提高水井封隔器密封率和测调效率技术研究.doc

提高 提高水井封隔器密封率和测调效率技术研究 李俊峰韩振国任龙 (大庆油田有限责任公司第一采油厂) 摘要油田开发进入高含水期，稳产难度的进一步加大，薄差层的开采，层间矛盾更加 突出，对注水工艺的要求也越来越高。本文分析了目前注水工艺技术中急需解决的“封隔器密封 率”、“测调效率”和“测试成功率”低的主要原因，阐明了解决问题的技术关键，并介绍了近几年 萨中油田围绕以上问题研究出的几种新型注水配套工艺技术和现场应用效果。 主题词 分层注水 封隔器 密封率 测试调配 成功率 青U昌 随着油田开发时间的延长，层间矛盾变的更加突出，这集中体现在对注水工艺技术的要 求越来越高，目前注水井工艺技术面临三大问题： 一是注水井密封率低。统计2001年我厂540口水井套必威体育官网网址封情况，密封井数为320口， 密封率仅为59．3％；2001年施工井验封658口，一次验封密封536口，一次密封率为 81．5％。 二是虽然环型降压槽配注器解决了聚合物分注过程中剪切降解问题，但由于常规水井流 量计不适应于在聚合物溶液中测试，因此现场只能采用并口测分层指示曲线的方法。测试复 杂，测试精度低。而且聚驱分注工艺需要进一步完善。 三是测试成功率低，测试工作量超负荷，测调效率急待提高。以萨中油田为例，共有水 聚驱分注井2671口，测试班组70个，单井测调周期为0．5年，平均单井测调时间4．5天， 在不考虑方案调整、水量超差、作业施工后测试等其他情况下，单班年平均测试时间为343 天，同时水井以每年200口井以上的速度增加。在如此大的工作量下，测试、调配质量难以 保证。 1提高注水井密封率技术的研究与应用 水井封隔器不密封的主要原因为胶筒失效和洗井凡尔不归位，以往井下在用封隔器种类 较多，对在用的水井封隔器进行了优选定型，定型了可洗井封隔器Y341—114ML，同时开发 了不可洗井封隔器配射流洗井器技术，并研制了封隔器模拟检验装置，保证了封隔器质量。 使注水井密封率得到了提高。 1．1可洗井封隔器Y341—114ML的定型与工艺推广 1．1．1 管柱结构和封隔器工艺原理 该工艺管柱由免释放Y341一114ML封隔器、偏心配水器665—3、挡球和筛管组成。 Y341—114ML是免投捞注水释放的封隔器，根据大庆油田地层特点，井下静压不超过 18MPa，高压密封腔在18MPa以下即在工具下井过程中不会释放，完井后注水压力+静液柱 209 压力 压力超过18MPa，高压密封腔内活塞带动缸套上行，压缩封隔器胶筒坐封。由于其高压密封 活塞不靠油套内外压差而是靠井下环境压力推动活塞，因而可在油套连通的情况下使封隔器 坐封，不需使用死嘴，坐封方便、可靠。上下胶筒带金属保护伞，胶筒承压能力更高。洗井 活塞采用带金属骨架的0型盘根密封，解决了洗井凡尔盘根过孔的问题。 1．1．2工艺改进和适用范围扩展研究 为进一步完善聚驱单管分注工艺，研制了大通道、可洗井、免投捞释放封隔器，该封隔 器将常规Y341—114ML封隔器的内通径由≯55mm增加至声61mm，使得聚驱分注管柱的配注 芯能够顺利通过，免投捞释放功能减少了坐封过程中钢丝投捞工作量，由于密封性很好且具 有可洗井功能，因此提高了聚合物分注井注入质量。 目前我厂在聚合物笼统注入井上，也采用免投捞释放可洗井封隔器作为套保封隔器，并 将喇叭口延伸至油层底界以下，使得这些聚合物注入井也具有了可洗井功能。 1．2免投捞射流洗井器技术的研究 萨中油田共有射流洗井器井217口，统计射流洗井器管柱二次密封情况，抽查78 LI， 密封71口，密封率为91．0％。虽然管柱密封率较高，但是由于洗井器芯子必须经过投捞才 能完成正常的洗井和注水，操作上存在不便，增加了测试的工作量。此外，由于泵芯的外径 较大，打捞时增加了阻、卡的几率。针对这个问题，研制了免投捞式射流洗井器。 1．2．1管柱结构和工艺原理 该工艺管柱由免投捞射流洗井器、不可洗井压缩式封隔器、665—3偏心配水器、挡球 和筛管组成。免投捞射流洗井器由射流泵部分和隔断部分组成(工具结构见图1)。射流泵部 分通过套管洗井来水压力打开外套，经喷嘴和喉管的射流作用产生负压抽汲地层液；由于地 层液和射流泵出口的返出液均经油管通道，所以要将这两部分隔断，隔断部分由活塞、齿 轮、齿条和球体组成，当油管外压力大于油管内压力时，驱转球体，隔断油管通道。 图1免投捞射流洗井器结构图 使用一个带有≯50mm通道的钢球体来实现密封，球体位于免投捞射流洗井器上端，球 上有一根轴与外筒上的一个齿轮相连。注水时，球体上的通道与油管同心，能够保证注水和 测试的要求。当洗井时，由于油套环空压力大于油管内压力，推动活塞移动，带动一个与齿 轮相切的齿条做与油管轴平行的移动，齿条移动导致齿轮转动，带动球体旋转封住中心管内 的通道，