底部支撐錨定分注管柱的研究與應用

夏 健王忠秀楊春林胡 皓安金萍周 玲（.中國石油華北油田公司鉆采工程部，河北任丘 06；.中國石油華北油田公司采油工程研究院，河北任丘 06；.中國石油華北油田公司采油一廠，河北任丘 06；. 中國石油華北油田公司采油三廠，河北河間 060；.中國石油渤海鉆探國際物資供應公司，天津 007）

引用格式：夏健，王忠秀，楊春林，等.底部支撐錨定分注管柱的研究與應用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：89-91.

底部支撐錨定分注管柱的研究與應用

夏 健1王忠秀2楊春林1胡 皓3安金萍4周 玲5（1.中國石油華北油田公司鉆采工程部，河北任丘 062552；2.中國石油華北油田公司采油工程研究院，河北任丘 062552；3.中國石油華北油田公司采油一廠，河北任丘 062552；4. 中國石油華北油田公司采油三廠，河北河間 062450；5.中國石油渤海鉆探國際物資供應公司，天津 300457）

引用格式：夏健，王忠秀，楊春林，等.底部支撐錨定分注管柱的研究與應用［J］.石油鉆采工藝，2015，37（5）：89-91.

摘要：華北油田注水井具有井眼深、溫度高、斜度大等特點，曾經采用不同類型封隔器進行分注，但大部分分注井管柱有效期短，部分井管柱還出現起出困難甚至大修的情況，無法滿足油藏分注的要求。通過對常規分注管柱井下受力的分析研究，論證其短壽命原因，提出了分注管柱底部支撐錨定的方式，從根本上解決了深井分注管柱上下蠕動的問題。此外，現有的封隔器用于多級分注時解封負荷過大且易上大修，研制出的新型逐級解封封隔器可以解決常規封隔器下井后的安全起出問題，具有一定的推廣價值。

關鍵詞：分注管柱；受力分析；底部支撐錨定；逐級解封封隔器

華北油田分層注水井均采用懸掛式管柱技術，管柱主要由Y341封隔器和配水器以及底篩堵組成，因未采取有效的防蠕動措施，在注水過程中封隔器短期密封失效的情況十分普遍。為了提高封隔器使用壽命，改善分注管柱的受力狀況，必須采用錨定式分注管柱。在大量調研分析的基礎上，采用管柱底部支撐錨定方式，從根本上解決了深井分注管柱上下蠕動的問題。

另外，隨著油田開發的深入，注水井的細分程度不斷加大，注水層段越來越多，封隔器下入級數隨之增加?，F有的封隔器用于多級分注時，解封采用整體上提管柱，各級封隔器的解封負荷同時作用在管柱上，導致解封載荷過大，易出現“拔不動”的現象。研制出的Y341-115T逐級解封封隔器，可以從根本上解決多級封隔器下井后的安全起出問題。

1　常規分注管柱受力分析

分注井從下入管柱到正常注水過程中，由于壓力、溫度等參數的變化，常常引起管柱和封隔器受力變化以及管柱伸縮，使封隔器解封失效，無法正常分注。目前華北油田分注層位一般在1 500~3 500 m，注水壓力小于35 MPa。通過對分注井從管柱下入到正常分注全過程的受力分析可知：分注管柱在封隔器坐封前后主要產生活塞效應和鼓脹效應；正常注水過程中，主要產生溫度效應、活塞效應和鼓脹效應；注水時分注管柱所受軸向拉力為91~136 kN，管柱縱向縮短距離為0.46~2.92 m［1-2］。

華北油田分注工藝管柱主要應用Y341-115型封隔器，其基本原理為液壓坐封、上提解封，封隔器坐封后，當上提管柱力達到10~20 kN，封隔器中心管與外套筒相對移動0.1 m時封隔器解封。分注井從下入管柱到正常注水過程中，由于壓力、溫度等參數的變化，都會使分注管柱伸長或縮短，導致封隔器的密封變差甚至不密封。采用錨定式分注管柱，給管柱預加80~120 kN，以抵消管柱由于各種效應產生的軸向拉力，從而確保管柱受力相對平衡，使封隔器始終處于密封狀態，提高分注效果。

2　底部支撐錨定分注管柱研究

目前油田注水常用金屬錨爪類及卡瓦類油管錨，與套管內壁直接接觸，易傷害套管內壁；且注入水長年累月流經錨爪孔腔，易造成油管錨卡死，導致起鉆遇卡等井下事故。近期為防止錨爪或卡瓦傷害套管內壁，錨爪采用硫化橡膠，其最大錨定力僅為80 kN，有效性及可靠性都不理想。提出的管柱底部支撐錨定方式以及可鉆式油管支撐錨，從根本上解決了分注管柱受力蠕動的問題。

2.1 新型分注管柱技術特點

（1）采用坐封工具與支撐錨兩體結構，液壓坐封工具設計為兩級液缸。工作時，液壓坐封油缸在液動力的驅動下壓縮支撐錨卡瓦，使其錨定于套管內壁，坐封油缸的鎖緊機構可跟蹤鎖定，防止卡瓦倒退。支撐錨錨定后，液壓坐封工具可與支撐錨脫手起出地面。

（2）支撐錨采用整體卡瓦雙錐體結構，坐卡后設有防松動及防退機構，可使支撐錨固定在套管內壁不易脫落。本支撐錨一次下入可永久使用，需解除支撐錨時下入螺桿鉆具可安全鉆削清除。

（3）新型分注管柱改善了管柱注水時的受力狀況，避免油管絲扣承受交變載荷，提高了絲扣密封的長期有效性；完井管柱采用預壓力方式，有效避免分注管柱蠕動，延長管柱使用壽命。

2.2 可鉆式油管支撐錨結構

油管支撐錨結構如圖1所示，技術參數見表1。

圖1　 底部油管支撐錨

表1　底部油管支撐錨技術參數

3　逐級解封封隔器研究

在油田分注井中，管柱一般連載多個封隔器將油層分開，根據各地層情況分別向各層注水，以提高地層壓力。當從井內起出管柱時，需要利用上提油管的方式同時解封井下管柱連載的多個封隔器，增加工作難度也容易造成事故。研制的Y341-115T逐級解封封隔器，可以確保多級管柱安全起出。

3.1 結構與技術參數

Y341-115T逐級解封封隔器的結構如圖2所示，技術參數見表2。密封機構采用中間膠筒，兩端膠筒及護肩密封保護；膠筒采用耐高溫膠料，具有耐高溫、高壓差的優良性能；鎖緊（坐封防退）機構采用鎖環跟進自鎖，自鎖力大，坐封防退可靠；反洗井機構采用下密封凡爾及彈簧復位方式，洗井時開啟，洗后可自行關閉，防止層間互串，提高了分層密封效果；坐封機構采用泵打壓，推動3個膠筒縱向被壓縮，橫向脹大，其外表面緊貼套管內壁，將套管上下隔開，起到封隔油層的作用；解封機構采用逐級解封方式，坐封液缸由鎖塊定位，坐封時鎖塊釋放，在液力及重力作用下，坐封缸上行完成封隔器坐封，解封時只需上提油管即可實現封隔器逐級解封。

圖2　 Y341-115T逐級解封封隔器

表2　逐級解封封隔器技術參數

3.2 工作原理與技術特點

工作原理：將封隔器下至設計位置后密閉油管。正打壓5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa，液體從封隔器中心管孔進入活塞腔，推動活塞上行，壓縮封隔器密封膠筒，密封油套環形空間。同時封隔器自鎖機構自鎖，泄掉油管壓力，封隔器仍處于密封狀態，坐封完成。反洗井時，從油套環空泵入液體，推動洗井活塞上行，打開洗井通道，洗井液由封隔器膠筒上部流經內外中心管環空至膠筒下部，通過配水器進入油管至地面，完成反洗循環。解封時，直接上提管柱，中心管上行外撐解封塊撐開鎖環，坐封鎖緊機構解鎖，繼續上提油管，膠筒收縮封隔器解封。第1級封隔器解封后，繼續上提油管逐級解封。

技術特點：封隔器解封采用解封銷釘控制，解封時必須先將解封銷釘剪斷才能解封，所以可以將封隔器一個一個逐級解封，在解封時減小了管柱載荷，提高了管柱安全性。由于采用了鎖環裝置，一旦通過齒牙將外管鎖定，即可壓縮膠筒將井筒密封，承受壓差可達30 MPa，在注水過程中不發生松動，提高了封隔器的密封性，有利于提高注水工藝油層分隔的準確性。

4　現場應用

目前該底部支撐錨定分注管柱在華北油田60多口高溫、大斜度、多級多段分注井應用，均一次施工成功。如楚29-57高溫深井，完鉆井深2 960 m，對該井采用底部支撐錨定管柱并且實施3級3段分注。2013年12月1日下入可鉆式油管支撐錨，卡點深度2 943 m，投棒坐卡油管支撐錨，坐卡壓力5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa，各壓力點穩壓5 min，丟手壓力22 MPa，丟手后上提管柱1.5 m；管柱載荷未增加，表明底部油管支撐錨已脫節；下放管柱加壓于油管支撐錨，管柱載荷直線下降，證明油管支撐錨已坐卡錨定成功。2013年12月5日下入逐級解封封隔器，管柱下至油管支撐錨卡點位置，下壓管柱0.6 m，下壓載荷6 t，油管打壓5 MPa、10 MPa、15 MPa、20 MPa各穩壓5 min，油壓不降，表明封隔器坐封良好。先后共進行了4次驗封檢驗，均驗封合格，表明封隔器密封性能良好。

5　結論

（1）分注管柱采用支撐錨定方式，可避免分注管柱蠕動；完井管柱采用壓管柱形式，可改善由于溫度效應、壓力效應等引起的分注管柱受力，從而提高注水管柱使用壽命。

（2）注水封隔器采用逐級解封方式，提高了管柱作業起出的安全性，且不受封隔器級數限制，實現細分層注水。

參考文獻：

［1］ 馬學勇，李軍亮. 注水管柱不同過程受力分析［J］. 石油天然氣學報， 2006，28（4）：373-375.

［2］ 王隆慧，李洪春，劉汝福，等. 高壓注水井套管保護管柱受力分析探討［J］.石油礦場機械，2004，33（S0）：39-41.

（修改稿收到日期 2015-08-03）

〔編輯 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

作者簡介：夏健，1968年生。1990年畢業于中國石油大學（華東）采油工程專業，2008年畢業于中國石油大學（北京）油氣田開發工程專業，碩士研究生，現主要從事油氣田開發的研究與管理工作，高級工程師。電話：0317-2702419。E-mail：cyyxiaj@petrochina. com.cn。

doi:10.13639/j.odpt.2015.05.022

文獻標識碼：B

文章編號：1000 – 7393（2015）05 – 0089 – 03

中圖分類號：TE357.6