海上同心双管分层注水管柱失效原因分析

谢梦春，徐蕾，刘军生，杜卫刚

中国石油集团海洋工程有限公司 天津分公司（天津300451）

0 引言

自20世纪90年代开始，胜利油田引入同心双管分层注水工艺，经过几十年的发展和改进，该工艺基本配套完善，使各层注入量由地面控制、分注精确、后期管理简单，可在地面验封，基本实现了海上油田“精细注水”[1]。

同心双管分层注水管柱主要由双级油管悬挂器、内外油管、双控安全阀、补偿器、液控封隔器、打孔管、密封插头、密封工作筒等部分组成[2]（图1）。

图1 同心双管分层注水管柱结构示意图

工作原理：同心双管分层注水管柱通过内管注水，水流经下部打孔管进入下部地层；通过外管与内管（内管末端有密封插头插入密封工作筒）环空注水，水流在上部打孔管处进入外管与套管环空，由于封隔器封堵原因水流进入防砂管与外管环空，进而进入上部地层，达到分层注水目的。同心双管管柱采用不同直径油管同心下井分注，实现小管和双管环空两套系统独立分压注水，形成2套注水管柱，每套注水管柱分别对应各自的注水层位，2套管柱之间通过专门的密封插件封隔，可以从地面分别调节2个层位的注水量，避免测调遇阻对分层资料录取的影响，同时可实现对每个层位的精细注水[3]。

1 现场情况描述

某井为渤海海域胜利油田一口注水井，作业工序为：检管、拔滤、冲洗炮眼、下同心双管注水完井管柱作业。该井下完同心双管注水完井管柱、装好采油树、封隔器坐封验封之后，试注过程中发现内外管互串。进行验证，将内管及外管压力放至0，内管注水，压力6.5 MPa，5 s后外管压力迅速上升至4.5 MPa，取样口放空出水。将内管及外管压力放至0，外管注水，外管压力8 MPa，10 s后内管压力缓慢上升至4.2 MPa，取样口放空出水。双管同时注水，外管8.4 MPa，内管5.4 MPa。

2 管柱失效原因

宋开利[4]等人通过对胜利油田分层注水工艺现状进行调研，对影响分层注水管柱工作可靠性的因素进行了分析，找出了造成分层注水管柱层段合格率低的主要因素是管柱的结构及井下配套工具的质量及使用性能问题。

李洋[5]认为在油田开发的中后期，分层注水是实现持续稳产、高产的关键，因而对注水井井下封隔器的密封质量提出了更高的要求。分层注水管柱的验封技术是检验井下封隔器密封质量的关键手段，在油田注水开发中发挥着非常重要的作用。

基于现场的试注内外管出现互串的现象，可以判断内管与外管处于连通状态，现场判断导致内外管连通，从管柱结构、井下工具、地层情况等几个方面分析，导致同心双管分层注水管柱失效的原因可能有以下几种可能：

1）双控安全阀密插密封不严，导致注入水在双控安全阀处互串。

2）下封隔器坐封不严、封隔器反洗通道工作不正常一直处于开位，导致注入水在套管环空内互串。

3）密封工作筒密插密封不严，导致注入水在密封工作筒处互串。

4）内管悬挂器液控管线穿越孔密封不严，导致注入水在内管悬挂器处互串。

5）2个注水油层存在串层。

3 管柱失效原因分析与验证

3.1 双控安全阀密插密封情况分析

分析：考虑到内管单独注水时外管压力上升明显，外管单独注水时内管压力上升缓慢，并且由于从井口到双控安全阀管柱较短，所以如果双控安全阀密插密封不严会导致以上情况，因此需要验证双控安全阀（关闭时液体不能从下向上流动）密插是否完好。

验证情况：将内管及外管放压至0，将双控安全阀压力泄压至0，内管单独注水，内管压力5.4 MPa，外管压力为0，外管注水流程取样口放空不出水，内外管没有串通显示。将双控安全阀压力打至26 MPa，双控安全阀开启，内管单独注水外管压力迅速上升，显示内外管串通。

小结：如果双控安全阀处密插密封不严，关闭安全阀后，内管单独注水时外管仍然会返水，现场实际情况证明双控安全阀密插密封完好。

3.2 下封隔器坐封情况分析

分析：下封隔器采用YK344-150反洗阀式液控封隔器，该封隔器主要由沉砂管、洗井通道、液控封隔器组成。地面液压源打压，液压由液控管线通过液压控制接头进入膨胀胶筒与中心管之间的空腔，胶筒扩张，实现封隔器的坐封；同时反洗活塞在液控管线压力的作用下处于密封状态。如果下封隔器坐封不严、封隔器反洗通道工作不正常一直处于开位，可能导致注入水在套管环空内互串。

验证情况：在完井施工后按设计封隔器坐封并验封，封隔器最高打压至12 MPa，套管打压3.5 MPa验封合格。从验封来看只能验证上封隔器坐封完好，为了防止下封隔器有脏物坐封不严导致内外管串通，将封隔器泄压至0，待封隔器胶筒完全收回后，开内管注水流程关闭外管注水流程，同时开套管阀门接管线至进沉降罐，正洗井1周，洗井后等待1 h，待出口完全不出液后将封隔器最高压力打至22 MPa。关套管阀门开采油树侧翼外管阀门，内管单独注水，显示外管压力上升较快，并且外管出水量很大。

小结：通过该次验证可以证明，洗井后将封隔器压力打至22 MPa并稳压合格，封隔器坐封完好并且下封洗井通道关闭，仍然显示内外管串通，因此下封隔器问题导致内外管串通的可能性较小。

3.3 密封工作筒密插密封情况分析

分析：密封工作筒（图2）主要由两部分组成：密封工作筒本体、密封插头（光杆）。上部接外管，密封工作筒内部为密封圈结构；下部接尾管，内管尾部为光杆密封插头。密封工作原理：密封插头进入密封工作筒本体，密封圈与密封插头形成密封。如果出现密封插头未插入密封工作筒本体的情况，将出现密封失效内外管互串的现象；如果密封工作筒内密封圈失效，将会导致内外管出现互串。

图2 密封工作筒分体图

小结：根据现场起管柱情况，密封插头已全部插入密封工作筒内，密封工作筒密封圈工作状态良好。但是密封工作筒弯曲变形，导致密封失效。

3.4 内管悬挂器液控管线穿越孔密封情况分析

分析：内管悬挂器（图3）密封不严，可能导致注入水在内管悬挂器处发生互串。

图3 油管悬挂器

验证情况：首先液控管线穿越孔采用3个密封圈之后用压帽压实拧紧，另外内管悬挂器上部接密封件，密封件含两个密封胶圈，密封油管悬挂器与采油树环空，即使内管悬挂器液控管线穿越孔密封不严也不会导致内外管串通。

小结：根据起出情况显示油管悬挂器密封圈状况良好，悬挂器原因导致内外管串通的可能性为零。

3.5 油层串层情况分析

该井2001年以前采用螺杆泵生产，2001年油井转注，邻井及同层位生产井至今未进行过大型压裂防砂、酸化作业施工，虽然2个注水油层之间的夹层只有19 m，但是串层的可能性基本不可能。

3.6 现场验证总结

从以上验证分析，密封工作筒弯曲变形是导致密封失效的直接原因。起出原井管柱更换新的密封工作筒及密封插头之后重新完井，没有出现内外管互串的现象。说明了上述关于同心双管分层注水管柱的失效原因分析思路合理，现场对失效原因进行逐一验证，找到了管柱失效的直接原因，解决了现场的实际问题。

4 结论及建议

1）同心双管分层注水管柱出现内外管互串现象时，主要分析思路：①检查下井油管是否出现漏点；②检查井下工具，特别是封隔器的密封性、密封插头内工具的密封性以及油管悬挂器处密封性；③追查该井作业简史，是否进行过酸化、压裂等大型施工，是否存在油层见联通的可能性。

2）在进行同心双管分层注水管柱完井时，建议采取以下措施避免此类问题出现：

①下井油管做好检查，避免错扣或者扣损油管入井，在条件允许的情况下，提前对完井油管进行试压。

②所有井下工具在地面做好检查和试验。封隔器配合短套管进行坐封试验，确保封隔器灵活好用；密封插头类工具建议在车间内做试压试验，试压压力为设计最高注水压力，确保密封插头处无刺漏；油管悬挂器坐入采油四通，安装完注水井口后，建议对采油四通法兰及油管悬挂器密封进行试压，确保密封承压合格。

③在同心双管完井过程中，内管下至双控安全阀处，密封工作筒密插插好后，在封隔器避开套管接箍的前提下，封隔器坐封，内管注水观察外管是否反水，验证密封工作筒密封性。

④对于油层间距小，进行过酸化、压裂等大型施工作业的注水井，不建议使用同心双管分层注水管柱完井方式。