逐級(jí)解封式長(zhǎng)膠筒封隔器節(jié)能控水研究

司高鋒（大慶油田有限責(zé)任公司第六采油廠）

長(zhǎng)膠筒封隔器是采油六廠層內(nèi)細(xì)分注水的核心工具，截至2013年9月，井下在用井?dāng)?shù)達(dá)到647口，占分注井的24.5%。但受膠筒長(zhǎng)度的影響（一般為1 m，約為常規(guī)封隔器的3 倍），坐封時(shí)膠筒與套管內(nèi)壁的接觸面積較大，導(dǎo)致拔封過(guò)程中二者之間的摩擦力較大；而且，中心管在拔封過(guò)程中一直處于整體受力狀態(tài)，從而導(dǎo)致拔封負(fù)荷高、解封難度大，嚴(yán)重制約著細(xì)分注采、穩(wěn)油控水的效果[1,2]。因此，有必要改進(jìn)解封機(jī)構(gòu)，將解封時(shí)中心管的受力方式由整體受力變?yōu)榉旨?jí)受力，實(shí)現(xiàn)逐級(jí)解封，以降低拔封負(fù)荷，提高長(zhǎng)膠筒封隔器的適應(yīng)性，確保細(xì)分注采、穩(wěn)油控水工藝的順利進(jìn)行。

1 逐級(jí)解封封隔器的研制

1.1 結(jié)構(gòu)

逐級(jí)解封式長(zhǎng)膠筒封隔器采用擴(kuò)張式膠筒，液壓坐封，上提解封。結(jié)構(gòu)包括洗井機(jī)構(gòu)、坐封機(jī)構(gòu)、解封機(jī)構(gòu)等部件，見圖1。

1.2 工作程序

圖1 逐級(jí)解封式長(zhǎng)膠筒封隔器結(jié)構(gòu)圖

坐封：從油管加壓，壓力液從單流閥進(jìn)入膠筒內(nèi)，膠筒擴(kuò)張；停止打壓后，單流閥在壓力液作用下關(guān)閉，膠筒密封腔內(nèi)高壓液體不外泄，封隔器進(jìn)入坐封狀態(tài)。

洗井：洗井時(shí)，洗井活塞開啟，洗井液由洗井通道進(jìn)入膠筒下部的油套環(huán)空。洗井結(jié)束后，洗井活塞復(fù)位，關(guān)閉洗井通道。洗井時(shí)，封隔器坐封狀態(tài)不變。

解封：上提管柱，剪斷解封銷釘，解封活塞、外筒上移，膠筒內(nèi)的高壓液體由解封活塞和上護(hù)套的間隙瀉出，膠筒復(fù)原解封。

1.3 解封機(jī)構(gòu)

此封隔器技術(shù)關(guān)鍵為解封機(jī)構(gòu)設(shè)計(jì)。解封機(jī)構(gòu)由上接頭、上工作筒、密封活塞、解封銷釘、中心管、定位套、洗井活塞、連接活塞和連接套組成，置于封隔器的上部，見圖2。

拔封過(guò)程中，解封銷釘剪斷后，上工作筒與中心管脫開，上提力只作用于第一級(jí)封隔器，第一級(jí)封隔器解封后繼續(xù)上提管柱，下面封隔器依次逐級(jí)解封。解封狀態(tài)見圖3。

2 設(shè)計(jì)計(jì)算和強(qiáng)度校核

2.1 解封銷釘?shù)膹?qiáng)度校核

解封銷釘主要是在解封力作用下將剪斷頭部分剪斷，為封隔器解封提供保障的作用[3]。由于45#鋼具有塑性好、韌性好、強(qiáng)度高、切削性好、價(jià)格低廉等優(yōu)點(diǎn)[4]，選擇解封銷釘材料為45#鋼，許用剪切強(qiáng)度[ τ]=300 MPa ，數(shù)量n =4，直徑d0=6 mm，解封活塞內(nèi)徑D0=100 mm，外中心管外徑D =72 mm，中心管內(nèi)徑d =50 mm，注水壓力P =15 MPa。

圖2 逐級(jí)解封機(jī)構(gòu)結(jié)構(gòu)圖

圖3 解封機(jī)構(gòu)狀態(tài)示意圖

注水時(shí)，銷釘受到的剪切力

銷釘截面積

由（1）、（2）得出銷釘剪切強(qiáng)度

表明剪切強(qiáng)度符合應(yīng)用要求。

2.2 中心管強(qiáng)度校核

中心管坐封時(shí)起到形成密封腔進(jìn)行坐封功能及解封時(shí)起到傳遞解封拉力的作用，由于中心管下端進(jìn)液孔部位截面最小，為受力危險(xiǎn)截面。

危險(xiǎn)截面尺寸：外徑D=60 mm，內(nèi)徑d=50 mm，4 個(gè)進(jìn)液孔內(nèi)徑d0=6 mm；材質(zhì)為45#鋼，許用應(yīng)力[σ]=600 MPa；注水壓力P =25 MPa。

內(nèi)中心管危險(xiǎn)截面面積

內(nèi)中心管受力

由（3）、（4）得出內(nèi)中心管危險(xiǎn)截面強(qiáng)度

表明內(nèi)中心管的設(shè)計(jì)尺寸滿足強(qiáng)度要求。

2.3 連接螺紋強(qiáng)度校核

螺紋連接部分的尺寸：螺紋M72×2，螺距p=2 mm，螺紋直徑d1=69.835 mm，嚙合系數(shù)KZ=0.56，齒根寬度a=0.87×2=1.74 mm，螺紋工作圈數(shù)Z=10，中心管內(nèi)徑d=50 mm，工作壓差P=25 MPa。

螺紋受力

螺紋強(qiáng)度

將（5）代入（6），則

表明螺紋強(qiáng)度滿足要求。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)及效果

3.1 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2012年現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)21 口井，分別進(jìn)行了坐封、洗井、解封試驗(yàn)，施工一次成功率100%。從試驗(yàn)情況看，封隔器坐封壓力15～17 MPa，洗井壓力2.0～3.8 MPa，洗井流量25 m3/h，解封負(fù)荷150 kN，各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)達(dá)到設(shè)計(jì)要求。

如9-1737 井，2012年5月下入1 級(jí)長(zhǎng)膠筒封隔器。坐封時(shí)，打壓17 MPa，穩(wěn)壓時(shí)間30 min，套管無(wú)溢流，達(dá)到坐封要求，施工一次成功。坐封后洗井，洗井壓力3.8 MPa，洗井流量25 m3/h。上提管柱拔封，負(fù)荷達(dá)到150 kN 時(shí)順利解封；扣除管柱重力，拔封負(fù)荷為50 kN。

3.2 效果及經(jīng)濟(jì)效益分析

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)跟蹤，截至2013年12月，21 口試驗(yàn)井累計(jì)控注9.6×104m3，注水成本按4.7 元/m3計(jì)算，節(jié)約注水費(fèi)用45.12 萬(wàn)元。

21 口試驗(yàn)井累計(jì)應(yīng)用逐級(jí)解封式長(zhǎng)膠筒封隔器25 套，因工藝調(diào)整，有13 口井17 套封隔器進(jìn)行了解封操作，解封力均在150 kN 左右，滿足了現(xiàn)場(chǎng)解封要求，目前仍有8 口井在正常工作?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)見表1。

按照0.5 萬(wàn)元/套封隔器計(jì)算，合計(jì)投入費(fèi)用12.5 萬(wàn)元。通過(guò)對(duì)比，投入產(chǎn)出比為1∶3.61，達(dá)到了細(xì)分注采、穩(wěn)油控水的目的。

表1 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)井統(tǒng)計(jì)

4 結(jié)論認(rèn)識(shí)

1）封隔器在保持原有密封、洗井效果的基礎(chǔ)上，增加了逐級(jí)解封功能，技術(shù)性能穩(wěn)定可靠，達(dá)到了設(shè)計(jì)要求。

2）在層內(nèi)細(xì)分封堵井應(yīng)用該封隔器，可有效降低作業(yè)拔封負(fù)荷，提高層內(nèi)細(xì)分封堵技術(shù)的適應(yīng)性，層內(nèi)封堵控水節(jié)能效果較好。

[1]劉樹龍.水驅(qū)油田精細(xì)注水結(jié)構(gòu)調(diào)整穩(wěn)產(chǎn)措施研究與探討[J].中國(guó)科技博覽,2010(33):68.

[2]曹杰,文東生,劉景棟,等.注水井封隔器失效技術(shù)分析及治理[J].內(nèi)蒙古石油化工,2013(2):94-95.

[3]江漢石油管理局采油工藝研究所.封隔器理論基礎(chǔ)與應(yīng)用[M].北京:石油工業(yè)出版社,1983:1-7.

[4]機(jī)械設(shè)計(jì)手冊(cè)編委會(huì).機(jī)械設(shè)計(jì)手冊(cè)[M].北京:機(jī)械工業(yè)出版社,2005:3-38.