底部支撑锚定分注管柱的研究与应用

夏 健王忠秀杨春林胡 皓安金萍周 玲（.中国石油华北油田公司钻采工程部，河北任丘 06；.中国石油华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 06；.中国石油华北油田公司采油一厂，河北任丘 06；. 中国石油华北油田公司采油三厂，河北河间 060；.中国石油渤海钻探国际物资供应公司，天津 007）

引用格式：夏健，王忠秀，杨春林，等.底部支撑锚定分注管柱的研究与应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：89-91.

底部支撑锚定分注管柱的研究与应用

夏 健1王忠秀2杨春林1胡 皓3安金萍4周 玲5（1.中国石油华北油田公司钻采工程部，河北任丘 062552；2.中国石油华北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552；3.中国石油华北油田公司采油一厂，河北任丘 062552；4. 中国石油华北油田公司采油三厂，河北河间 062450；5.中国石油渤海钻探国际物资供应公司，天津 300457）

引用格式：夏健，王忠秀，杨春林，等.底部支撑锚定分注管柱的研究与应用［J］.石油钻采工艺，2015，37（5）：89-91.

摘要：华北油田注水井具有井眼深、温度高、斜度大等特点，曾经采用不同类型封隔器进行分注，但大部分分注井管柱有效期短，部分井管柱还出现起出困难甚至大修的情况，无法满足油藏分注的要求。通过对常规分注管柱井下受力的分析研究，论证其短寿命原因，提出了分注管柱底部支撑锚定的方式，从根本上解决了深井分注管柱上下蠕动的问题。此外，现有的封隔器用于多级分注时解封负荷过大且易上大修，研制出的新型逐级解封封隔器可以解决常规封隔器下井后的安全起出问题，具有一定的推广价值。

关键词：分注管柱；受力分析；底部支撑锚定；逐级解封封隔器

华北油田分层注水井均采用悬挂式管柱技术，管柱主要由Y341封隔器和配水器以及底筛堵组成，因未采取有效的防蠕动措施，在注水过程中封隔器短期密封失效的情况十分普遍。为了提高封隔器使用寿命，改善分注管柱的受力状况，必须采用锚定式分注管柱。在大量调研分析的基础上，采用管柱底部支撑锚定方式，从根本上解决了深井分注管柱上下蠕动的问题。

另外，随着油田开发的深入，注水井的细分程度不断加大，注水层段越来越多，封隔器下入级数随之增加。现有的封隔器用于多级分注时，解封采用整体上提管柱，各级封隔器的解封负荷同时作用在管柱上，导致解封载荷过大，易出现“拔不动”的现象。研制出的Y341-115T逐级解封封隔器，可以从根本上解决多级封隔器下井后的安全起出问题。

1　常规分注管柱受力分析

分注井从下入管柱到正常注水过程中，由于压力、温度等参数的变化，常常引起管柱和封隔器受力变化以及管柱伸缩，使封隔器解封失效，无法正常分注。目前华北油田分注层位一般在1 500~3 500 m，注水压力小于35 MPa。通过对分注井从管柱下入到正常分注全过程的受力分析可知：分注管柱在封隔器坐封前后主要产生活塞效应和鼓胀效应；正常注水过程中，主要产生温度效应、活塞效应和鼓胀效应；注水时分注管柱所受轴向拉力为91~136 kN，管柱纵向缩短距离为0.46~2.92 m［1-2］。

华北油田分注工艺管柱主要应用Y341-115型封隔器，其基本原理为液压坐封、上提解封，封隔器坐封后，当上提管柱力达到10~20 kN，封隔器中心管与外套筒相对移动0.1 m时封隔器解封。分注井从下入管柱到正常注水过程中，由于压力、温度等参数的变化，都会使分注管柱伸长或缩短，导致封隔器的密封变差甚至不密封。采用锚定式分注管柱，给管柱预加80~120 kN，以抵消管柱由于各种效应产生的轴向拉力，从而确保管柱受力相对平衡，使封隔器始终处于密封状态，提高分注效果。

2　底部支撑锚定分注管柱研究

目前油田注水常用金属锚爪类及卡瓦类油管锚，与套管内壁直接接触，易伤害套管内壁；且注入水长年累月流经锚爪孔腔，易造成油管锚卡死，导致起钻遇卡等井下事故。近期为防止锚爪或卡瓦伤害套管内壁，锚爪采用硫化橡胶，其最大锚定力仅为80 kN，有效性及可靠性都不理想。提出的管柱底部支撑锚定方式以及可钻式油管支撑锚，从根本上解决了分注管柱受力蠕动的问题。

2.1 新型分注管柱技术特点

（1）采用坐封工具与支撑锚两体结构，液压坐封工具设计为两级液缸。工作时，液压坐封油缸在液动力的驱动下压缩支撑锚卡瓦，使其锚定于套管内壁，坐封油缸的锁紧机构可跟踪锁定，防止卡瓦倒退。支撑锚锚定后，液压坐封工具可与支撑锚脱手起出地面。

（2）支撑锚采用整体卡瓦双锥体结构，坐卡后设有防松动及防退机构，可使支撑锚固定在套管内壁不易脱落。本支撑锚一次下入可永久使用，需解除支撑锚时下入螺杆钻具可安全钻削清除。

（3）新型分注管柱改善了管柱注水时的受力状况，避免油管丝扣承受交变载荷，提高了丝扣密封的长期有效性；完井管柱采用预压力方式，有效避免分注管柱蠕动，延长管柱使用寿命。

2.2 可钻式油管支撑锚结构

油管支撑锚结构如图1所示，技术参数见表1。

图1　 底部油管支撑锚

表1　底部油管支撑锚技术参数

3　逐级解封封隔器研究

在油田分注井中，管柱一般连载多个封隔器将油层分开，根据各地层情况分别向各层注水，以提高地层压力。当从井内起出管柱时，需要利用上提油管的方式同时解封井下管柱连载的多个封隔器，增加工作难度也容易造成事故。研制的Y341-115T逐级解封封隔器，可以确保多级管柱安全起出。

3.1 结构与技术参数

Y341-115T逐级解封封隔器的结构如图2所示，技术参数见表2。密封机构采用中间胶筒，两端胶筒及护肩密封保护；胶筒采用耐高温胶料，具有耐高温、高压差的优良性能；锁紧（坐封防退）机构采用锁环跟进自锁，自锁力大，坐封防退可靠；反洗井机构采用下密封凡尔及弹簧复位方式，洗井时开启，洗后可自行关闭，防止层间互串，提高了分层密封效果；坐封机构采用泵打压，推动3个胶筒纵向被压缩，横向胀大，其外表面紧贴套管内壁，将套管上下隔开，起到封隔油层的作用；解封机构采用逐级解封方式，坐封液缸由锁块定位，坐封时锁块释放，在液力及重力作用下，坐封缸上行完成封隔器坐封，解封时只需上提油管即可实现封隔器逐级解封。

图2　 Y341-115T逐级解封封隔器

表2　逐级解封封隔器技术参数

3.2 工作原理与技术特点

工作原理：将封隔器下至设计位置后密闭油管。正打压5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa，液体从封隔器中心管孔进入活塞腔，推动活塞上行，压缩封隔器密封胶筒，密封油套环形空间。同时封隔器自锁机构自锁，泄掉油管压力，封隔器仍处于密封状态，坐封完成。反洗井时，从油套环空泵入液体，推动洗井活塞上行，打开洗井通道，洗井液由封隔器胶筒上部流经内外中心管环空至胶筒下部，通过配水器进入油管至地面，完成反洗循环。解封时，直接上提管柱，中心管上行外撑解封块撑开锁环，坐封锁紧机构解锁，继续上提油管，胶筒收缩封隔器解封。第1级封隔器解封后，继续上提油管逐级解封。

技术特点：封隔器解封采用解封销钉控制，解封时必须先将解封销钉剪断才能解封，所以可以将封隔器一个一个逐级解封，在解封时减小了管柱载荷，提高了管柱安全性。由于采用了锁环装置，一旦通过齿牙将外管锁定，即可压缩胶筒将井筒密封，承受压差可达30 MPa，在注水过程中不发生松动，提高了封隔器的密封性，有利于提高注水工艺油层分隔的准确性。

4　现场应用

目前该底部支撑锚定分注管柱在华北油田60多口高温、大斜度、多级多段分注井应用，均一次施工成功。如楚29-57高温深井，完钻井深2 960 m，对该井采用底部支撑锚定管柱并且实施3级3段分注。2013年12月1日下入可钻式油管支撑锚，卡点深度2 943 m，投棒坐卡油管支撑锚，坐卡压力5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa，各压力点稳压5 min，丢手压力22 MPa，丢手后上提管柱1.5 m；管柱载荷未增加，表明底部油管支撑锚已脱节；下放管柱加压于油管支撑锚，管柱载荷直线下降，证明油管支撑锚已坐卡锚定成功。2013年12月5日下入逐级解封封隔器，管柱下至油管支撑锚卡点位置，下压管柱0.6 m，下压载荷6 t，油管打压5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa各稳压5 min，油压不降，表明封隔器坐封良好。先后共进行了4次验封检验，均验封合格，表明封隔器密封性能良好。

5　结论

（1）分注管柱采用支撑锚定方式，可避免分注管柱蠕动；完井管柱采用压管柱形式，可改善由于温度效应、压力效应等引起的分注管柱受力，从而提高注水管柱使用寿命。

（2）注水封隔器采用逐级解封方式，提高了管柱作业起出的安全性，且不受封隔器级数限制，实现细分层注水。

参考文献：

［1］ 马学勇，李军亮. 注水管柱不同过程受力分析［J］. 石油天然气学报， 2006，28（4）：373-375.

［2］ 王隆慧，李洪春，刘汝福，等. 高压注水井套管保护管柱受力分析探讨［J］.石油矿场机械，2004，33（S0）：39-41.

（修改稿收到日期 2015-08-03）

〔编辑 李春燕〕

Research and application of layered water injection pipe string anchored by bottom support

XIA Jian1, WANG Zhongxiu2, YANG Chunlin1, HU Hao3, AN Jinping4, ZHOU Ling5
（1. Drilling & Production Engineering Division, Huabei Oilfield Company, CNPC, Renqiu 062552, China;
2. Research Institute of Oil Production Engineering, Huabei Oilfield Company, CNPC, Renqiu 062552, China;
3. No.1 Oil Production Plant of Huabei Oilfield Company, CNPC, Renqiu 062552, China;
4. No.3 Oil Production Plant of Huabei Oilfield Company, CNPC, Hejian 062450, China;
5. International Supply Corporation of Bohai Drilling Engineering Company Limited, CNPC, Tianjin 300457, China）

Abstract:The water injection wells in Huabei Oilfield are characterized by great wellbore depth, high temperature, large deviation, etc. Historically, various types of packers were used for layered injection, but the pipestring in most injection wells had a short effective period. Some pipestrings were hard to be tripped out and even repaired. So such pipestrings could not satisfy layered injection into reservoirs. Analysis of downhole stress on conventional layered injection pipestring demonstrated the causes for their short service life and put forward the anchoring mode of bottom support of layered injection pipestrings, which solved the problem of up and down creepage of injection pipestring in deep wells. In addition, the present packers, when used for layered injection, have a large unsetting load and need to be serviced. The new type of stepwise unsetting packers developed lately can solve the problem of safe tripping out of downhole conventional packers and is of some promotion significance.

Key words:layered water injection pipe string; stress analysis; anchoring of bottom support; stepwise unsetting packer

作者简介：夏健，1968年生。1990年毕业于中国石油大学（华东）采油工程专业，2008年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，硕士研究生，现主要从事油气田开发的研究与管理工作，高级工程师。电话：0317-2702419。E-mail：cyyxiaj@petrochina. com.cn。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.022

文献标识码：B

文章编号：1000 – 7393（2015）05 – 0089 – 03

中图分类号：TE357.6