出砂井分注管柱研究及应用

李鹏辉，张　鹏，单慧玲，朱　林

(1.中国石油吐哈油田分公司 工程技术研究院，新疆 鄯善 838202；2.中国石油吐哈油田分公司 吐鲁番采油厂，新疆 鄯善 838202)①



出砂井分注管柱研究及应用

李鹏辉1，张鹏1，单慧玲2，朱林2

(1.中国石油吐哈油田分公司 工程技术研究院，新疆 鄯善 838202；2.中国石油吐哈油田分公司 吐鲁番采油厂，新疆 鄯善 838202)①

地层砂易造成分注管柱洗井通道堵塞，影响正常洗井作业和测试调配，甚至导致管柱冲检失败，造成大修；地层出砂后套管外地应力平衡状态被破坏，增加了套管变形几率。提出了Y341型+K344型封隔器组合小直径分注管柱，增大了管柱洗井通道，管柱不易沉砂，成倍降低了管柱的解封载荷，安全性和可靠性大幅提高；且适应一般及微变形井的分注，扩大了管柱的适用范围，延长了有效期。研制了2种ø105 mm小直径分注工具，承压能力达到35 MPa，满足一般及轻微套变井高压分注需求，现场应用取得良好效果。

出砂井；分注；封隔器；工具

吐哈油田已进入高含水注水开发期，疏松质砂岩地层长期受注入水冲刷的影响，胶结程度不断减弱，造成地层出砂。当地层砂进入到井内后，容易进到封隔器的坐封腔内，造成封隔器坐封困难，还可能堵塞封隔器洗井通道，造成反洗井困难。地层砂进入到油套环空后，很容易沉积在封隔器胶筒上端或者沉积在井底砂埋凡尔，造成管柱解封负荷增加，甚至会导致管柱冲检失败，造成大修[1-3]。

随着出砂量的不断增大，套管外的地层空穴越来越大，到一定程度会导致突发性的地层坍塌，套管受坍塌地层砂岩团块的撞击和地层应力变化的作用而失去平衡，产生变形造成损坏[4]。吐哈油田雁木西区块因出砂而导致套变的井多达20多口，严重影响注水开发作业。

针对出砂井分注困难及套变问题，开展了Y341型+K344型组合分注管柱及配套小直径分注工具研究，提高了施工成功率及管柱有效期，推动了油田出砂井精细注水开发的发展。

1　管柱结构及工作原理

1.1管柱结构

目前，吐哈油田出砂井大部分采用两层分注。统计套变井套变位置发现，80%套变井套变位置在射孔层内或者射孔层段之间，因此确定管柱结构为二级分注管柱，上部采用常规Y341型封隔器和常规桥式偏心配水器，套变位置以下采用小直径K344型封隔器和小直径桥式偏心配水器，自上而下结构依次为：安全丢手接头+KSLM-115型水力锚+Y341-115型封隔器+KPX-115型桥式偏心配水器+安全丢手接头+K344-105型封隔器+KPX-105型桥式偏心配水器+水力循环阀。如图1所示。

1.2工作原理

出砂井分注管柱整体采用液压坐封，通过油管加压完成水力锚锚定、Y341型封隔器及K344型封隔器坐封；通过测调仪打开桥式偏心配水器水嘴注水。注水时，K344型封隔器通过偏心配水器水嘴产生的节流压差保证坐封状态；需要洗井时，从套管加压，K344型封隔器胶筒自动回收，封隔器解封，防止地层出砂长时间沉积在胶筒上端而造成后期起管困难；解封时，先反洗井，K344型封隔器先解封，然后上提管柱，Y341型封隔器解封剪钉剪断，液缸和胶筒下移，Y341型封隔器解封，最终实现整体管柱的顺利解封。

1.3管柱特点

1)上提解封管柱前，K344型封隔器已经解封，将整体管柱解封力减小1倍。

2)停注或者投捞时，上部Y341型封隔器不解封，防止套管出现套压。

图1　Y341型+K344型组合分注管柱示意

3)洗井时，K344型封隔器胶筒回收，洗井通道由封隔器内部改为管柱外部，洗井通道由4 mm增大至8 mm，实现了大通道洗井。

4)增加两级安全丢手接头，降低后期解封困难的风险。

5)管柱配套水力锚，具备锚定管柱功能，防止注水过程中管柱蠕动引起封隔器失效。

6)可根据实际井况，将水力循环阀设计在离井底足够远的位置，防止井筒沉砂砂埋循环阀。

1.4技术参数(如表1)

表1　出砂井分注管柱技术参数

2　小直径工具及性能参数

出砂井极易引起套管发生变形，导致常规ø115 mm工具无法通过套变段，为满足油田套变出砂井分注需求，研制了2种配套的小直径分注工具，工具外径由常规的ø115 mm减小到ø105 mm，承压能力达35 MPa，满足轻微套变井的分注需求。

2.1K344-105型封隔器

2.1.1结构

K344-105型封隔器主要由上接头、浮动头、胶筒、中心管、下接头等组成，如图2所示。

1—上接头；2—浮动头；3—胶筒；4—中心管；5—下接头。

2.1.2工作原理

封隔器下入井内，从油管加压，当封隔器内外压差达到0.5 MPa时，胶筒开始扩张，当压差为10 MPa时，密封接触长度达到最大，封隔器坐封完成[5]。注水过程中，封隔器依靠水嘴产生的节流压差保持坐封状态。

2.1.3技术特点

1)丁晴橡胶胶筒经过氢化处理，提高了胶筒的承压能力。

2)优选耐高温、收缩可靠的钢丝帘线膨胀式胶筒，承压能力高，可实现多次重复坐封。

3)胶筒与接箍之间采用阶梯式连接，且经过硫化处理，增加了胶结强度，防止脱落。

4)泄压后封隔器解封，保证封隔器胶筒上端不沉砂。

5)胶筒座采用浮动式设计，减少了胶筒端部的应力集中。

2.1.4技术参数(如表2)

表2　K344-105型封隔器技术参数

2.2KPX-105型桥式偏心配水器

2.2.1结构

KPX-105型桥式偏心配水器主要由上接头、导向槽、阀座、堵塞器、导向块座、导向块、下接头组成，如图3所示。

1—上接头；2—导向槽；3—阀座；4—堵塞器；5—导向块座；6—导向块；7—下接头。

2.2.2工作原理

堵塞器依靠凸轮坐卡于工作筒主体的偏孔密封段上，通过两组密封圈封住偏孔出液槽，注入水经水嘴节流后，通过工作筒主体的偏孔进入油、套管环形空间，然后注入地层。

2.2.3技术特点

1)管柱设有桥式通道，进行测试作业时不影响注水。

2)最小通径与常规偏心配水器一致，保证投捞、测试作业不受影响。

3)加强本体连接处厚度，保证配水器具有较好的承压能力。

4)堵塞器投捞负荷小，成功率高。

2.2.4技术参数(如表3)。

表3　KPX-105型桥式偏心配水器技术参数

3　现场应用

Y341型+K344型组合分注管柱累计应用33井次，主要应用在雁木西、神泉、玉果区块。截止到2016-01-25，最长有效期485 d，平均有效期216 d，较以前的平均有效期150 d有很大的提高；施工一次成功率97%，后期起管成功率100%。

33口组合分注管柱中，其中有6口井因发生套变采用了小直径分注工具。截止2016-01-25，最长有效期达311 d，平均有效期255 d，最高注水压力27 MPa，施工成功率100%。

以雁6井为例，该井为雁木西区块的一口注水井，2001―2005年分注6次，平均有效期只有185 d，且因管柱砂卡大修1次，实施分注成为该井的一个难题，致使2006―2014年采用单注或合注。同时，该井经过多次的施工作业，加上出砂严重，出现套变，ø115 mm通井规无法通过，常规分注工具无法使用。2014-04，采用 Y341 型+K344型组合分注管柱和小直径K344型封隔器及桥式偏心配水器，注水层段1 573 ～1576 m，1 609.0～1 642.5 m，套变位置1 586 m。该井实施分注后，效果显著。2015-03，为进行化学防砂起管，正常解封，管柱有效期达311 d，较以前的平均有效期185 d有很大提高。实施分注后效果如表4。

表4　雁6井分注效果统计

4　结论

1)采用Y341型+K344型出砂井组合分注管柱，解决了出砂井分注难题，减小了大修几率，能够有效地避免封隔器上端沉砂以及砂埋水力循环阀，提高了分注有效期以及后期起管成功率。

2)小直径K344型及小直径桥式偏心配水器解决了轻微套变井分注难题，节约了大修套管作业成本，2种分注工具承压能力较高，能够满足油田35 MPa注水压力的要求。

[1]李侠，马宏伟.防砂分注工艺研究与应用[J].石油地质与工程，2011，25(5)：124-126.

[2]陈世明.雁木西油田防砂工艺研究及应用[D].荆州：长江大学，2012.

[3]徐守余，王宁.油层出砂机理研究综述[J].新疆地质，2007，25(3)：283-286.

[4]赵洪山.稠油热采井套管柱损坏机理及预防措施研究[D].东营：中国石油大学，2007.

[5]程心平.扩张式封隔器胶筒参数优选[J].石油机械，2014，42(7)：64-68.

Separate Layer Water Injection String Research and Application in Sandy Well

LI Penghui1，ZHANG Peng1，SHAN Huiling2，ZHU Lin2

(1.Engineering Research Institute，Tuha Oilfield Company，PetroChina，Shanshan 838202，China；2.TulufanOilProductionFactory，TuhaOilfieldCompany，PetroChina，Shanshan838202，China)

Separate injection in sandy well has become an important factor for water injection wells development.One hand，formation sand is easy to jam backwashing channel，impacting normal well flushing injection and test modification，even causing the failure of string check or overhaul.On the other hand，balance of stress equilibrium outside the casing is broken when the formation produce sand，which greatly increase the chance of casing deformation and put forward a higher requirement on the injection tools.For these reasons，we invented Y341+K344 combined packers and small diameter separate injection string.One hand，it increased the flushing channel and is not easy to deposit sand of the string，lowering releasing force of the string multiple，which significantly improving security and reliability.On the other hand，it’s adapted to the separate injection wells with ordinary and slight casing deformation wells，enlarged the range of application and extended valid period.Two kinds of relevant minor diameter which reaching 35 MPa pressure bearing capacity were invented，meeting the high-pressure separate injection requirement of ordinary and slight casing deformation wells，this separate layer water injection string has been successfully applied and achieved good results.

sand well；separate injection；packer；tool

1001-3482(2016)10-0075-04

2016-02-29

李鹏辉(1988-)，男，硕士，主要从事井下工具设计研究，E-mail：278411638@qq.com。

TE931.2

Bdoi：10.3969/j.issn.1001-3482.2016.10.018