分注井封隔器失效原因分析及防治对策.doc

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田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。
胶筒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,胶筒表面接触压力呈拱形分布。而中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,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。
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,来推动压缩活塞上行压缩胶筒。空气腔是靠多个O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。
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、甚至解封,失去密封性能。
下井时间久导致失效
,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日作业完井,2012年9月27日发现不密封。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。
套变井小直径完井问题
对于套变井,套管变形后内径大于φ100mm的注水井,使用Y314-95(不可洗井)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生很小的永久变形率后,就会引起较大胶筒与套管内壁应