范白濤 陳勝宏 馬英文 左凱 包陳義 王宴濱

1. 中海油研究總院責任有限公司；2. 中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司；3. 中海石油(中國)有限公司天津分公司；4. 中國石油大學(北京)

渤海油田進入增產、穩(wěn)產階段，部分油藏年遞減率達到8%～10%，增加注水井和提高單井注水量是油田增產、穩(wěn)產的重要措施。到2015 年底，國內海上注水開發(fā)的油田已經達到了42 個，2015 年產油量也占到了當年海上總年產油量的近60%，就連天然水驅開采了近30 年的海相砂巖油田也于2016 年開始了注水［1-3]。由于渤海油田出砂問題嚴重，需要先進行防砂作業(yè)，再完成注水管柱的入井、調試，常規(guī)注水管柱適配的分層防砂管柱通徑小，注水量受限，需要研究一套適合海上油田?244.47 mm 套管注水井的大通徑分層防砂管柱。

1 防砂管柱工藝現(xiàn)狀

國內海上?244.47 mm 套管注水井分層防砂管柱，主要采用簡易防砂方式，需進行封隔器逐層分層封隔作業(yè)，再下入注水管柱進行注水作業(yè)，其分層防砂管柱最小通徑均為?120.65 mm 且配套注水管柱最大選配油管?88.9 mm，限定井口泵入壓力情況下，某些注水量較大的井無法滿足增液要求。

受井口平臺安全的要求和井口注水流程對井口注入壓力的限制，國內絕大部分海上油田的注水系統(tǒng)，允許的井口最大注入壓力不超過15 MPa［4]；《海上油氣田完井手冊》對注水井的延程摩損有明確要求，一般來說，在最大注入量下，每1 000 m 長管柱，延程摩損不超過1 MPa 可以接受［5]。以渤海油田為例，配注量超1 000 m3/d 的注水井越來越多，目前的配套注水分層防砂管柱的內通徑限制了注水管柱設計尺寸，解決注水管柱增注的首要設計問題是增大配套分層防砂管柱內通徑。

2 大通徑防砂管柱工藝特點

現(xiàn)有注水分層防砂管柱隔離封隔器上端配合左旋密封筒，下端配合倒置密封筒，統(tǒng)稱為隔離封隔器總成，如圖1 所示。大通徑注水防砂管柱采用隔離封隔器集成化設計，將左旋密封筒、隔離封隔器、倒置密封筒設計為一體。相比常規(guī)管柱隔離封隔器總成縮短了1 m，可以實現(xiàn)最小層間距2 m 封隔的施工要求，實現(xiàn)了目的層精細分層。

大通徑注水防砂管柱采用薄壁密封結構設計，實現(xiàn)隔離封隔器最大通徑?152.4 mm，注水管柱可以選配?114.3 mm 油管，在不額外增加完井工期和費用的前提下，比采用?88.9 mm 油管的注水管柱可增加30%注入量。

圖 1 一次多層獨立篩管防砂管柱Fig. 1 One-trip sand control string of multi-layer individual screen

3 管柱關鍵工具隔離封隔器承壓分析

3.1 靜態(tài)承壓模擬分析

大通徑隔離封隔器采用集成一體式設計理念，便于后續(xù)作業(yè)下入更大尺寸的注水工具，封隔器上下扣型采用?177.8 mm BTC 螺紋，可與篩管直接連接進行作業(yè)。

防砂工具按匹配密封筒最大內徑152.4 mm 的大規(guī)格配注工具進行極限注水壓差35 MPa 下的抗內壓分析，而根據(jù)工具結構判斷影響其抗內壓強度主要為上接頭和下心軸連接部分，故設定其材質均為4145H，彈性模量為2.06×1011Pa，屈服強度為758 MPa，使用Simulation 分析模塊進行分析計算。在上接頭和下心軸的內表面施加35 MPa 徑向壓力，設置其螺紋連接配合面為0.1 的摩擦接觸，采用六面體網(wǎng)格劃分，建立有限元模型。由圖2 可知，最大應力發(fā)生在上接頭與下心軸螺紋連接的內孔位置，最大應力值451.8 MPa，遠低于屈服強度值，安全系數(shù)達1.6，完全滿足最大注水作業(yè)壓差要求。

3.2 安全下入和回收模擬分析

大通徑分層防砂管柱的安全下入和后期打撈回收受限于封隔器的抗拉和抗扭強度，其下入過程中因井口設備能力有限，設定其最大抗拉能力為1 200 kN，最大抗扭能力為15 kN · m，按上述方法采用六面體網(wǎng)格劃分，建立有限元模型。由計算結果圖3 可知，最大應力發(fā)生在上接頭與下心軸螺紋連接的內孔位置，最大應力值為655.8 MPa，低于屈服強度值，安全系數(shù)達1.15，故其完全滿足大通徑完井防砂工具下入和回收的安全性和可靠性。

圖 2 隔離封隔器承壓計算分析Fig. 2 Calculation and analysis of the pressure bearing capacity of isolation packer

圖 3 防砂工具下入和回收復合工況模擬分析Fig. 3 Simulation and analysis on the complex working condition of the running of sand control tool into and out of the hole

3.3 薄壁膠筒力學分析

隔離封隔器心軸內徑變大，導致膠筒壁厚設計變薄(表1)。薄壁膠筒相比常規(guī)尺寸膠筒耐壓等級降低，通過Ansys 軟件進行力學性能校核，具體計算如下。膠筒材料為氫化丁腈橡膠，采用二參數(shù)Mooney-Rivlin 模型進行計算，其參數(shù)為C01=2.325 5 MPa，C10=1.162 7 MPa［1]。中心管和套管設置為剛體，處于固定狀態(tài)，上規(guī)環(huán)設置為普通合金鋼，在上規(guī)環(huán)的上表面施加5×104N 的軸向載荷，采用六面體網(wǎng)格劃分，忽略摩擦力，建立四分之一有限元模型如圖4所示。計算結果：膠筒壓縮量為37.5 mm，最大應力17.5 MPa，接觸壓力7.8 MPa，接觸壓力最大位置位于膠筒中間，這是由于膠筒中間內部設有圓弧槽，坐封過程中膠筒中間部分更容易膨脹貼緊套管。

表 1 薄壁膠筒設計參數(shù)Table 1 Design parameter of thin-wall sealing rubber

圖 4 膠筒四分之一有限元模型Fig. 4 Quarter finite element model of sealing rubber

4 現(xiàn)場應用

?244.5 mm 套管井大通徑分層防砂注水管柱于2019 年6 月在渤海油田成功進行了現(xiàn)場應用。現(xiàn)場作業(yè)程序：管柱組合及下鉆，坐封、驗封頂部封隔器，大通徑隔離封隔器坐封、驗封位置確定，循環(huán)測試，坐封、驗封大通徑隔離封隔器、起鉆。

作業(yè)過程：組合大通徑分層防砂注水管柱，使用鉆桿下入至設計深度與沉砂封隔器錨定配合；投球坐封頂部封隔器，環(huán)空驗封并脫手內層服務管柱；上提服務管柱，根據(jù)負荷顯示器懸重指示、盲位憋壓雙向指標，確定隔離封隔器坐封、驗封位置；在驗封位置進行正循環(huán)測試，記錄排量、壓力、返出三項關鍵參數(shù)；在坐封位置正向加壓坐封隔離封隔器；在驗封位置進行二次正循環(huán)測試，再次記錄排量、壓力、返出3 個關鍵數(shù)值；作業(yè)結束后正常起鉆。

4.1 確定坐封位置

內層服務管柱脫手后，上提至負荷顯示器過提指示20 kN，初步確定為坐封位置，繼續(xù)上提0.2 m，排量0.3 m3/min，正循環(huán)憋壓至3 MPa，穩(wěn)壓5 min，確定為盲位憋壓位置。雙向指標確認后，標記負荷顯示位置為坐封位置。

4.2 循環(huán)測試

內層服務管柱從坐封位置下放0.4 m 標記為驗封位置，在此位置導通地面管匯為正循環(huán)流程，進行正循環(huán)測試。表2 為正循環(huán)測試結果。

表 2 正循環(huán)測試Table 2 Result of normal circulation test

4.3 驗封

隔離封隔器坐封流程結束后，將服務管柱下放至驗封位置，選擇與正循環(huán)測試相同排量進行驗封測試，通過壓力、返出數(shù)據(jù)進行對比判斷大通徑隔離封隔器是否坐封成功。表3 為驗封測試結果。

表 3 驗封測試Table 3 Result of seal check test

4.4 注水效果評價

試驗井前3 個月平均的日注水量為2 133 m3/d，最近50 d 注水量一直維持在5 240 m3/d 左右，井口注入壓力維持在安全值6 MPa 左右，如圖5 所示。采用大通徑分層防砂管柱后該井注水效果完全滿足油藏的大注水量要求。

圖 5 X 井注水動態(tài)曲線Fig. 5 Water injection performance of Well X

5 結論

(1)針對渤海地區(qū)常規(guī)?244.5 mm 套管注水井長期受限于注水排量和壓力制約的技術瓶頸，通過研究大通徑注水防砂一體化管柱優(yōu)化，采用大通徑隔離封隔器及配套注水防砂管柱，將原?120.65 mm管柱通徑擴大為?152.4 mm，滿足了大排量、高壓力的高性能注水防砂作業(yè)需求，為海上油田低效井治理提供全新的技術方向。

(2)大通徑隔離封隔器集成化設計解決了2 m以內小間距目標層的分層需求，為精細分層提供了更多施工方案。

(3)管柱經過理論計算和現(xiàn)場井下測試，滿足大通徑注水防砂現(xiàn)場施工工藝要求。有效解決海上油田注不好水、注不足水、精細化注水的難題。