高溫深井安全閥液控系統(tǒng)失效。后續(xù)需要進(jìn)一步對高溫深井安全閥配套的控制管線及卡套接頭進(jìn)行測試及改進(jìn)。

在射流泵一體化管柱完成一到兩輪的注熱投產(chǎn)周期后，建議對高溫深井安全閥及配套的液控系統(tǒng)進(jìn)行全面拆解與分析，為后續(xù)工具的設(shè)計與改進(jìn)提供有益的建議。

高溫深井安全閥已完成了室內(nèi)試驗及現(xiàn)場應(yīng)用，在跟蹤使用情況的同時，有針對性地進(jìn)行改進(jìn)后，使該工具在海上稠油井中得到推廣。