海上液控分層注水一體化工藝技術優化應用

朱駿蒙，趙　霞，穆停華，王　磊，和忠華，張　勇，李寶林

（勝利油田分公司　海洋采油廠，山東　東營257237）①

海上液控分層注水一體化工藝技術優化應用

朱駿蒙，趙霞，穆停華，王磊，和忠華，張勇，李寶林

（勝利油田分公司海洋采油廠，山東東營257237）①

勝利海上埕島油田分層注水技術主要以液控分層注水技術為主，在分層注水中存在結垢腐蝕嚴重、分層注水封隔器蠕動、反洗井不通、注水管柱不能滿足海上安全環保要求等問題。針對存在的問題，對分層注水工藝進行優化，對環空安全封隔器、液控封隔器、底部單流閥關鍵工具進行改進，并完善測調一體化配水技術。改進后的液控分層注水一體化工藝技術更加適合海上埕島油田的安全分層注水。至2014年底共計實施16口井，達到了配注要求，實施效果良好。

分層注水；環空安全封隔器；液控壓縮式封隔器；測調一體化配水器

勝利海上埕島油田是我國自主開發的第1個百萬噸級淺海大油田［1］，為館陶組屬河流相砂巖油藏，縱向層多、層薄，平面上砂體變化大、原油性質較差，屬高孔高滲疏松砂巖常規稠油油藏，油藏埋深1 250～1 650 m，平均孔隙度31%，滲透率2700× 10－3μm2，平均地面原油密度0．932 8 g／cm3，原油黏度260 mPa·s。注水井井段長、油層跨度大、地層膠結疏松、易出砂、非均質嚴重。

油田分層注水技術主要以液控分層注水技術為主［2-6］，自2006年應用以來，該技術逐步暴露出結垢、腐蝕嚴重、分層注水封隔器蠕動、反洗井不通等問題，注水管柱不能滿足海上安全環保要求。針對存在問題進行相應改進，提高分注工藝的穩定性、長效性。

1　原理及存在的問題

1．1 液控分注工藝結構與原理

液控式分層注水管柱主要由液控管線、水力錨、液控封隔器及空心配水器等工具組成，如圖1所示。

圖1　液控式分層注水工藝管柱

液控分注工藝工作原理：

1） 坐封。工具下入到位后，可直接從液控管線打壓，同時完成多級封隔器坐封，實現油層之間的隔離，跟油管本身管柱結構無關，不用下入坐封工具。

2） 注水。正常注水時，水力錨在注水壓力下自動錨定，防止管柱蠕動，注入水經過配水水嘴與配水器進入各自層位，完成分層注水過程。

3） 洗井。注水一段時間后，需要進行全井筒洗井，只需從井口泄掉液控管線壓力，封隔器膠筒自動回縮，此時注水管柱與套管、防砂管柱之間形成洗井通道，反洗井時，洗井液通過單流閥進入油管內，實現全井筒洗井。

技術特點：

1） 具有獨立的液壓控制系統，在地面可以控制井下封隔器的坐封與解封。

2） 注水時，各層間不存在竄通通道，分層可靠性高。

3） 洗井通道大，不易堵塞，可以實現大排量反洗井。

1．2 存在問題

1．2．1 腐蝕結垢嚴重

1） 注入水的水質是影響管柱壽命的外因，海上注入水尤其是海水中富含氧氣和氯離子，對管柱具有腐蝕性，注入水的高礦化度和較高的溫度又會使管柱表面結垢。

2） 部分海上平臺及陸上終端檢測到油、水流程中含有不同含量的硫化氫。在中心一號、二號平臺的三相分離器、注水罐頂部和井組平臺注水井口，分別檢測出80～200 mg／L不等質量濃度的H2S。主要原因是埕島油田前期注海水，含有未除盡的硫酸鹽還原菌，硫酸鹽還原菌轉化地層和化學添加劑中的硫酸鹽時釋放出H2S。注入水含硫酸鹽還原菌、硫化氫的存在，造成嚴重的腐蝕，影響注水管柱壽命。

3） 管柱本身的防腐防垢性能是影響管柱壽命的內因，海上前期應用的一些油管在混合注入水中的防腐防垢性能較差。

1．2．2 分層封隔器失效

管柱蠕動是造成封隔器失效的主要因素。水井洗井、酸化、測調等操作需停注易造成管柱蠕動。2010—2012年水井拔濾工期超過20 d的有9口，占拔濾井數的1／3。針對先期分層防砂分層注水井在后期作業時，由于濾砂管外徑較大（143 mm），存在拔濾困難的問題。201108以后，海上注水管柱不再進行先期機械防砂。水井不防砂后，未對液控封隔器進行改進，對不防砂管柱適應性差；考慮到注水壓力較低，為防止后期作業時造成大修作業，僅在管柱頂部設置水力錨。不防砂時封隔器外徑150 mm，防砂時封隔器外徑104 mm；根據計算，不防砂時管柱的竄動與附加載荷是防砂時的3倍左右，而且封隔器外徑越大，下井受力越大易損壞膠皮。另外防砂時管柱上下都有支撐可減少管柱蠕動。

1．2．3 反洗井不通

根據注水管柱分析，造成堵塞的部位主要有2個，一是封隔器處洗不通，長時間注水后，由于無防砂管阻擋，停注后會有雜質從地層中反吐沉積到封隔器上，泄壓反洗井過程中易出現反洗不通的問題；二是單流閥部位洗不通，結垢或地層砂埋底球、篩管等工具，造成反洗通道不暢。

1．2．4 早期注水管柱不滿足新安全環保要求

按照最新的海上安全環保規定，注水井油套環空必須有可靠的井控措施，保證緊急情況下的可靠關井，而現有的管柱結構在封隔器液控管線泄壓的情況下，井筒油套環空處于不可控狀態，無法滿足新的安全環保要求。

2　技術改進與配套

2．1 研制環空安全封隔器

環空安全封隔器主要由滑套、彈簧、膠筒、活塞、閥、上下接頭等組成，如圖2所示。采用液控管線控制其工作狀態，可以根據需要開關上下聯接通道，在遇到緊急情況時，液控管線地面泄壓，通道自動關閉；封隔器膠筒采用壓縮式膠筒，坐封采用液控管線坐封，不受注水壓力影響；洗井通道采用滑套式結構，開啟、關閉性能可靠。

圖2　環空安全封隔器結構

2．2 改進液控封隔器［7］

原液控擴張式封隔器由于液壓油與膠筒直接接觸，膠筒工作中滲漏易造成封隔器失效。因此研制了液控壓縮式封隔器，主要由膠筒、支撐套、中心管、活塞、接頭等組成，如圖3所示。依靠調節液控管線內液壓油油壓變化實現坐封和解封，可單級或多級使用于不同井徑水井的分層注水。

與液控擴張式封隔器相比，液控壓縮式封隔器具有封隔器解封時間短（由以前的6 h降至10 min），便于海上及時反洗井；封隔器坐封壓力通過坐封剪釘控制，封隔器下井作業安全；膠筒與液壓控制系統隔離，壓力控制系統可靠性高；關鍵零件采用35Cr Mo調質，鎳磷鍍防腐，防腐性能好等優點。

圖3　液控壓縮式封隔器

2．3 研制側開式反洗閥［8］

為確保能反洗井，將以前注水管柱底部單流閥＋篩管改為側開式反洗閥＋沉砂尾管，保障反洗井底部暢通。側開式反洗閥主要由密封機構、沉砂機構及控制機構等組成，如圖4所示。增加了沉砂通道，當地層出砂通過閥球進入油管后，通過沉砂通道沉入下部尾管，防止砂埋底球；并且該工具閥球彈簧控制，強制復位，確保斜井中洗井閥密封可靠。

圖4　側開式反洗閥結構

2．4 完善測調一體化配水技術［9］

為了更好地適應勝利海上不同區塊不同油藏儲層物性注水需要，結合不同分層注水工藝管柱的要求研制了低配注量空心可調配水器、高配注量空心可調配水器。

針對需要加大注水力度以更好提高區域油藏儲量動用程度的注水井，設計了4個均勻分布水嘴的高配注量空心可調配水器（50～500 m3／d）滿足高配注量注水井需求；針對低配注量注水井需求，設計了2個對稱分布水嘴的低配注量空心可調配水器（0～50 m3／d），嚴格控制注水量，延長了配水器的使用壽命。

3　現場應用

改進后的液控分層注水一體化工藝技術更加適合海上埕島油田的安全、細分注水，至2014年底共計實施16口井，從實施效果來看，實施井達到均達到配注要求，測調驗封正常，實施井最大井斜55°，最大分注層數5層。

CB12B4井是改進工藝后埕島海上油田水井井斜最大的一口井，井斜為55．4°，注水方式為兩級三段，201409進行檢管施工，采用一體化測調工藝管柱，調配完各層均達到配注后注入壓力0．5 MPa。

CB6B4井配注量數據如表1所示，不同壓力時下層流量曲線如圖5～6所示。

表1　CB6B　4井配注量數據

圖5　17MPa時下層流量曲線

圖6　16．2 MPa時下層流量曲線

圖7　15 MPa時下層流量曲線

測試情況分析：

通過同心測調一體化管柱的應用，配注精度得到了很大的提高。由于該井單層配注量都比較小，所以該井配水器選用小配注量同心可調配水器，單層調配精度都達到為90%以上。

由于該井井斜比較大，為目前測調技術應用中最大井斜，為了防止下不到位，采用工具串下連接加重桿的方式進行輸送，經過現場操作，儀器下入正常，沒有發現遇阻現象。調配電流變化不大，說明加重桿沒有對測調產生影響。

4　結論

結合海上注水需求，針對液控分層注水工藝中存在問題，對海上液控分層注水工藝管柱進行改進，配套改進測調一體化配水器。改進后的工藝管柱更加適合目前海上分層注水需求，實施后取得良好的分注效果。該工藝技術還具有分注長效性的特點，可在其他油田推廣應用。

［1］ 王增林，辛林濤，崔玉海，等．埕島淺海油田注水管柱及配套工藝技術［J］．石油鉆采工藝，2001，23（3）：64．

［2］ 李常友，劉明慧，賈兆軍，等．液控式分層注水工藝技術［J］．石油機械，2008，36（9）：102－104．

［3］ 陳偉，馮小紅，姜廣彬，等．海上大斜度井液控式分注技術［J］．石油機械，2009，37（11）：78－79．

［4］ 賈慶升．液控式同心雙管分層注水技術［J］．石油機械，

2009，37（5）：5960．

［5］ 姜廣彬，鄭金中，張國玉，等．埕島油田3種分層防砂分層注水技術分析［J］．石油礦場機械，2010，39（8）：

71－74．

［6］ 鄧燕霞．海上油田注水新工藝［J］．油氣田地面工程，

2012，31（3）：6－9．

［7］ 安百新．YSYK344型液控壓縮式封隔器研制與應用［J］．石油礦場機械，2014，43（10）：82－84．

［8］ 咸國旗，劉晉偉，孫金峰，等．新型沉砂洗井閥的研制與應用［J］．石油礦場機械，2014，43（10）：85－87．

［9］ 李敢．智能注水井一體化測調技術改進及配套技術［J］．石油機械，2014，42（10）：74－76．

Optimization and Application of Offshore Hydraulic Separate Layer Water Injection Integrated Technology

ZHU Junmeng，ZHAO Xia，MU Tinghua，WANG Lei，HE Zhonghua，ZHANG Yong，LI Baolin
（Marine Oil Production Plant，Shengli Oilfield Branch Company，Dongying 257237，China）

Shengli offshore chengdao oilfield separate layer water injection technology mainly gives priority to hydraulic control separate layer water injection technology．As influenced by offshore oilfield development status，there mainly exist problems such as serious corrosion and scaling，separate layer isolation packer creeping，backwash well blocked and water injection string not meeting the offshore safety and environmental protection requirements．Accordingly，to optimize separate layer water injection technology，improve the key tools is to improve annulus safety packer，to develop compression hydraulic packer，to innovate bottom check valve into sideopen one and to perfect testing and scheduling integration water distribution technology．The improved hydraulic control separate layer water injection integrated technology is more suitable for the offshore Chengdao Oilfield’s security requirements and the need of long acting separate lay er waterinjection．After implementation，the effect is remarkable．By the end of 2014，16 wells had been implemented，which，in terms of implementation effect，met the injection allocation requirements and had a good effect．

layer water；annulus safety packer；compression hydraulic packer；testing and scheduling integrated water distribution

TE952

B

10．3969／j．issn．10013842．2015．09．018

1001－3482（2015）09－0072－04