分层注水工艺及工具研究

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目录第1章绪论…………… 11.1引言……………… 11.2分层注水的目的和原则………… 11.3吐哈油田注水生产现状…………… 11.4研究分层注水工艺及工具的意义………………… 11.5本文所做的工作…………………… 2第2章常规偏心管柱分层注水…………… 32.1管柱结构与配套工具……………… 32.1.1管柱结构2.1.22.1.32.2管柱蠕动分析………………………82.2.1常规偏心分注管柱受力和位移量分析2.2.22.2.32.2.42.3施工工艺…………… 112.3.12.3.22.3.32.3.42.3.52.4现场试验…………… 132.5小结……………… 16第3章常规偏心管柱结构改进…………… 173.1悬挂补偿式平衡偏心管柱………… 173.1.1管柱优点3.1.2管柱缺点3.1.33.2锚定式偏心管柱…………………… 183.2.13.2.23.2.33.3现场试验…………… 203.3.13.3.23.3.33.4套变井分注………… 213.5高压分注与气举解堵分注技术…………………… 223.5.13.5.23.5.33.6定量注水技术……………………… 253.6.1研制流量控制器的目的3.6.23.6.33.6.43.6.53.7小结……………… 28第4章两管及三管分层注水…………… 294.1两管注水管柱工艺………………… 294.1.14.1.24.1.34.1.44.1.54.1.64.2三管注水管柱工艺………………… 354.2.1目前三层分注管柱的特点4.2.24.2.34.2.44.3小结……………… 42第5章结论……………… 43参考文献………………… 44致谢……………………… 47第一章绪论§1.1引言注水是油田开发的一种十分重要的开采方式，是补充地层能量，维持油田较长期高产稳产的有效、易行的方法；注水工艺，特别是分层注水工艺技术，是多油层注水完成分层配注方案，提高注水开发效果的重要措施。对各类注水工艺的深入研究是实施分层注水问题的理论依据。§1.2分层注水的目的和原则油田开发初期的注水工作，由于基本上是按不同性质油层的自然吸水能力进行笼统合注，致使不同渗透率的油层吸水量相差几倍到几十倍，造成注入水单层突进和平面指进。针对这种情况，应用了分层注水工艺技术，通过对高渗透层控制注水，对低渗透层加强注水，有效的控制了油层压力，并在一定程度上控制了油田含水上升过快的局面。随着油田进入中高含水期开发，通过不断加强分层注水，把地层压力始终控制在原始地层压力附近，保证了油井有足够的生产压差和旺盛的产液能力[1]。分层注水的指导原则是：坚持注够水、注好水，努力提高投捞成功率和配注合格率。§1.3吐哈油田注水生产现状吐哈主力油田均为层状油田，且层间差异大，为此，要求分层注水，以保持地层能量。吐哈油田目前有注水井648口，其中分注井312口。针对吐哈油田多层系非均质油藏的吸水特点，研究配套了3000m深井高压分层注水技术,目前普遍使用无卡瓦支撑、可反洗井的常规偏心分层注水管柱，该管柱结构简单，对套管无损伤。这套技术在油田大面积推广后，成为保持油层压力、调整层间和平面矛盾、控制油田含水上升的基本技术手段，在油田开发中发挥了重要作用。随着油田进入中高含水期开发，为进一步挖掘中、低渗透率油层的潜力，在加强常规分层注水技术的同时，重点研究了新工艺、新管柱、新工具，以延长管柱寿命[2]。§1.4研究分层注水工艺及工具的意义注水直接关系到原油产量和地层压力平衡，关系到油田可持续发展战略的实施。决定油田完成上级指标和职工的切身利益。对分层注水工艺和配套工具的研究在有利于优化地层能量分配，宏观定量控制原油产能分配等方面都有着积极的经济和社会意义。§1.5本文所做的工作本文针对吐哈油田注水生产实际，分析了目前主要使用的常规偏心管柱注水工艺和配套工具，重点分析了常规偏心管柱工艺的缺点和局限性。通过研究，提出了管柱结构和工艺的改进方法和措施。并进行了大量的现场试验，取得了成功。此外，还针对高压分注、气举解堵分注，套变井分注等难度较大的管柱工艺提出了解决方案。基本完善了注水工艺的含盖面和适应面。本文还提出了一种全新的分层注水工艺模式—两管分注和三管分注。这种方式完全取消了井下投捞水嘴的作业，利用完全独立的注水通道，将井下控制转移到地面控制，是分层注水工艺的一次较大的革新。这种工艺在吐哈油田深井高压的恶劣井况下进行了试验并取得了成功。本文的创新点在于：1、针对常规偏心管柱分层注水工艺的局限性和缺点，提出了多种比较全面的改进措施并在实际生产中得到验证，效果良好。2、提出定量注水概念和双水嘴机构原理，并在实践中验证了其优越性。3、研究了全新结构的两管和三管注水管柱和工艺。本文所做的工作在吐哈油田注水生产中产生了巨大的经济效益和社会效益，在全国各油田分层注水技术中可以起借鉴作用。第二章常规偏心管柱分层注水目前，国内各油田多数采用常规偏心管柱实施分层注水。这种工艺简便易行，适应面广，现场操作方便，成本低廉。其配套工具技术成熟、结构可靠。因此，常规偏心管柱分层注水工艺成为现阶段分层注水工艺的主流[3]。§2.1管柱结构与配套工具采用常规偏心管柱分注时，管柱结构通常是以“Y341封隔器和KPX偏心配水器”两种工具为核心。以两级两段和三级三段结构最为普遍，在整个分注领域中占有很大比例。2.1.1管柱结构Y341封隔器Y341封隔器KPX配水器KPX配水器Y341封隔器Y341封隔器KPX配水器KPX配水器水力循环阀图2-1两级两段分注管柱结构图1、两级两段分注管柱结构两级两段分注管柱结构如图2-1所示，管柱按图示顺序连接两套Y341封隔器和KPX—114偏心配水器，底部连接水力循环阀和塞管。Y341封隔器实施两层水段之间的隔离和密封，KPX—114偏心配水器对隔离的层段进行注水。底部使用筛管和水力循环凡尔实现反洗井底部通道。该管柱只能实现对两层吸水地层的分别注水。对于多层配注的情况，如果有吸水连续相似的层段，可以将其合并成一层合注，这样就可以将多层简化成两层，应用该结构管柱按两层分别注水，其中每一层内进行合注。2、三级三段分注管柱结构三级三段分注管柱结构与两级两段管柱结构相同，封隔器和配水器数量增加。可以实现对三个隔离层段进行分别注水，每级注水量利用偏心配水器的水嘴进行调节。对于大于三级三段的管柱可以依次类推。2.1.2管柱特点以“Y341封隔器和KPX偏心配水器”为核心的常规偏心分注管柱具有显著的优点，但是同时由于结构简单也决定了其局限性。1、管柱优点：1.1利用几级配水器对几个吸水层段的分别配注，结构简单，封隔器无卡瓦支撑，对套管损伤小，起到了一定的保护套管作用；1.2封隔器具有反洗井通道，能实现不动管柱反洗井作业；1.3最上一级封隔器可以避免油层以上套管注水过程中承受高压，封隔器以上油套环空可以替入套管保护液防腐；2、管柱缺点：2.1由于注水井工况变化，管柱受力不平衡，存在上顶力，引起分注管柱长度不断变化，产生蠕动效应，导致井下注水封隔器失效或解封，因而分注管柱工作周期较短，管柱平均寿命只有1年；2.2分注管柱完井时验封困难，注水过程中封隔器失效也不能进行验封，特别是对于多级封隔器验封更是困难，导致部分分注管柱没有真正实现分层控制注水；2.3要实现分层配注，完成计划配注量，必须利用钢丝投捞测试，钢丝投捞测试不仅可能产生较大的误差，导致配注不合要求，而且钢丝投捞失败引起的遇卡、遇阻，往往造成上修，增加注水井作业量和作业费用；2.4在注水过程中，由于系统压力波动或地层吸水能力发生变化等原因，实际注水量经常偏离要求的配注量。这样，即使测试调配时达到配注要求，注水过程中也会出现超注或欠注的现象；2.5出现一级水嘴堵死或捞不出来的情况时，则只能实现对单层控制配注或者上修冲检；2.6目前对单层注水量的监控措施如井下流量测试、投捞测试等费用较高或工作量较大，还达不到对两层注水量经济有效的监控；虽然常规偏心注水管柱有以上诸多缺点和局限性，但是目前在我国各大油田还是首选的工艺管柱，主要原因是施工简单，一次性投入成本较底。针对该工艺管柱的不足之处，在实际施工中不断的总结出了各种弥补的方案，基本可以满足生产需要。2.1.3配套工具常规偏心注水管柱的配套工具有三种：Y341反洗井注水封隔器、KPX—114偏心配水器、KSL—94水力循环凡尔。这三种工具工作原理合理，设计、制造技术都比较成熟[5]。1、Y341—114反洗井注水封隔器1.1用途与结构可用于注水，找串和酸化等措施作业。采用液压坐封、上提解封机构，现场操作方便；工具由上下接头、上下中心管、上下液缸、坐封解封机构、反洗阀和胶筒等部件组成。结构如图2-2所示。1上接头2锁封机构3外套4锁套5上胶筒座6胶筒7衬管8隔环9中心管10下胶筒座11洗井阀12上液缸13下中心管14下液缸15剪钉16剪钉座17防颤环18下接头图2-2Y341—114反洗井注水封隔器结构示意图1.2特点①胶筒强度高，密封寿命长，胶筒两边有下井防刮保护装置；②封隔器承压能力和承压差能力高；③反洗阀采用两道密封结构，密封可靠；④坐封机构设计独特，封隔器防中途坐封能力强。1.3主要技术参数总长： 1353mm最大钢体外径： φ115mm通 径： φ52mm坐封压力： 18～25Mpa工作压差： ≤40Mpa工作温度： ≤120解封力：40～50kN连接螺纹： 2-7/8UPTBG适用套管内径： φ118～126mm2、KPX—114偏心配水器2.1用途与结构KPX—114偏心配水器可用于中、浅井分层注水。工作筒采用偏心结构，外表、中心通道为同心结构，偏心筒、导向体、扶正体连接为一体，投捞、测试方便可靠。结构如图2-3所示。1上接头2上连接体3扶正体4螺栓5堵塞器6偏心工作筒7下连接套8支架9导向体10下接头图2-3KPX—114偏心配水器结构示意图2.2特点①结构简单，投捞测试方便；②对工具间连接螺纹和偏心工作筒的进行改进，提高整个工具的抗拉拔能力和承压能力。2.3主要技术参数总长： 1005mm最大钢体外径： φ115mm通 径： φ46mm偏心孔径： φ20mm工作压差： ≤40Mpa工作温度： ≤120投捞力： 60～80N连接螺纹：2-7/8UPTBG适用套管内径： 5-1/2″～7″3、KSL—94水力循环凡尔3.1、用途与结构KSL—94水力循环凡尔可用于中、浅井分层注水的底部洗井通道。循环凡尔采用单向阀与筛管集成为一体的结构，连接方便，结构简单。结构如图2-4所示。

1上接头2皮碗总成3密封圈4缓冲套5密封圈6剪钉7堵头8弹簧9定位套10短节11底帽图2-4KSL—94水力循环凡尔结构示意图3.2、特点①结构简单，启闭灵活；②油管打压能实现密封，套管打压可实现畅通。3.3、主要技术参数总长： 780mm最大钢体外径： φ94mm工作压差： ≤40Mpa工作温度： ≤120连接螺纹：2-7/8UPTBG适用套管内径： 5-1/2″～7″4、工具联合工作原理油管与封隔器、配水器以及循环凡尔组成一个连续的注水通道，在地面通过井口装置给油管内打压时，底部的循环阀关闭，整个油管空间密闭。压力通过封隔器液压缸推动力实现密封胶筒压缩，封隔油套环型空间，隔离出单独的注水通道。当油管泄压后，封隔器的爪簧倒锁，保持封隔器胶筒处于压缩状态。偏心配水器通过水嘴机构对各层分别注水。当通过地面通过井口装置给油套环型空间打压时，底部循环阀打开，液体通过油管返回地面，实现了反洗井作业。当上提管柱时，封隔器锁紧爪簧松开，胶筒在弹性力作用下恢复原状，实现管柱解封，进行修井作业。5、封隔器的自验封原理自验封封隔器原理简单，可以很好的解决多级封隔器的验封问题[6]。图2-图2-5自验封原理图上胶筒验封通道下胶筒将普通注水封隔器的一组胶筒改为两组胶筒，封隔器在完成坐封过程后，在封隔器上下两组胶筒之间，中心管和油套环空间形成一个验封通道。5.2自验封原理如果封隔器上下两组胶筒密封不严，油管压力将始终不能稳定；如果封隔器上下两组胶筒密封可靠，油管压力将始终稳定。（如图2-5所示）§2.2管柱蠕动分析图2-6管柱受力示意图常规偏心分层注水管柱中封隔器因压力、温度等因素的波动影响而发生位移，这种位移会引起封隔器胶筒磨损、撕裂、密封不严甚至解封等，从而造成封隔器失效，管柱有效使用寿命缩短，冲检周期频繁等不良后果。目前通常采用长度补偿、锚定、支撑等方法来克服管柱的位移问题，采取以上措施的前提是准确掌握封隔器工作时的位移规律。所以对常规分注管柱中封隔器位移量的具体分析是制定解决方案的基础和依据。图2-6管柱受力示意图2.2.1常规偏心分注管柱受力和位移量分析常规分注管柱一般由封隔器和偏心配水器悬挂组成，管柱工作时受力不平衡，最下层存在上顶力，如图2-6所示。正常工作时所受的主要不平衡力为上顶力、温度效应诱发力、鼓胀效应诱发力和摩擦力[7]。具体分析如下：1、上顶力F顶的计算F顶=P1πD2/4-Pπd2/4（2-1）2、温度效应诱发力FT的计算FT=EAα△T（2-2）3、鼓胀效应诱发力F鼓=2μ（△PyAi-△PtAo)（2-3）4、封隔器摩擦力一级封隔器摩擦力约Ff=30KN。忽略其它次要因素，封隔器所受合力为F合=F顶+FT+F鼓+Ff（2-4）根据虎克定律：△l=F合l/(EA)可以计算出封隔器的理论位移量。 以Y341-114封隔器和KPX-114偏心工作筒组成的两级两层分注管柱为例，根据吐哈油田某井取下列参数进行计算D：套管内径121mm；d：油管内径62mm；P：注水压力25MPa；P1：水嘴节流后压力20MPa；α：材料的线膨胀系数，α=12.5×10-6℃E：油管弹性模量206GPa；A：油管横截面积；△T：温度变化量70℃----40℃；△Pt：环空压力变化；Ai：油管内径面积；Ao：油管外径面积；μ：泊松比，钢为0.3；l：管柱长度2800m；△l：管柱位移量；计算结果（见表2-1）：表2-1上顶力温度效应诱发力鼓胀效应诱发力摩擦力合力154KN90KN45.3KN60KN349.3KN计算分析可知管柱移动情况如下：正常注水：与完井管柱下到位相比较，封隔器上移2.67m；测试上层：与管柱正常工作相比较，封隔器下移1.98m；停注时：与管柱正常工作相比较，封隔器下移2.67m；根据以上数据理论计算结果可知在2800米管柱正常注水时封隔器上移2.67米。但是该结果能否反映实际情况是判断理论分析正误的关键。因此需要对实际位移进行测定。2.2.2对封隔器位移的实际测定1、吸水剖面测井数据1.1、吐哈L4-2井,完井:2002-9;测井:2003-3-12,压力:26.2MPa（见表2-2）表2-2工程完井吸水剖面测井位移工程完井吸水剖面测井位移封12122.14m2120.5m1.64m偏12132.64m2131.3m1.34m封22199.06m2198.0m1.06m偏22205.11m2203.9m1.21m封32210.42m2209.4m1.02m偏32220.98m2219.9m1.08m工具平均上移距离1.225m1.2、吐哈L16-22井,完井:2003-1;测井:2003-3,压力:26.2MPa（见表2-3）表2-3工程完井吸水剖面测井位移工程完井吸水剖面测井位移封12646.2m2645.6m0.6m偏12657.2m2656.1m1.1m封22789.2m2788.1m1.1m偏22800.3m2798.3m2m封32876.9m2875.5m1.4m偏32888.1m2886.2m1.9m工具平均上移距离1.35m2、测井数据分析根据以上两口井的实际测定位移，结合管柱长度进行分析，可知在2800米管柱的实际位移应该为1.427米。与理论计算的2.67米差距甚大。误差达87%。其误差原因主要有两点：2.1理论计算只考虑受力的主要因素，被忽略的次要因素的积累成为产生误差的一个原因。2.2理论计算所考虑的主要因素并不是独立起作用，各因素之间存在相互制约和影响，从而导致误差。2.2.3理论计算修正如果要考虑到理论计算模型的各种因素及其相互之间的关系，必将导致结算的高度复杂化，而且众多参数的误差积累也将使计算结果失去意义。考虑到受力和位移计算的线性关系，可以对计算结果采用比例因子的形式进行修正。将实际位移与理论位移的比值定义为位移因子λ，拓展虎克定律为△l=λF合l/(EA)其中λ=0.534。这样的修正使得理论计算与实际测定数据一致。2.2.4对修正结果的验证对以上修正公式进行验证1、吐哈L18-30井,完井:2002-9；测井:2003-3,压力:26.2MPa（见表2-4）表2-4工程完井吸水剖面测井位移工程完井吸水剖面测井位移封12644.06m2641.00m2.06m偏12655.65m2652.0m2.15m封22722.57m2720.50m2.07m偏22734.06m2731.0m2.16m封32776.88m2774.50m2.38m偏32788.07m2785.0m2.47m工具平均上移距离2.215m2、吐哈L4-7井,完井:2002-9;测井:2003-3,压力:26.0MPa（见表2-5）表2-5工程完井吸水剖面测井位移工程完井吸水剖面测井位移封12269.0m2268.0m1m偏12280.0m2279.0m1m封22313.2m2312.2m1m偏22324.0m2323.0m1m封32418.3m2417.8m0.5m偏32429.0m2429.0m1m工具平均上移距离0.917m根据以上两口井的实际测定数据分析，2800米管柱的实际位移应该是1.641米。按修正的虎克定律计算结果是1.427米，误差小于15%。按以上修正公式对吐哈各采油厂的注水井资料进行验证，结果误差均小于15%[8]。该公式已经作为经验公式在工艺设计和其它技术领域得到了应用。对于井况差异较大的注水井只要按此思路对位移因子进行验证和调整即可满足其它相似井位。§2.3施工工艺2.3.1录取施工井基础数据需要录取的基础数据有：完钻日期、完钻井深、补心海拔、人工井底、套补距、油补距、油层套管外水泥返高、目前塞面、油层套管尺寸、井筒需要分注的隔层位置等。2.3.2完井管柱设计说明1、根据地质设计要求将×层、×层与×层之间用封隔器隔开进行配注；2、为了保护上部套管，在×层的上端下保护封隔器一个，保护油层上部套管；3、为了提高管柱寿命，防止井下工具沙卡，采用具有反洗通道的封隔器，底部设有循环凡尔和筛管，便于进行反洗井作业；4、配水器采用KPX型偏心配水器；5、封隔器的耐压差能力和偏心配水器、循环凡尔的耐压能力不低于40Mpa；6、绘制完井管柱结构图。2.3.3工具下井前的准备工作1、提供地面调试合格的完井工具，提供工具的详细结构参数。2、施工作业：①起出原井油管，认真检查油管涂层及丝扣，更换不合格涂料油管；②熟悉工艺设计，作好井涌、井喷预防工作；③通井：用直径吻合的通井规通井至塞面；④刮削：用直径吻合的刮削器限速刮至目前塞面，封隔器段反复刮削3次；⑤洗井：用清水35m3⑥测量要下井的每根油管及完井工具长度，误差不得大于1/1000m。2.3.4完井施工步骤1、按完井管柱图一上的工具设计位置配好管柱并限速下入，每根油管用规格吻合的油管规通过，不能有溜钻和急停、急放，只有等油管停稳之后，才能放卡瓦，单根匀速纯下放时间不少于20秒,立柱匀速纯下放时间不少于40秒；2、每级封隔器的位置偏差不得超过设计值±1m；3、管柱下放到位后，坐封封隔器，过程如下：分别打压至10Mpa、15Mpa、20Mpa、25Mpa，各压力值稳压3分钟，然后泄压；4、反循环洗井至进出口水质一致，反循环替入套管保护液xxm3；5、正憋压5Mpa稳压5分钟，关闭封隔器反洗井通道；6、投捞队投捞水嘴，配注投产：配注层段：×××、×××、×××配注水量：×××、×××、×××2.3.5注意事项1、施工中严格按照安全、环保的有关规定执行，取全取准各工序相关资料；2、封隔器坐封时，通知技术人员到现场指导；3、对有定位螺钉的井下工具，在上扣时要注意打管钳的位置，防止扭断定位螺钉，严禁用气动卡瓦或液压钳咬在井下工具上。§2.4现场试验通过在吐哈油田各采油厂对常规偏心分注管柱和工艺进行了大量的现场试验，得出了较好的结果。试验成功率98.3%，配注合格率87.6%，基本满足了吐哈油田注水生产的需要。列举一口井为例。吐哈油田温米采油厂M78井试验情况1、录取基本数据①完井地质数据（见表2-6）表2-6完井日期：1993-4-21完钻井深：2925m补心海拔：578.16m人工井底：2831.87m油层套管外水泥返深：1900m目前塞面：2813.87m油补距：3.87m套补距：4.56m油层套管：φ139.7*124.26mm*7.72mm*2917.23m固井质量：合格②目前射孔情况（见表2-7）表2-7层号射孔井底（m）厚度（m）孔数备注：S122680.40-2683.002.642S12+32691.60-2709.4017.8255S222758.98-2765.606.6274S322844.60-2848.003.454已封③目前井下管柱结构油补距：3.87m锥体：φ73mm(加)*0.15mm管挂：φ73mm(加)*0.30mm油管：φ73mm(加)*290*2984.92mm喇叭口：φ93mm*55mm（加）*0.35mm*2789.59m④m78井与周围油井井连通关系(见表2-8)表2-8层位M78M77M88S122.6//S12+317.81.4+6.24.8+3.8+3.2S226.626.4封S323.4封/5）、油层电测解释数据(见表2-9)表2-9层位深度井段（m-m）厚度（m）孔隙度（%）渗透率含油饱和度解释结果S222758.98-2765.606.6217.243.346.1油水同层2、生产简史米78井于1993.11射开S12S12+3S32，抽汲诱喷后自喷投产；95.2停喷抽转，日产液10.02m3,日产油8.31t，含水2.3%，96.7含水80%，水泥塞封S32；96.12合层压裂S12S12+3；97.4高含水关井；98.8为恢复产能；卡封S12S12+3，射开S22后单采S22；00.9高含水关井；02.4为完善注采井网改注，合注完井；目前该井欠注，先要求对S22井况提示：98.8.17下φ115mm*1.8m通井规通至2832.28m中途无遇阻。预计地层压力33MPa。3、作业技术要求①关井降压；②起出井下管柱并检查；③按工艺要求水力深穿透补孔S22(见表2-10)；表2-10层位井段(m-m)厚度（m）S222758.98-2765.606.62④按设计要求分注完井，分注层段S12S12+3/S22,配注量20/20m3⑤遵守安全环保规定，取全取准各项资⑥料磁定位套管接箍数据：2673.522662.162707.632719.002730.362735.392746.752758.11。4、现场施工记录使用工具：Y341-114封隔器、KPX-114偏心配水器、KSL-94循环凡尔施工简介：9月17日下分注工具，下钻速度：单根纯下放时间在14～17秒之间，设计要求匀速下放速度不大于0.5m/s，在油层和射孔段匀速下放速度不大于0.3m/s，实际下放速度稍快。9月18日用清水洗井完成改坐封流程，坐封按10Mpa、15Mpa、20Mpa、25Mpa四段压力坐封，10Mpa停泵后套管无溢流，说明剪钉剪断开始坐封，15Mpa、20Mpa和25Mpa段套管依然无溢流，而且每段只做短暂停留，约1分钟。说明封隔器完全坐封，且密封性好。水泥车压力显示25Mpa后停车保压，井口压力表只显示23.5Mpa。保压30分钟后，压力表无下降，套管无溢流，说明工具和油管均无问题，监督验收合格交井。投捞队捞水嘴，根据设计要求，偏1和偏2全捞，下双捞工具一次将偏1和偏2捞出，检查盲阀下部两个密封圈基本正常。5、完井管柱记录完井管柱记录JXZS/JL7.5-03-5施工时间2004.8.19编号W5-507施工项目名称下分注工具（冲检）现场施工单位玉采六队完井管柱图：塞面2813.87m凡尔、塞管、丝堵2790m/2790.5mKPX-114偏心配水器22751m/2750.55mKPX-114偏心配水器12716m/2716.165mY341-114封隔器1塞面2813.87m凡尔、塞管、丝堵2790m/2790.5mKPX-114偏心配水器22751m/2750.55mKPX-114偏心配水器12716m/2716.165mY341-114封隔器12666m/2666.615mY341-114封隔器22740m/2739.76m2758.98m水层2765.6m2680.4m水层2709.4m技术指导负责人（签字）：年月日技术指导参加人（签字）：年月日6、水量监测经过定期水量监测，分层配注完全达到设计要求。§2.5小结通过对常规偏心注水管柱的结构、特点、配套工具的研究，详细分析了管柱的受力蠕动规律并提出了补偿蠕动位移的经验公式，该方法和公式在大量的数据分析中得到了反复验证，成为指导施工和技术分析的法宝。该方法计算的数据通过磁定位校深也得到了验证。在注水工艺设计中将按此方法得到封隔器位移考虑到管柱长度中极大的提高了注水的精确性和寿命。本章最后提出了施工工艺步骤，并列举了一例现场实施数据。第三章常规偏心管柱结构改进通过前面的研究可知，虽然常规偏心管柱实施分层注水可以基本满足油田生产需要，但是由于其管柱结构简单、存在的缺点和局限性使得现场施工中存在一定的风险。针对管柱的不足，研究补偿的工艺方法就显得十分有用。§3.1悬挂补偿式平衡偏心管柱悬挂补偿式平衡偏心管柱是在常规偏心管柱最上面一级工具上面添加平衡补偿器，利用平衡补偿器的自由伸缩消除上部管柱的蠕动，保证下部工具不受蠕动位移的影响。这样可以保证下面工具的精确定位和受力平衡。管柱结构见图3-1所示[8]。图3-1悬挂补偿式平衡偏心管柱封隔器水力循环凡尔图3-1悬挂补偿式平衡偏心管柱封隔器水力循环凡尔偏心配水器偏心配水器封隔器封隔器平衡补偿器1、管柱受力平衡，寿命长；采用了补偿温度、压力效应下管柱伸缩的补偿器，可改善管柱的受力条件2、管柱伸缩器补偿工况变化（压力、温度、注水层调整）引起的管柱蠕动；3、封隔器无卡瓦支撑，对套管无损伤；4、可反洗井。3.1.2管柱缺点1、管柱伸缩器密封性能要求高；2、增加了一级平衡封隔器，增大了解封力。3.1.3平衡补偿器结构平衡补偿器是基于动密封结构的长度补偿工具，它由17个零件组成，上下连接油管。在工作过程中如果油管由于蠕动效应发生长度变化时，长度变化量将在它的内外管之间进行补偿，以消除长度变化，确保下部分注工具位置固定不变。结构原理及零件组成见图3-2所示[9]。1上接头2连接套3中心管4剪钉5外套6-8密封圈9V型圈10支撑环11压环12密封圈13锁块14锁块座15备帽16紧定螺钉17下接头图3-2平衡补偿器结构示意图§3.2锚定式偏心管柱针对目前吐哈油田分注管柱正常生产周期较短，我们此前研究分析了分注管柱失效的主要原因是由于工况变化引起分注管柱蠕动，导致封隔器解封或密封失效，通过研究设计了延长分注管柱工作周期、提高分层配注的新型分注管柱：锚定式偏心分层注水管柱。锚定式偏心管柱是在常规偏心管柱中增加锚定装置，利用锚定装置的机械固定作用保证注水工具的相对固定，克服管柱蠕动产生的上顶力，这样可以保证下面工具的精确定位。管柱结构见图3-3、图3-4所示[10]。图3-3水力锚锚定式偏心管柱图3-4带卡瓦封隔器锚定式偏心管柱封隔器图3-3水力锚锚定式偏心管柱图3-4带卡瓦封隔器锚定式偏心管柱封隔器封隔器偏心配水器偏心配水器循环凡尔水力锚1、采用了锚定机构锚定管柱，避免了封隔器解封及注水过程中的管柱蠕动，可有效提高管柱的使用寿命；2、可反洗井。3.2.2管柱缺点锚牙对套管有损伤。3.2.3锚定形式1、水力锚锚定①上部管柱与永久式封隔器采用密封插管连接，内部轨道锁定,完井后管柱处于张力状态，可避免工况变化引起的管柱蠕动，提高分注管柱的使用寿命；同时可大大减少投捞工具串的卡阻现象；②可反洗井至底部锚定器之上；③永久式封隔器不影响上部分注管柱的措施作业，以后分注完井时仍可使用。管柱冲检时，不需更换底部锚定器④管柱依靠水力锚锚定，可避免工况变化引起的管柱蠕动，提高分注管柱的使用寿命，缺点是增加了一趟管柱起下作业程序。⑤目前需要解决的问题是水锚的防腐、防垢以及防砂卡性能。对水力锚的工作可靠性要求较高，起管柱时可能出现卡钻事故2、永久式封隔器锚定目前常用的办法是在常规分注管柱的底部增加一个永久式封隔器，用于锚定分注管柱，抑制工况变化引起的管柱蠕动1)作业过程：①下入永久式封隔器管柱到预定位置；②坐封永久式封隔器：投φ35mm钢球，候沉40分钟；油管依次蹩压10、15、20、25MPa，各压力点分别稳压5min，完成封隔器坐封；卸压，上提油管7吨，从油管蹩压18至25MPa，完成封隔器丢手；起出丢手管柱。③下入插管及上部完井管柱；④坐封Y341封隔器：将密封插管插入永久式封隔器，并上提管柱，使管柱受张力；油管缓慢蹩压至5、10、15MPa，分别稳压3min，继续从油管蹩压至20、25MPa，完成封隔器坐封；安装井口投注。2)主要配套工具及其作用DXL115永久式封隔器：高压分注管柱的底部锚定装置；密封插管：连接永久式封隔器和上部分注管柱；Y341封隔器封隔各配注层段之间的油套环空；偏心工作筒+配水器通过钢丝投捞作业测试、配注各层段；KSL-94水力循环凡尔Y341封隔器坐封配套工具，并可作为反洗井、替套管保护液的单向通道。3)优点：①上部管柱与永久式封隔器采用密封插管连接，完井后管柱处于张力状态，可避免工况变化引起的管柱蠕动，提高分注管柱的使用寿命；②完井后管柱处于张力状态，可大大减少投捞工具串的卡阻现象；③可反洗井至底部封隔器之上；④上部永久式封隔器不影响对上部分注管柱的措施作业，以后分注完井时仍可使用。⑤底部锚定装置采用永久式封隔器，密封可靠，耐压差高，管柱冲检时，不需更换底部封隔器。4)缺点：增加了一趟管柱起下作业程序。针对底部锚定式分层注水管柱，目前已经完成了应用前的各项准备工作，主要开展了永久式封隔器的引进消化及试验，永久式封隔器座封工具及密封插管的地面试验等工作，同时在丘陵采油厂的支持下，已经完成了L13-18井的底部锚定式分层注水工艺设计，准备在丘陵油田开展2-3口井试验性应用§3.3尾管支撑式偏心管柱尾管支撑式偏心管柱是在常规偏心管柱的底部利用支撑尾管支撑在井底筛面上，使整个管柱相对固定，利用限定边界条件的办法克服管柱蠕动产生的上顶力，这样可以保证下面工具的精确定位。管柱结构见图3-5所示[21]。图3-5尾管支撑式偏心管柱封隔器偏心配水器图3-5尾管支撑式偏心管柱封隔器偏心配水器封隔器偏心配水器循环凡尔支撑尾管1、尾管支撑在井底，可消除封隔器座封时或工况变化时引起的管柱伸长变化；2、管柱受力平衡；3、封隔器无卡瓦支撑,对套管无损伤，可反洗井。3.3.2管柱缺点1、要求地层不能大量出砂；2、增加了一级平衡封隔器，增大了解封力。3、没有套管保护封隔器，注水过程中油层上部套管承受高压。3.3.3几种方法的综合应用以上几种方法都是针对常规偏心管柱的某一项缺点进行改进的单一方法。在实际工作中，地层情况十分复杂，需要同时解决以上几种问题才能满足生产需要，这就要求我们在必要的时候将几种解决办法同时应用。这种综合应用就是其功能的叠加，叠加后的管柱结构兼备了各种方法的优点。1、水力锚与支撑卡瓦用来固定管柱，避免管柱的蠕动，保证封隔器的密封性能，从而延长封隔器的使用寿命。2、补偿器用来补偿油管因温度等因素引起的伸缩，改善管柱的受力状况。3、采用了支撑卡瓦来支撑管柱，与补偿器配套使用，避免了封隔器坐封及注水过程中的管柱蠕动，可有效提高管柱的使用寿命；为延长管柱的使用寿命，管柱中的所有配套工具均采用了镍磷镀防腐处理。§3.4套变井分注吐哈油田注水井套变问题比较严重，套变井已经无法实施分注，影响到了油田的注水开发。解决套变井的关键是小直径封隔器的研制。针对部分注水井因套管变形，目前无法进行正常分注这一问题，2004年研制了一种新型的小直径注水封隔器Y341-105，技术规范如下：总长： 920mm；最大刚体外径： φ105mm；通径： φ48mm；适用套管内径： φ118-φ126mm;座封方式： 液压座封座封压力： 20-22MPa;工作压差： 20MPa;工作温度： 1200C;解封方式： 上提管柱解封，解封力为10-30kN;上下连接扣型： 2-7/8UPTBG小直径分注管柱由φ105mm偏心配水器、φ105mm注水封隔器及水力循环凡尔组成。这套管柱主要用于套管变形井，使之恢复分层注水。Y341-105分注封隔器在吐哈油田神246进行了试验。工具主要工艺参数如下(表3-1)：表3-1Y341-105分注工具主要工艺参数名称KSQ-114水井双向锚Y341-114注水封隔器KPX-105偏心配水器Y341-105注水封隔器KSQ-105水井双向锚工作压力MPa5028352535工作温度℃≥135≥135≥135≥135≥135坐封压力Mpa15151515解封压力MPa20-4010-2010-2020-40总长mm1100124098513091120最大外径mm114114105105105最大内径mm4848464846该井2004年5月底实施了分注作业，按照设计要求的配注水量（自上到下各层为15m3/d、10m3/d、5m3/d）将偏Ⅰ、偏Ⅱ、偏Ⅲ水嘴全部调为1.0mm，投注初期日注水量34-36m3/d，这表明该在现场应用中初步取得成功。§3.5高压分注与气举解堵分注技术由于储层的小孔隙、细喉道结构和对外来流体的强敏感性特点，使得储层渗透性差，并且在开发过程中储层损害较严重。部分井投注后吸水能力差，无法满足开发配注要求，大部分井在长期注水中吸水能力逐渐变差，因此需要针对性地采取不同的增注措施提高注水井吸水能力，以满足配注要求。3.5.1高压注水高压注水是指注水井井底压力微超或接近地层破裂压力，在近井地带形成微细裂缝，改善近井地带渗流条件，从而达到提高吸水能力的目的[32]。吐哈油田丘陵采油厂为进一步提高剖面动用程度，缓解剖面矛盾，决定对陵2西区及陵3区块29口长期欠注井实行增压注水，单井单层量化注水。根据初步增压注水试验发现，注水压力由试注前的26MPa上升为37MPa左右，最高可达39MPa，增注水量为试注前的4倍以上，注入量可以满足配注要求，但剖面吸水强度存在较大差异，剖面矛盾仍然存在。需要研究高压（40MPa以上）的分注技术。高压分层注水工艺要求实现该工艺的分注管柱必须有足够的强度。通过对国内现有分注工具调研发现国内各油田目前还没有能够满足丘陵油田40MPa注水压力条件的注水工具。为此，我们对研制的可反洗井悬挂式平衡分层注水管柱中的主要工具进行了改进，改进后经试验工具的性能可满足高压分注要求，工具主要技术性能参数见表3-2。表3-2高压分注配套工具主要技术性能KPX系列注水偏心工作筒Y341-115注水封隔器KSL-90循环阀井口防喷工具2FZ62-40总长(mm)20001548440最大外径(mm)φ100φ115φ90最小内径(mm)φ48φ50φ28解封力(KN)20-30承压能力(MPa)45505045抗拉载荷(kN)700500500两端连接扣型2-7/8UPTBG2-7/8UPTBG2-7/8UPTBG适用套管内径(mm)118-126118-126>1102003年上半年计划进行6口井试验,其中L10-14、L11-16两口井因为套管变形未能按原计划进行高压分层注水试验。L10-22、L7-16、L507井按原计划进行了高压分层注水试验，分层注水工艺管柱成功。L507井、L10-22井、L7-16井配注情况见表3-3表3-4表3-5。表3-3L507井8月9日调配数据注水设计及测试数据误差配注层号配注层位水嘴尺寸计划配注 实测 配注压力(MPa)日注(m3/d)压力(MPa)日注(m3/d)%1J2X3.433.410032.29010表3-4L10-22井5月17日调配数据注水设计及测试数据误差配注层号配注层位水嘴尺寸计划配注 实测 配注压力(MPa)日注(m3/d)压力(MPa)日注(m3/d)%2S4空堵379030.391.21.31S32.5373030.333.61.2表3-5L7-16井9月5日调配数据注水设计及测试数据误差配注层号配注层位水嘴尺寸计划配注实测 配注压力(MPa)日注(m3/d)压力(MPa)日注(m3/d)%2S3S42.336503655.210.41S21.936303633.61.23.5.2新型高压分层注水封隔器的研制Y341-114XF高压注水封隔器图3-6下放解封式高压封隔器针对以前分注管柱存在受力不平衡、有上顶力，使得上提解封的注水封隔器易解封、管柱寿命较短这一问题，2003年研制了一种新型下放式解封的注水封隔器：Y341-114XF注水封隔器，该封隔器的示意图如附图3-6所示[23]，图3-6下放解封式高压封隔器Y341-114XF注水封隔器的各部分组成：1上接头2洗井阀套3锚定快4洗井阀5洗井阀座6铜皮7短胶筒8长胶筒9隔环10胶筒座11中心管12下隔环13锁套14卡爪15锁环套16锁环17上液缸18上液缸座19下液缸20下接头21防撞环Y341-114XF注水封隔器的技术规范如下：总长： 1326mm；最大刚体外径： φ114mm；通径： φ59mm；适用套管内径： φ118-φ126mm;座封方式： 液压座封座封压力： 20-22MPa;工作压差： 40MPa;工作温度： 1200C;解封方式： 下放管柱解封，解封力为10-30kN;上下连接扣型： 2-7/8UPTBG截止目前，现场共应用该注水封隔器施工22井次80余套，封隔器一次坐封成功率99%。气举阀循环阀封隔器偏心配水器封隔器偏心配水器气举阀循环阀封隔器偏心配水器封隔器偏心配水器图3-7气举解堵管柱3.5.3气举解堵分注技术针对吐哈油田鄯善、温米采油厂注污水造成部分注水层堵塞，注水压力高或注不，可在最上级封隔器之上接一级气举排液阀，通过空气气举快速排液，达到解堵效果，此方法设备投入少，成本低。开展气举解堵研究与试验，提高注水能力，减少洗井费用。针对不同类型水井，确定合理的解堵深度，以及合理的的解堵负压，确保既能解除近井地带的机械杂质堵塞，又不会对地层产生伤害，造成地层出砂。管柱结构如图3-7所示[27]。

§3.6定量注水技术3.6.1研制流量控制器的目的注水井的常规水量控制装置由针型阀或井下固定水嘴组成。注水过程中，由于系统压力波动或地层吸水能力发生变化等原因，实际注水量经常会偏离要求的配注量，若发现不及时，就会出现超注或欠注的现象，这是针型阀或井下固定水嘴无法避免的缺陷。定量注水技术是当前注水领域的一项前沿技术，它利用集减压节流为一体的“双级水嘴机构”代替固定水嘴，可有效改变注水量与阀孔前后压差之间的相关关系，在适当的工作压差下，当水嘴前后压力在一定范围内波动时，保持注水量基本恒定，以实现油田定量注水的目的。3.6.2研制流量控制器的意义减压孔节流孔减压孔节流孔FnFs图3-8双水嘴机构示意图3.6.3流量控制器的工作原理双级水嘴机构示意图如图3-8所示，注入水从活动水嘴上的减压孔流入，从节流阀孔流出。设P1为减压孔前压力，P2为活动水嘴腔内压力，P3为节流孔后压力，ΔP1为注入水流过减压孔后产生的压降，即 （3-1）设压差在活动水嘴有效作用面积An上产生的流体作用力为F，那么 （3-2）当经过减压孔的流量增加时，流体作用力F推动活动水嘴下行并压缩弹簧，直至流体作用力F在大小上等于压缩弹簧产生的反作用力Fs，此时活动水嘴达到随遇平衡，机构处于正常注水状态。当减压孔前压力升高或节流孔后压力降低时，减压孔前后的压差ΔP1增大，活动水嘴所处的随遇平衡被破坏，通过减压孔的流量Q有增加的趋势，流体作用力F大于弹簧力Fs，活动水嘴下行并压缩弹簧，使节流孔截面积Av减小，机构进入流量调节状态。这时，活动水嘴腔内压力P2增加，ΔP1下降，导致流体作用力F减小，直到流体作用力F在大小上等于弹簧力Fs，活动水嘴重新达到随遇平衡，机构又恢复到正常注水状态。当注水压力减小或节流孔后压力升高时，调节过程相反。当P1，P3同时变化时，可看作是上述两种变化叠加的结果[34]。3.6.4主要技术参数根据目前吐哈油田注水井采用的水量控制方式，我们在开发产品时，将定量注水控制装置按地面和井下两部分开发，主要技术参数如下：工作压力 ≤45MPa；工作压差 0.5-20MPa；注水量 20-180m3/d；配注量误差 ±15%以内3.6.5定量配水技术现场试验情况KHD-80地面流量控制器先后在吐哈油田S13-9井、L610井、WX8井、L310井、L612井、WX3-508井、WX1-34井、WX1-505井和WX1-13井开展了9井次的现场试验，KPX-20D井下定量配水器在L14-20井开展了1井次的现场试验。试验方案确定1）、试验目的验证流量控制器的工作原理正确性，即能否在前后压力改变的情况下自动调节；测试工具在不同工作压差下的过流量；工具的最大和最小嘴损；计算实测流量与理论计算流量的误差。2）、试验条件温度：常温；试验介质：井口注入水；试验仪表：压力表2块，超声波流量计1台；3）、试验测试参数弹簧压缩量；入口压力；出口压力；流量；4）、试验准备A、制定试验方案现场试验过程中针对每口井都编写了较为详细的试验方案，制定方案的原则是：1）尽量不影响现场正常的注水生产；2）尽量方便现场连接。方案内容主要包括所选井连接工具前的生产状况、活动水嘴大小、理论流量、预计控制流量、试验步骤及注意事项等。B、工具连接KHD-80地面流量控制器需要事先准备好连接短节、卡箍等或直接将工具焊接在井口注水管线上；KPX-20D井下定量配水器直接用钢丝投捞设备投至目的层段的偏心工作筒中，作业方式和作业过程和KPX-20配水器完全相同。现场试验结论利用井口针型阀人为改变工具入口压力后，流量的变化趋势符合定量注水技术的基本理论模型，证明工具的工作原理是正确的；试验最高工作压力为29MPa；试验最小工作压差0.5MPa，最大工作压差18.5MPa，不同压差下流量基本稳定，最小流量误差-12.5%，最大流量误差+9%，实测流量误差满足现场应用要求；现场试验工具最小控制流量30m3/d，最大控制流量160m3/d；流量控制器在污水环境中工作寿命过短。

§3.7小结针对常规偏心管柱存在的缺点，提出了几种解决办法：平衡补偿式结构、锚定结构、尾管支撑式结构以及以上几种结构的综合应用。在此基础上，深入研究了高压分注、套变分注、气举解堵分注以及定量注水技术。通过以上的研究，大大丰富了常规偏心注水工艺的内涵和应用范围。第四章两管及三管分层注水常规偏心分注管柱及其工艺改进没有从根本上解决分注过程中的隐患问题。鉴于目前国内各油田注水以两到三层为主。通过研究，提出了针对两到三层分注井专门设计的管柱结构：两管注水和三管注水。这种管柱结构从根本上解决了常规管柱存在的缺陷，实现了注水工艺的一次原理上的改变。§4.1两管注水管柱工艺两层分层注水井目前在国内各油田占有一定的比例，为了提高两层分注井的分注效果，针对目前常规分注管柱存在的缺陷，经过研究，提出了油套两层分注技术。4.1.1管柱结构管柱结构如图4-1所示。以永久式封隔器为核心的油套两层分注管柱。利用永久式封隔器承压能力高、密封性能好的特点，来分隔目标注水层段，利用油管通道对下层注水，利用油套环空通道对上层注水。从油套两个完全隔离的注水通道实现两层分注，并在井口安装两套地面定量配水器来分别控制两层段的注水量。图4-1油套两层分层注水管柱这种分注管柱结构简单，性能可靠，能确保3年不动管柱，不需进行钢丝投捞作业，主要应用于层段间吸水压差较大的高压两段分层注水工艺图4-1油套两层分层注水管柱适用范围两层分注井；层段之间吸水压差10Mpa以上；适用套管规格：5-1/2和7套管。管柱性能指标注水压力： 40MPa；管柱寿命： 3年；适应井深： 3500m；分注层数： 2层；适应井温： ≤120℃；4.1.2配套工具1、DXL115永久式封隔器如图4-2所示：隔离上下两套注水层段；1）使用范围可用于封堵高压高含水层、高压注气、分注、分层采油（气）和分（选）层改造等作业中。结构紧凑，可实现小夹层的封隔；一副对装整体卡瓦，使它能承较高的上、下压差。2）工作原理坐封：将专用坐封工具与封隔器在地面连接，下入井内预定位置后，从油管投球打压，高压液体通过坐封工具中心管进液孔作用在上下活塞上，当内外压差达到9MPa时，剪断坐封工具上的防座剪钉，活塞继续下移带动适配套，作用在封隔器锁环套上，首先剪断封隔器上的防坐剪钉，然后推动锁环套以下的部件整体下移，上、下卡瓦破裂、张开，下卡瓦先咬死套管壁，继续下移，胶筒完全压缩，上卡瓦咬死套管壁，与此同时，锁紧机构步进锁紧，完成坐封；继续蹩压，剪断释放环，完成脱手。解封：通过磨铣解除封隔器。先下入磨铣管柱（磨铣管柱结构：磨鞋+螺杆钻+油管）：探到鱼头后，根据螺杆钻性能选择合适的泵压和排量开始磨铣，磨铣过程中钻压控制在0.5-1.5吨之间；磨铣到无法加上钻压时为止，然后用磨铣管柱将落鱼追至井底，完成封隔器解封。3）技术特点图4-2永久式封隔器三节不同硬度的胶筒和浮动金属支撑环组成可靠的密封系统，承受压差可达50MPa以上；胶筒两侧有公、母胀环可防止胶筒压缩件被挤入套管和筒体之间的缝隙而被坏，保护其工作性能；结构紧凑，可实现小夹层的封隔。图4-2永久式封隔器4）性能参数及指标总长： 720mm；最大外径： Ø113mm；通径： Ø76mm；工作压差： 50MPa；座封方式：下专用工具坐封；座封压力：10-25MPa；解封方式：磨铣；工作温度： 150℃下部连接扣型： 2-7/8”UPTBG2、密封插管：和上部油管一起构成封隔器以下油层的注入通道；图4-3密封插管密封插管（如图4-3所示）主要由轨道机构和密封机构组成，可与永久式封隔器形成可靠的密封连接，起到封隔油管与环空之间通道的作用。采用双向多组盆根密封，密封可靠，插入时直接下放管柱，起出时右旋上提，操作方便。主要技术参数如下：图4-3密封插管钢体最大外径：φ93.66mm最小内通径：φ60.33mm总长：714.37mm下端扣型： 27/8UPTBG3、地面定量配水器（如图4-4所示）：控制地层注入量。1）工作原理将井口控制器安装在注水井注水流程上。利用单流阀的单向流动作用来防止入井流体携地层砂倒灌入注水流程形成砂堵，造成无谓的修井作业；利用水嘴的节流作用来控制全井注水量。另外，单流和水嘴可通过专用投捞工具捞出，测试、配注和维护工作简单方便。流入流出流入流出图4-4井口控制器①集流量控制和单流阀于一体，结构紧凑合理；②水嘴和单流阀整体式捞出，更换水嘴和清洗单流阀简单方便；③水嘴和单流阀材料选用耐腐蚀、耐冲击的陶瓷，工作可靠。3）主要技术参数总长：500mm最大外径：122mm；工作压力：≤40MPa；连接方式：焊接；水嘴规格：1.0、1.1、1.2……3.5mm，步长0.1mm。吐哈油田L412井两层吸水压差过大，常规分注管柱无法满足分注要求，经过充分技术论证，决定对该井采用油套两层分注试验。该井于2003年7月28日完井，应用永久式封隔器及其配套密封插管下井一次成功。4.1.3管柱特点1、优点：①完井管柱结构简单，配套工具尤其是井下工具少；②管柱具有承压能力高、密封性能好、寿命长等特点；③永久式封隔器密封性能好、承能力高（不小于50MPa）、使用寿命长（不少于3年），完井后管柱处于张力状态，可大大提高分注管柱的使用寿命；④不论在完井时还是在注水投产后，随时都可以对封隔器进行验封；⑤上下两层段的注入通道完全隔离，避免了注水过程中各层段间吸水量相互干扰，并可随时跟踪各层段吸水能力的变化情况；⑥该分柱管柱无井下水嘴机构，测试配注工作均在地面进行，不需要进行钢丝投捞作业，不仅可节省投捞测试费用，而且有效避免了钢丝投捞作业造成的事故；⑦井口控制器操作方便、费用低，无需动用任何设备，一个操作工就可完成投捞、测试、配水、验封等工作。⑧井口安装两套地面定量配水器分别控制两层的配注量，使配注量基本不受注水压力和地层吸水压力波动的影响，可将每层段的配注量误差控制在15%以内，有效提高注水井的配注合格率和准确率。目前，该管柱已在吐哈油田L412井现场试验，并取得成功，该井已正常投注。2、缺点：①本管柱结构只适用于两层分注井；②不能反洗井；③上部套管常期承受高压，且会对套管造成一定程度的腐蚀，因此对注水水质要求较高，尤其是对含氧指标控制要求较高。4.1.4作业过程1、下入永久式封隔器管柱到预定位置；2、坐封永久式封隔器：①投φ35mm钢球，候沉40分钟；②油管依次蹩压10、15、20、25MPa，各压力点分别稳压5min，完成封隔器坐封③卸压，上提油管7吨，从油管蹩压18至25MPa，完成封隔器丢手；④起出丢手管柱。3、下入插管及上部油管；4、验封永久式封隔器：①将密封插管插入永久式封隔器，并上提管柱，使管柱受张力；②油管缓慢蹩压20分钟，根据套管溢流变化情况，判断永久式封隔器是否座封合格。5、安装地面定量配水器；6、投注。4.1.5完井工具成本地面定量配水器： 1.0万元/套DXL115封隔器： 3.5万元/套密封插管： 0.8万元/套坐封工具租用费： 0.68万元/次预计工具总成本约6.98万元/井。DXL115封隔器可用Y453-115永久式封隔代替，预计该工具成本约1.5万元4.1.6现场实施方案Y221封隔器Y221封隔器图4-5套管验漏管柱滑套单根丈量并用蒸气冲洗油管，油管必须平直无弯曲,丝扣清洁无损，用φ60800mm通径规通过，不合格油管严禁下井。2、通井：下φ1181.8-2.0m（5-1/2"）或φ1501.8-2.0m（7"）通井规通井至井底；3、套管刮削、洗井：下5-1/2"（或7"）套管刮削器刮削至井底,下封隔器位置要反复刮削三次，用清水反循环洗井。4、套管验漏①下入如图4-5所示验漏管柱，对油层以上套管验漏；②坐封Y221封隔器；③套管憋压20MPa,观察压力变化并作好详细记录。在30分钟内,若压降小于0.5MPa为合格；若压降大于0.5MPa，则打开套管闸门，对油管验漏，从油管投φ42mm钢球，候沉40分钟，憋油压20MPa，观察压力变化并作好记录，记录完毕，憋油压约25MPa打开投球滑套；④起出验漏管柱。5、下永久式封隔器坐封管柱：下入永久式封隔器坐封管柱，并磁定位校深，根据校深结果调整管柱数据与设计位置相符，从油管依次蹩压5、10、15、20MPa，各压力点依次稳压5min，完成封隔器坐封；卸压，上提油管7吨，从油管憋压18至25MPa，完成封隔器丢手，起出坐封管柱。6、下入注水管柱并对永久式封隔器进行验封图4-6井口控制器安装示意图油管携带密封插管下井，将密封插管插入封隔器中，核实后，从套管依次蹩压5、10、15、20、25MPa，根据溢流情况对永久式封隔器进行验封，打开套管闸门，再从油管依次蹩压5、10、15、20、25MPa，根据溢流情况对永久式封隔器进行验封，座好井口。图4-6井口控制器安装示意图7、井口控制器安装步骤：①关闭配水间针型阀和采油树上的注水闸门，卸下井口单流阀或磁性过滤器；②按图4-6、图4-7连接有关装置和仪表；③焊接完毕，务必将管线内焊渣、飞溅物等清除干净；封隔器图4-7④封隔器图4-7⑤试注1-2天后开始根据配注量要求进行配注。4.1.6现场应用实例“油套两层分注技术”于2001年2月份在丘陵油田L412井取得成功试验，该井上下两段吸水压差大，上段负压吸水，下段吸水压力10Mpa以上，采用常规分注管柱封隔器和配水器有效时间短。应用油套两层分注技术后，油/套压力：14/0Mpa，油/套配注量：20/60m3/d，实际油/套注入量：21.2/58该方案于2001年7月在丘陵油田L412井开展了现场试验，试验前因两层段吸水压差过大，应用常规分注管柱无法正常分注；试验后油/套注水量：40/60m3该井要求油/套注水量20/60m3/d,目前实际油/套注水量21.2/58§4.2三管注水管柱工艺4.2.1目前三层分注管柱的特点吐哈目前注水方式开发油田的三层分注工艺，基本上都是采用常规的“以Y341为核心的三级三段偏心分层注水管柱”[42]，这种工艺存在以下优点和缺点：1、优点利用三级配水器对三个吸水层段的分别配注；最上一级封隔器可以避免油层以上套管注水过程中承受高压，封隔器以上油套环空可以替入套管保护液防腐；封隔器具有反洗通道，能实现不动管柱反洗井作业；封隔器无卡瓦支撑，对套管损伤小，起到了一定的保护套管作用。2、缺点：出现一级水嘴堵死或捞不出来的情况时，则只能实现对其它层控制配注或者上修冲检；目前对单层注水量的监控措施如井下流量测试、投捞测试等费用较高或工作量较大；管柱受力不平衡，存在上顶力，管柱平均寿命只有1年；分注管柱完井时验封困难，部分分注管柱没有真正实现分层控制注水；当三层吸水压力差过大时，会出现堵塞器捞不出，投不进的情况，甚至出现压差过大造成封隔器反洗阀打开，造成两层甚至三层合注的情况，达不到分注的目的。4.2.2三段分层注水技术方案根据油田存在的层间吸水压差大，使用普通分注管柱无法实现三层分层注水的现状我们提出了如下图4-8的三段分层注水方案。图4-8井下是以油管、空心抽油杆（或11/2″油管）、两个Y341无反洗井通道封隔器（如果层间压力太大，Y341封隔器会在压力作用下自行解封时，用两个永久式封隔器代替，其可承受的最大压差达到50Mpa以上）、一个油管封隔器和一个油管注入短节组成的三段分层注水管柱：套管注上层；油管注中间层；空心抽油杆（或11/2″油管）注下层。利用无反洗井通道封隔器防止由于层间压差大而造成的两层串通；利用油管封隔器将油管与下层隔开，利用空心抽油杆（或11/2″油管）对底层进行注水。图4-8井口安装三套井口控制器，分别控制油套环空通道，空心抽油杆（或11/2″油管）和油管环空通道及空心抽油杆（或11/2″油管）通道的注入水量。1、优点：①管柱具有承压能力高、密封性能好、寿命长等特点；②可以实现层间压差较大井的分层注水，防止层间串通；③利用三个通道分别控制注水，减小了注水过程中层间的相互干扰；④井口控制器操作方便、费用低，无需动用任何设备，一个操作工就可完成投捞、测试、配水、验封等工作。2、缺点：①增加一口井的空心抽油杆（或11/2″油管），工具费用和作业费用、作业难度均较普通分注管柱大；②无法进行反洗井作业；③封隔器上部套管长期承受高压，且会对套管造成一定程度的腐蚀，因此对注水水质要求较高，尤其是对含氧指标控制要求较高。4.2.3现场实施方案1、油管准备：单根丈量并用蒸气冲洗油管和空心抽油杆（或11/2″油管），油管必须平直无弯曲,丝扣清洁无损，用φ60800mm通径规通过，不合格油管严禁下井。2、通井：下φ1181.8-2.0m（5-1/2"）或φ1501.8-2.0m（7"）通井规通井至井底；3、套管刮削、洗井：下5-1/2"（或7"）套管刮削器刮削至井底,下封隔器位置要反复刮削三次，用清水反循环洗井。Y221封隔器Y221封隔器图4-9套管验漏管柱滑套①下入如图4-9所示验漏管柱，对油层以上套管验漏；②坐封Y221封隔器；③套管憋压20MPa,观察压力变化并作好详细记录。在30分钟内,若压降小于0.5MPa为合格；若压降大于0.5MPa，则打开套管闸门，对油管验漏，从油管投φ42mm钢球，候沉40分钟，憋油压20MPa，观察压力变化并作好记录，记录完毕，憋油压约25MPa打开投球滑套；④起出验漏管柱。5、下Y341无反洗井通道封隔器坐封管柱：①根据油罐丈量结果配数据，保证封隔器实际坐封位置在设计坐封位置的±1m范围内；②按右图下入Y341无反洗井通道封隔器管柱，并校深封隔器位置与设计位置相符，座好井口油管注入部位；③从油管依次蹩压5、10、15、20MPa，各压力点依次稳压5min，完成封隔器坐封；④从油管投φ42mm钢球，候沉40分钟，憋油压15MPa，观察压力变化并作好记录，记录完毕，憋油压约20MPa打开投球滑套，连通油套下部环空；⑤下空心抽油杆（或11/2″油管）下部带φ58mm接头，将下推滑套推至油管封隔器位置，连通中间油套环空；⑥起出下推滑套管柱。6、下永久式封隔器坐封管柱：①下入最下一级永久式封隔器坐封管柱，并磁定位校深，根据校深结果调整管柱数据与设计位置相符；②从油管依次蹩压5、10、15、20MPa，各压力点依次稳压5min，完成封隔器坐封；③卸压，上提油管7吨，从油管憋压18至25MPa，完成封隔器丢手，起出坐封管柱；④下验封管柱：油管携带密封插管下井，将密封插管插入封隔器中，核实后，从套管依次蹩压5、10、15、20、25MPa，根据溢流情况对永久式封隔器进行验封，打开套管闸门，再从油管依次蹩压5、10、15、20、25MPa，根据溢流情况对永久式封隔器进行验封；⑤起出验封管柱；⑥根据两个封隔器间的距离以及油管注入短节的位置，配好数据，按从下到上管柱结构：封隔器密封插管、油管、油管注入短节、油管、上一级封隔器、油管，将工具串连接好下入井内；⑦工具下到位核实后（封隔器密封插管完全插入最下一级封隔器内），从油管依次蹩压5、10、15、20MPa，各压力点依次稳压5min，完成上级封隔器坐封；⑧卸压，上提油管7吨，从油管憋压18至25MPa，完成封隔器丢手，起出坐封管柱；⑨下入注水油管柱并对上级永久式封隔器进行验封：油管携带