渤海油田注水井高套压治理技术探索

目前，渤海油田共有注水井722口井。据不完全统计，井口存在不同程度套压问题的井次就多达100口井以上，而且亟待解决的井次有不断增加的趋势。井口带压容易造成采油树井口隐患，阀门故障，而且对于井口操作的生产操作人员及井下作业人员的安全作业存在一定隐患。传统解决套压的方法为进行大修再完井作业，工期长且作业费用高。

（1）部分油气井井内流体有较强腐蚀性，井内油管、井下工具发生腐蚀、穿孔，导致油管和油套环空之间相互连通等情况，造成油套同压现象[1]。

（2）由于起下管柱摩擦磨损，造成防砂管柱密封筒损坏失效，正常的定位密封无法与防砂管柱密封筒实现有效配合，以致于地层压力传至油套环空，造成油套同压。

（3）部分油气井生产年限较长，或井内流体有较强腐蚀性[2]，或套管外壁固井质量差导致套管发生变形，出现裂纹或穿孔[3]，套管外地层压力传至套管环空，造成油套同压。

治理第一种产生套压的情况，通过更换新油管和井下工具，提高施工质量，能够较容易解决套管带压问题；第二种情况的传统治理方法，在顶封之上增加顶部封隔器，但只能解决少部分问题井，效果不明显且费用高；第三种原因是在井口之下增加油井的过电缆封隔器，但之后的管柱存在提不动、解封时遇卡的风险（过电缆封隔器带卡瓦）。所以真正能彻底解决后两种原因问题的方法主要为进行大修重新防砂作业、套管找漏堵漏作业等大型作业。这些方法单井作业成本高，工程施工难度较大，同时大型修井作业会打断注水井的正常生产，对注釆井网开发效果影响较大。

（1）注水井长期处于较高套压状态，轻者会对采油树等井口设备产生高压冲击，产生裂缝、密封失效等问题[4]；重者会导致高压注入水刺漏，造成平台井口操作人员伤亡等事故。

（2）渤海油田完井作业期间，通常对小于9-5/8in的生产套管（含9-5/8 in）试压20 MPa, 若长期井口套压过高，对井口套管或套管鞋有挤毁、破裂的风险，同时也可能会加剧井口附近套管的腐蚀程度，缩短井口附近套管的使用寿命，容易产生与海水连通等环保事故。

（3）在后期作业过程中，套压过高的井往往会增大压井难度，同时生产管柱可能有腐蚀、穿孔、断裂等现象，增大了井下管柱断裂落井的风险[5]。

APS井口保护器采取了独立的座封系统设计，座封简单、可靠，当封隔失效时，可以二次座封，实现再密封功能（图 1，图 2）。

（1）APS井口保护器的结构及工作原理

① 座封原理

井口保护器连接在油管挂之下（十几米之内），现场检查工具外观，连接工具提升短节，然后把工具连接到入井管柱上，在工具上连接好座封的液压管线，通过该液压管线打压，压力推动座封活塞沿本体上行，座封活塞的推力使胶筒膨胀以实现井口保护器的密封，井口保护器完成座封。

② 解封原理

泄掉座封液控管线内的压力，解除座封液力；静止15 min, 等待橡胶恢复；直接上提管柱将工具起出井口即可。

③ 洗井原理

泄掉座封液控管线内的压力，解除座封液力；静止15 min, 等待橡胶恢复；然后可进行洗井作业；洗井完毕后再次液控管线打压座封，再次实现隔离作用。

（2）APS井口保护器的系列参数

不同的套管尺寸及磅级，分为不同耐压等级的APS井口保护器系列，如表 1所示参数。

K344扩张自锁式油套同压处理器是常规K344封隔器的升级产品，增加了自锁机构，该工具在水井停注时具有不解封防井口带压的功能，具有Y341洗井式封隔器的优点，该处理器解封具有反洗井解封和上提管柱解封两种解封方式，提高了处理器解封的可靠性。

（1）K344扩张自锁式油套同压处理器的结构及工作原理

① 座封原理

工作时中心管打压4~5 MPa；自锁销钉剪断，活塞推动固定套上移，释放锁块，此后锁块将不起作用；与此同时，处理器胶筒扩张坐封；当停住水或中心管内压力消失时，弹簧推动自锁阀上移关闭泄压通道，胶筒内的液体不能溢出，胶筒仍处于自锁的密封状态（图 3）。

② 解封原理

反洗井解封：液体由套管环空进入液压解封装置的活塞内，推动活塞下行，推动自锁阀下移，溢流通道开启，处理器胶筒内流出，处理器胶筒收回解封。

上提管柱解封：需起管柱时，上提油管剪断解封销钉，中心管上移胶筒内溢流通道开启，处理器解封后即可起出管柱。

③ 洗井原理

具有反洗井功能：即反洗井时处理器解封，形成较大的洗井通道。

（2）K344套压处理器系列参数

K344套压处理器系列产品分为扩张式和液控式两种油套同压处理器，技术参数如表 3所示。

该井2005年10月28日开始投产，2013年7月31日开始该井发现存在高套压，于2016年4月19日开始进行大修作业，至7月5日重新座新顶部封隔器后开始下入空心集成注水管柱；7月8日注水管柱下入到位，泥浆泵环空打压15MPa×10 min, 压力不降，观察油管内无返出。倒流程，泥浆泵试注，排量30 m3/h（地质设计要求配注量8 m3/h），泵压5 MPa, 正注2 h观察环空无返出。7月10日08：00时恢复注水，注入压力4.5MPa, 注入量量8 m3/h, 观察套压上涨至4 MPa。

（1）作业步骤

① 按照设计管柱图（如图 4）连接下入空心集成分注管柱；其中APS井口保护器位于油管以下30 m位置。

② 用手压泵打压座封APS井口保护器：打压500 psi×5 min, 泄压到零；打压1 000 psi×5 min, 泄压到零；打压1 500 psi×5 min, 泄压到零；打压2 000 psi×5 min, 泄压到零；打压2 500 psi×5min, 泄压到零；打压3 000 psi×5 min, 泄压到零，再次打压4 500 psi, 保持稳压，座封APS井口保护器。

③ 恢复注水。

（2）作业效果

作业前，油套同压，套压高达9 MPa；作业后套压为0，有效封隔了套压。

该井为该井于2012年1月14日投注，2015年5月1日－ 7月6日对该井进行大修作业打捞中心管，作业后套压最高达7.5 MPa, 注入压力12.5 MPa, 注入量750 m3/d。

当注入压力大于套压时，套压上升，当注入压力小于套压时，套压降低，表明隔离封隔器也存在渗漏问题。

（1）作业步骤

① 按照设计管柱图（如图 5）连接下入注水管柱；其中K344处理器位于顶部封隔器以上10m位置。

② 井口配管，安装采油树。

③ 以水为座封介质，泥浆泵正打压10 MPa, 座封压力K344处理器。

④ 恢复注水。

（2）作业效果

恢复注水后，该井油套环空压力因注入水温度高，环空内压力略有上涨，待注入温度稳定后，将环空压力放至零，不再上涨，效果非常显著。

通过近一年APS保护器及K344扩张自锁式油套同压处理器的现场试用情况，确认形成了不处理井下防砂管柱、不增加管柱遇卡风险的注水井套压处理技术系列。APS保护器及K344扩张自锁式油套同压处理器共应用了6口井，成功解决了5口井，成功率达到83%，有效地保障了油田开发井口的安全，在一定程度上缓解了井下流体对井口套管承高压及腐蚀的问题，避免了重新打捞防砂等大型作业，节约作业时间和作业成本，值得在海上油田进一步推广使用。