分注井封隔器失效原因分析及防治对策

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1、分注井封隔器失效原因分析及防治对策【摘要】为提高分注井密封性能，保证分层注水开发效果，对分注井封隔器失效进行了研究。发现封隔器胶筒结构、免释放机构和管柱蠕动是封隔器失效的主要原因。分别相应提出改进封隔器、优化设计锚定式分注管柱和提高作业质量等防治措施。【关键词】分注井封隔器失效改进措施海拉尔油田属于复杂断块油田，断块多、情况复杂，层间、层内差异大，分层注水工艺技术是油rri注水开发实现有效注水的重要手段。井下封隔器若密封不严密，将降低分层注水效果。提高封隔器密封性能对于恢复地层能量、保证海拉尔油

2、田可持续开发有重要的意义。2封隔器失效原因目前海拉尔油田分注井主要井下工具为Y341-114（可洗井）封隔器和QSPX桥式偏心配水器。2012年共发现12井次分注井封隔器失效，失效层比例65%,平均井龄7年，平均注入量56m3,占注水量40m3以上注水井33%,影响高注入量分注井注水效果。本文从封隔器、管柱、作业等方面逐一分析，落实导致封隔器失效原因。2.1胶简结构不合理导致应力集中胶筒的密封是靠水力载荷压缩胶筒实现的，其密封质量的好坏关键取决于井壁与橡胶筒之间接触应力的大小。当压缩完成以后，封

3、隔器3个胶筒与套管的接触压力分布为：上胶筒接触压力最小，中胶筒和下胶筒的接触压力依次增大，所以下胶筒在密封套管环空上下压差中起到关键作用。从单个胶筒来看，上胶筒所受轴向载荷较小，胶筒表面接触圧力呈拱形分布。而屮间胶筒和下胶筒接触压力分布是胶筒下端接触压力大于上端接触压力，呈鞍形分布，并且下胶筒表面接触压力变化梯度远大于中胶筒表面的接触压力变化梯度。现使用封隔器三个胶筒材质、硬度相同，一且下胶筒较短。显然这种结构无法避免和有效应对应力集中问题，令承压能力较差的下胶筒承受了最大应力，易导致封隔器失效

4、。2.2封隔器释放不完全封隔器座封时，是靠压缩活塞两边空气腔和连通油管内部压缩传压空的活塞端面之间的压差，來推动压缩活塞上行压缩胶筒。空气腔是靠多个0型密封圈，来保证密封性。现使用封隔器密封圈使用无挡环结构，静态密封时，最高可以承受20MPa压力，动态密封时仅能承受5MPa压力。下入井中开始坐封时，随着活塞移动，井中液体极易进入空气腔，使活塞左右压差均衡，压缩活塞便会在座封中途停止，导致封隔器坐封不完全。2.3管柱蠕动问题注水管柱在作业、注水生产过程中，由于管柱内外流体压力变化，常处于不同平衡状

5、态下或在不同平衡状态下转换。引起管柱长度发生变化，带动封隔器上下蠕动，使封隔器胶筒极易被磨损、其至解封，失去密封性能。2.4下井时间久导致失效海拉尔分注井平均作业周期1.8年，封隔器胶筒使用期限一般也是在2年左右。X53-51井，2009年12月12口作业完井，2012年9月27口发现不密封。该井封隔器已经在井下使用2年10个月，远远超过使用期限,属于超过封隔器胶筒疲劳极限导致自然失效。2.5套变井小直径完井问题对于套变井，套管变形后内径大于100mm的注水井，使用Y314-95（不可洗井

6、）封隔器和665-5小直径配水器进行完井，以达到降低修井费用、快速恢复注水目的。但由于采用小直径封隔器，胶筒与套管内壁应力小，当在井下受压缩挤压时即便发牛很小的永久变形率后，就会引起较大胶筒与套管内壁应力变化率，密封性明显变差导致封隔器失效。3封隔器失效防治对策通过调查研究发现，海拉尔油出分注井封隔器失效原因有封隔器胶筒、封隔器免释放功能、管柱蠕动和套损井小直径完井等。因此，提高分注井封隔器密封性应从以卜•几方面采取措施。3.1优选胶筒当在压缩距相同的情况下，胶筒和套管Z间的接触应力随材料硬度的

7、增加而增加。因此，为增加封隔器胶筒密封性能，应优选应力集中部位胶筒硬度和尺寸较大的封隔器。3.2释放机构改进方案（1）现使用免释放封隔器的座封方式，由免释放座封改为泵车打压座封，保证封隔器座封成功率。0型密封圈在使用扌当环结构后，大大减小了密封圈受压形变量，承静压能力可提高至40MPa,承动压能力也显著提高。可优选密封圈有挡环结构的免释放封隔器。若免释放封隔器免释放机构的可靠性无法提高，可改用非免释放封隔器。3.3优化分注管柱针对海拉尔分注井管柱普遍存在蠕动现象，增加管柱稳定性，优化设计了锚定式

8、管柱：在套保封隔器上部安装水力锚，从上部进一步固定封隔器。管柱井底支撑分两种情况：一是射孔井段底界到人工井底小于100m,将完井管柱放置人工井底，增加管柱稳定性；二是射孔井段底界到人工井底大于100m,为节省油管成本，管柱底部不放置人丁井底。常用水力锚存在伤害套管和结垢导致无法解卡等问题。所以要尽量选择对套管伤害小、并具备防卡或者强行解卡功能的水力锚。3.4井口加装单流阀2012年海拉尔油田分注井因管线问题停注近70井次。日前注水井管线在联合站水泵出口处有单流阀，但管线出现问题停注时，仍会造成井