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海上油田开发由于生产环境的特殊性，对注水工艺提出了更高要求。截至2016年底，胜利海上油田共发现馆陶组、东营组、明化镇等7套含油层系，注水水驱油藏占总储量的85.28%，具有以下油藏开发特点：受海洋环境和平台条件的制约，对分层注水工艺的井控安全要求严格；主力油藏馆陶组非均质性强，地层出砂，且层间物性差异大，对分层注水工艺分层要求严格；采用卫星平台开发为主，多采用大斜度定向井开发，井斜角在30°~50°的注水井占45%，50°以上的占30%, 最大井斜81.28°，对适用于大井斜的注水工艺需求迫切[1-3]。
同心双管注水技术在地面能够实现注水流量的单独控制，具有测调简单、配注精确、后期不需要单独进行测试调配的特点，可以满足大压差油层、大斜度井的有效分层注水，比较适合在海上油田应用[4-6]。2012年初，同心双管工艺开始在胜利海上油田大规模推广应用，部分解决了海上大斜度、大压差注水井的开发难题。然而，该技术从2014年以后就没有继续推广应用，主要受以下因素的制约：受井斜温度影响，内外管分层效果较差，容易出现串层现象；双控安全阀易失效，安全可靠性较低，不符合海上较高的安全环保要求；封隔器胶筒老化，井下解封慢甚至不能完全解封，不能实现大排量反洗井[7-9]。针对以上问题，重点从管柱结构、安全控制、分层工具及反洗井等方面进行研究，形成了一种适合海上油田开发的新型同心双管分层注水技术。
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新型同心双管注水工艺管柱由相互独立的内管及外管组成(如图1所示)，外管注水管柱采用Ø101.6 mm油管，包括可洗井密封工具、双级内密封工具、定压筛管、环空安全封隔器、环空安全阀；内管注水管柱采用Ø60.3 mm油管，管柱结构相对简单，包括内管安全阀、密封插头及密封光杆，其中密封插头与环空安全阀中的密封工作筒配套使用，密封光杆与双级内密封工具配套使用，可洗井密封工具与防砂管柱上的密封筒配套使用，为保障内管安全阀下入，外管上端采用Ø127 mm套管。该工艺的防砂工艺采用成熟的机械防砂管柱。
图 1 新型同心双管注水工艺管柱
Figure 1. String used for the new water injection technology of concentric dual string
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(1) 安全控制。内管、外管及环空三通道采用单独的安全控制系统，内管安全阀及环空安全阀分别通过液控管线连接至地面控制系统，实现内管及内外管环空注水通道的安全控制。套管与外管环空通过环空安全封隔器实现，而此工具的坐封通过外管注入水实现坐封，坐封后在锁紧机构作用下实现永久封堵，三者共同形成了全方位的安全控制系统。
(2) 分层注水。内外管之间的分层主要由可洗井密封工具、双级内密封工具、密封插头以及密封光杆(工作筒)实现，可洗井密封工具与防砂管柱上的密封工作筒配合，双级内密封工具与内管上的密封光杆配合，密封插头与环空安全阀内置的密封工作筒配合，确保内外管分层有效，外管注入水经过环空安全阀、定压筛管进入上油层，而内管注入水经过内管安全阀后直接注入下油层。
(3) 日后维护。当需要反洗井时，地面控制柜分别打开环空安全阀、可洗井密封工具及内管安全阀，洗井液经环空安全阀、定压筛管后通过可洗井密封工具的洗井通道洗至井底，然后经过底部筛管从内管返出，通过此循环形成一次井口至井底而且大排量的清洗井筒。
(4) 酸化解堵。当需要对上层单层酸化时，地面控制柜分别打开环空安全阀及内管安全阀，酸液经环空安全阀、定压筛管后进入上油层，同时为保持整个管柱受力平衡，内管以相同或相近的压力正常注水；当需要对下层单层酸化时，地面控制柜同样分别打开环空安全阀及内管安全阀，酸液经内管安全阀、筛管进入下油层，同时降低管柱蠕动，外管保持注水。
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(1)内外管及套管环空能够实现单独控制，安全可靠性高；(2)内管和外管独立下入，与之前相比，施工简单，外管受力较小；(3)分层工具采用插封方式，受工况变化而引起的管柱蠕动较小，容易失效的内外管分层部分采用双级密封方式，密封更加可靠；(4)设有地面控制的洗井机构，能够实现大排量反洗井。
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(1) 设计要求及特点。环空安全阀是同心双管注水技术中安全控制的核心工具，如图2所示。考虑到井下安全阀开启压力精确度要求较高，设计了双柱塞控制方式，该种方式接触面积较小，能够避免常规圆柱活塞的爬坡现象，密封更加可靠。同时为了确保环空通道无法正常打开时，能够继续正常注水，进行了备用通道结构设计，能够延长环空安全阀的使用寿命，提高海上注水井的检管周期。
图 2 环空安全阀
Figure 2. Annulus safety valve
(2) 结构组成及原理。该工具通过液压控制管线实现环空通道的开启与关闭，当需要注水时，地面控制柜打压，柱塞推动柱塞推拉套及滑套中心管下移，从而实现滑套中心管与滑套连接套上注水通道的联通。当出现紧急情况时，地面关闭液压通道，环空安全阀在弹簧作用下柱塞推拉套及滑套中心管迅速回弹，实现环空通道的安全控制。当液控系统失效时，该工具能够通过环空注水打压的方式剪断设置的剪钉，单向阀帽压缩下弹簧并下移，打开备用通道，在停止环空注水的时候，备用通道能够自行关闭，保证井控安全。工具具体技术参数见表1。
表 1 环空安全阀技术参数
Table 1. Technical parameters of annulus safety valve
参数 数值 参数 数值 内径/mm 82 主通道开启压力/MPa 6~7 外径/mm 145 备用通道开启压力/MPa 24~25 工具长度/mm 1 550 工作温度/℃ 150 -
(1) 双级内密封工具。大井斜注水井插入密封在下入过程中容易出现磨损，导致分层失效，设置了双级内密封工具(图3)，采用双级组合盘根+内组合胶筒组合密封的方式。室内实验表明，该工具承受工作压差20 MPa以上，密封效果比较可靠，满足海上分注要求；组合密封材料采用内置密封方式，在保障正常注水的情况下，内外管间隙小，1 MPa注水压差下管柱所受活塞力仅为590 N，管柱蠕动量较小，提高管柱的使用寿命。该工具通过与内管上的密封光杆配合，为确保大斜度注水井密封可靠性，采用长度为7 m的密封光杆，两者之间形成组合盘根过盈密封及内置胶筒挤压坐封的双级密封方式。注入水从内外管环空通过工具的打压口进入，推动活塞下移，坐封内组合胶筒，同时在锁环作用下，将胶筒锁紧形成永久密封，实现内外管之间的可靠分层。
图 3 双级内密封工具
Figure 3. Two-stage inner sealing tool
(2) 可洗井密封工具。针对海上油田大排量反洗井的需求，设计了可洗井密封工具(图4)。该工具集成了层间密封及反洗功能，与防砂管柱上的密封筒配套，通过多组T型盘根与密封筒的过盈配合，实现油层部位的有效分隔。该种密封方式，较之前的胶筒密封相比，管柱受力降低60%左右。室内实验表明，该工具能够承受20 MPa以上的工作压差，满足海上分注要求。
图 4 可洗井密封工具
Figure 4. Well washable sealing tool
当需要反洗井时，地面液压控制柜打压，柱塞带动滑套下移，到达反洗入口时，打开反洗通道，实现大排量反洗井。该工具代替目前常用的靠油套压差开启的可洗井类封隔器，能够实现地面的单独控制，地面开启压力设置为10 MPa，防止井下因层间压差较大造成的干扰串层，解决海上大压差注水井分层不可靠的难题。同时，该工具采用4个Ø12 mm的圆孔，过流面积较大，能够实现大排量的反洗井要求，保障注水井长寿运行。
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为了进一步验证环空安全阀的各项技术指标，依托胜利油田API重点安全阀实验室(通过API 14A认证)，对该产品进行性能检验，测试参数主要包括主通道开启及关闭压力、备用通道开启压力、工作压力、额定压力、泄漏量、通道流量等。实验过程严格根据API 14A井下安全阀规范和该环空安全阀的技术要求，每一项参数在实验台均按照流程进行了5次测试(图5)；每次实验值都控制在标准值的5%以内，满足现场需要，实验结果见表2。
图 5 井下安全阀实验流程
Figure 5. Flow chart of safety valve test
表 2 安全阀实验记录
Table 2. Test records of safety valve
参数 数值 参数 数值 主通道开启压力/MPa 7 工作压力/MPa 22 主通道关闭压力/MPa 2.5 额定压力/MPa 35 备用通道开启压力/MPa 25 泄漏量/(mL · min−1) 5 -
在室内实验成功的基础上，为了进一步验证同心双管分注技术的可靠性，在胜利海上油田CB20CB-13井首次进行了现场试验，并取得了良好效果。截至2016年12月，已经在胜利海上油田现场应用10口井，施工成功率100%，分层合格率100%，最大层间压差10.5 MPa，最大井斜74.18°，解决了海上油田大斜度井、大压差井测调困难、分层不清的难题，有效推动了海上油田的水驱开发程度。其中KD34C-7是一口小流量分注井，上层配注10 m3/d，未验证分层可靠，经超声波流量计进行测试，该层注水量与井口调节阀显示值一致，误差小于 5%。双管注水技术现场应用情况见表3。
表 3 技术服务井历史资料
Table 3. Technical service well history data
井号 井深/m 层间压差/MPa 井斜/° CB20CB-13 2 450.90 1.2 59.70 CB22FC-9 2 289.54 3 58.83 CB22FC-10 2 396.00 2.1 64.51 KD481C-8 2 126.27 0.8 54.60 CB20CA-10 1 880.04 1.3 43.29 CB6GA-12 1 990.94 1.7 54.80 CB6GA-17 3 154.06 2.3 74.18 CB1GA-3 2 561.20 3.1 47.21 KD34C-7 2 809.10 10.5 50.80 11NC-5 1 809.50 3.4 60.18 -
(1)通过管柱设计及安全、分层工具研制、现场试验等进行不断的完善与配套，目前已经形成了比较理想的安全控制可靠、分层密封长效、反洗井彻底的同心双管分注技术。该工艺具有独立的安全控制系统，尤其符合海上油田较高的安全环保要求。
(2)该技术在地面能够满足大压差、大斜度分注井的测试调配需求，实现小流量恒流量精细注水、大压差有效分层注水，适合海上大压差、大斜度注水井的高效开发；并且能够满足注水井后期的分层测试与酸化，达到延长注水周期与降本增效的目的，在海上特殊的生产环境中具有很好的推广价值。
A new water injection technology of concentric dual string in high-angle deviated wells of offshore oilfields
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摘要: 目前海上同心双管注水工艺存在着安全控制不可靠、内外管分层容易失效、封隔器解封不彻底等问题，造成洗井困难且影响油田正常生产。为此研究了新型同心双管注水工艺技术，该技术注水管柱相互独立，施工相对简单，外管附加载荷大大降低，注水三通道都能实现单独的安全控制。环空安全阀采用柱塞坐封方式并有备用注水通道，提高了安全阀的可靠性及使用寿命；内外管的分层采用组合盘根的形式，在容易失效部位采用组合盘根和内胶筒的双级密封方式，密封效果更加可靠；洗井则采用地面单独控制洗井滑套的方式，能够避免地层压差带来的洗井活塞自行开关，而且满足海上大排量反洗井的需求。该技术已在胜利海上油田成功应用10余口井，适用最大井斜为74.18°，层间最大压差为10.5 MPa，有效解决了大压差油层、大斜度井的有效分层注水难题。Abstract: At present, the water injection technology of concentric dual string used in offshore oilfields is faced with a series of difficulties. For example, the safety control is unreliable, the stratification of inner and outer string tends to fail easily, and well flushing is difficult due to incomplete unsetting of the packer. To solve these problems, a new water injection technology of concentric dual string was studied in this paper. In this technology, water injection strings are independent from each other, so the construction is relatively simple, the additional load on the outer string is reduced greatly and three water injection channels can all realize independent safety control. The annulus safety valve adopts the plunger setting mode and has a standby water injection channel, so its reliability and service life are improved. The pattern of combined packing is adopted for the stratification of inner and outer string, and two-stage sealing mode of combined packing and inner packer rubber is adopted at the easy-failure positions, which makes the sealing effect more reliable. For well flushing, the flushing sliding sleeve is controlled independently on the ground so as to prevent the formation pressure difference from leading to the self-switching of flushing piston and satisfy the needs of large-displacement inverse well flushing in offshore oilfields. This technology has been successfully applied in over 10 wells in Shengli offshore oilfield, and its suitable maximum well deviation and maximum interwell pressure difference are 74.18° and 10.5 MPa, respectively. In conclusion, this technology effectively realizes the separate layer water injection in the oil layers with large pressure difference and the high-angle deviated wells.
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图 1 新型同心双管注水工艺管柱
Figure 1. String used for the new water injection technology of concentric dual string
表 1 环空安全阀技术参数
Table 1. Technical parameters of annulus safety valve
参数 数值 参数 数值 内径/mm 82 主通道开启压力/MPa 6~7 外径/mm 145 备用通道开启压力/MPa 24~25 工具长度/mm 1 550 工作温度/℃ 150 
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表 2 安全阀实验记录
Table 2. Test records of safety valve
参数 数值 参数 数值 主通道开启压力/MPa 7 工作压力/MPa 22 主通道关闭压力/MPa 2.5 额定压力/MPa 35 备用通道开启压力/MPa 25 泄漏量/(mL · min−1) 5
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表 3 技术服务井历史资料
Table 3. Technical service well history data
井号 井深/m 层间压差/MPa 井斜/° CB20CB-13 2 450.90 1.2 59.70 CB22FC-9 2 289.54 3 58.83 CB22FC-10 2 396.00 2.1 64.51 KD481C-8 2 126.27 0.8 54.60 CB20CA-10 1 880.04 1.3 43.29 CB6GA-12 1 990.94 1.7 54.80 CB6GA-17 3 154.06 2.3 74.18 CB1GA-3 2 561.20 3.1 47.21 KD34C-7 2 809.10 10.5 50.80 11NC-5 1 809.50 3.4 60.18
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图(5) / 表 (3)
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