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渤海油田进入增产、稳产阶段，部分油藏年递减率达到8%~10%，增加注水井和提高单井注水量是油田增产、稳产的重要措施。到2015年底，国内海上注水开发的油田已经达到了42个，2015年产油量也占到了当年海上总年产油量的近60%，就连天然水驱开采了近30年的海相砂岩油田也于2016年开始了注水[1-3]。由于渤海油田出砂问题严重，需要先进行防砂作业，再完成注水管柱的入井、调试，常规注水管柱适配的分层防砂管柱通径小，注水量受限，需要研究一套适合海上油田Ø244.47 mm套管注水井的大通径分层防砂管柱。
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国内海上Ø244.47 mm套管注水井分层防砂管柱，主要采用简易防砂方式，需进行封隔器逐层分层封隔作业，再下入注水管柱进行注水作业，其分层防砂管柱最小通径均为Ø120.65 mm且配套注水管柱最大选配油管Ø88.9 mm，限定井口泵入压力情况下，某些注水量较大的井无法满足增液要求。
受井口平台安全的要求和井口注水流程对井口注入压力的限制，国内绝大部分海上油田的注水系统，允许的井口最大注入压力不超过15 MPa[4]；《海上油气田完井手册》对注水井的延程摩损有明确要求，一般来说，在最大注入量下，每1 000 m长管柱，延程摩损不超过1 MPa可以接受[5]。以渤海油田为例，配注量超1 000 m3/d的注水井越来越多，目前的配套注水分层防砂管柱的内通径限制了注水管柱设计尺寸，解决注水管柱增注的首要设计问题是增大配套分层防砂管柱内通径。
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现有注水分层防砂管柱隔离封隔器上端配合左旋密封筒，下端配合倒置密封筒，统称为隔离封隔器总成，如图1所示。大通径注水防砂管柱采用隔离封隔器集成化设计，将左旋密封筒、隔离封隔器、倒置密封筒设计为一体。相比常规管柱隔离封隔器总成缩短了1 m，可以实现最小层间距2 m封隔的施工要求，实现了目的层精细分层。
图 1 一次多层独立筛管防砂管柱
Figure 1. One-trip sand control string of multi-layer individual screen
大通径注水防砂管柱采用薄壁密封结构设计，实现隔离封隔器最大通径Ø152.4 mm，注水管柱可以选配Ø114.3 mm油管，在不额外增加完井工期和费用的前提下，比采用Ø88.9 mm油管的注水管柱可增加30%注入量。
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大通径隔离封隔器采用集成一体式设计理念，便于后续作业下入更大尺寸的注水工具，封隔器上下扣型采用Ø177.8 mm BTC螺纹，可与筛管直接连接进行作业。
防砂工具按匹配密封筒最大内径152.4 mm的大规格配注工具进行极限注水压差35 MPa下的抗内压分析，而根据工具结构判断影响其抗内压强度主要为上接头和下心轴连接部分，故设定其材质均为4145H，弹性模量为2.06×1011 Pa，屈服强度为758 MPa，使用Simulation分析模块进行分析计算。在上接头和下心轴的内表面施加35 MPa径向压力，设置其螺纹连接配合面为0.1的摩擦接触，采用六面体网格划分，建立有限元模型。由图2可知，最大应力发生在上接头与下心轴螺纹连接的内孔位置，最大应力值451.8 MPa，远低于屈服强度值，安全系数达1.6，完全满足最大注水作业压差要求。
图 2 隔离封隔器承压计算分析
Figure 2. Calculation and analysis of the pressure bearing capacity of isolation packer
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大通径分层防砂管柱的安全下入和后期打捞回收受限于封隔器的抗拉和抗扭强度，其下入过程中因井口设备能力有限，设定其最大抗拉能力为1 200 kN，最大抗扭能力为15 kN · m，按上述方法采用六面体网格划分，建立有限元模型。由计算结果图3可知，最大应力发生在上接头与下心轴螺纹连接的内孔位置，最大应力值为655.8 MPa，低于屈服强度值，安全系数达1.15，故其完全满足大通径完井防砂工具下入和回收的安全性和可靠性。
图 3 防砂工具下入和回收复合工况模拟分析
Figure 3. Simulation and analysis on the complex working condition of the running of sand control tool into and out of the hole
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隔离封隔器心轴内径变大，导致胶筒壁厚设计变薄(表1)。薄壁胶筒相比常规尺寸胶筒耐压等级降低，通过Ansys软件进行力学性能校核，具体计算如下。胶筒材料为氢化丁腈橡胶，采用二参数Mooney-Rivlin模型进行计算，其参数为C01=2.325 5 MPa，C10=1.162 7 MPa[1]。中心管和套管设置为刚体，处于固定状态，上规环设置为普通合金钢，在上规环的上表面施加5×104 N的轴向载荷，采用六面体网格划分，忽略摩擦力，建立四分之一有限元模型如图4所示。计算结果：胶筒压缩量为37.5 mm，最大应力17.5 MPa，接触压力7.8 MPa，接触压力最大位置位于胶筒中间，这是由于胶筒中间内部设有圆弧槽，坐封过程中胶筒中间部分更容易膨胀贴紧套管。
表 1 薄壁胶筒设计参数
Table 1. Design parameter of thin-wall sealing rubber
名 称 内径/mm 外径/mm 长度/mm 胶筒 169 210 150 中心管 152.4 169, 214 200 套管 220.5 244.5 200 上规环 169 214 30 
图 4 胶筒四分之一有限元模型
Figure 4. Quarter finite element model of sealing rubber
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Ø244.5 mm套管井大通径分层防砂注水管柱于2019年6月在渤海油田成功进行了现场应用。现场作业程序：管柱组合及下钻，坐封、验封顶部封隔器，大通径隔离封隔器坐封、验封位置确定，循环测试，坐封、验封大通径隔离封隔器、起钻。
作业过程：组合大通径分层防砂注水管柱，使用钻杆下入至设计深度与沉砂封隔器锚定配合；投球坐封顶部封隔器，环空验封并脱手内层服务管柱；上提服务管柱，根据负荷显示器悬重指示、盲位憋压双向指标，确定隔离封隔器坐封、验封位置；在验封位置进行正循环测试，记录排量、压力、返出三项关键参数；在坐封位置正向加压坐封隔离封隔器；在验封位置进行二次正循环测试，再次记录排量、压力、返出3个关键数值；作业结束后正常起钻。
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内层服务管柱脱手后，上提至负荷显示器过提指示20 kN，初步确定为坐封位置，继续上提0.2 m，排量0.3 m3/min，正循环憋压至3 MPa，稳压5 min，确定为盲位憋压位置。双向指标确认后，标记负荷显示位置为坐封位置。
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内层服务管柱从坐封位置下放0.4 m标记为验封位置，在此位置导通地面管汇为正循环流程，进行正循环测试。表2为正循环测试结果。
表 2 正循环测试
Table 2. Result of normal circulation test
排量/(m3 · min−1) 泵压/MPa 环空返出 0.30 0.14 有 0.45 0.42 有 1.10 1.27 有 -
隔离封隔器坐封流程结束后，将服务管柱下放至验封位置，选择与正循环测试相同排量进行验封测试，通过压力、返出数据进行对比判断大通径隔离封隔器是否坐封成功。表3为验封测试结果。
表 3 验封测试
Table 3. Result of seal check test
排量/(m3 · min−1) 泵压/MPa 环空返出 0.32 3 无 0.45 9.1 无 1.10 17.5 无 -
试验井前3个月平均的日注水量为2 133 m3/d，最近50 d注水量一直维持在5 240 m3/d左右，井口注入压力维持在安全值6 MPa左右，如图5所示。采用大通径分层防砂管柱后该井注水效果完全满足油藏的大注水量要求。
图 5 X井注水动态曲线
Figure 5. Water injection performance of Well X
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(1)针对渤海地区常规Ø244.5 mm套管注水井长期受限于注水排量和压力制约的技术瓶颈，通过研究大通径注水防砂一体化管柱优化，采用大通径隔离封隔器及配套注水防砂管柱，将原Ø120.65 mm管柱通径扩大为Ø152.4 mm，满足了大排量、高压力的高性能注水防砂作业需求，为海上油田低效井治理提供全新的技术方向。
(2)大通径隔离封隔器集成化设计解决了2 m以内小间距目标层的分层需求，为精细分层提供了更多施工方案。
(3)管柱经过理论计算和现场井下测试，满足大通径注水防砂现场施工工艺要求。有效解决海上油田注不好水、注不足水、精细化注水的难题。
A kind of large-bore separate-layer sand control string used in water injectors
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摘要: 越来越多的海上油田步入开发中后期，储层压力衰减严重，致使产量递减率大，严重影响油田开发效益。注水开发是补充地层能量保障油田稳产的最佳手段。针对海上油田出砂严重及大注入量需求问题，研究了一种适用于海上注水井的大通径分层防砂工艺管柱，通过管柱关键工具的优化设计，使得防砂管柱全通径由Ø120.65 mm提高至Ø152.4 mm；分层注水管柱中心管由Ø88.9 mm增大至Ø114.3 mm。该管柱可以提高单井的最大注水量，解决海上油田存在的井口压力受限导致注水量受限和无法满足油藏配注要求等问题，同时也利于后期的修井、弃井作业，为分层防砂工艺管柱设计提供参考。Abstract: As more and more offshore oilfields step into the middle and late stages of development, reservoir pressure depletes greatly, which results in high production decline rate and impacts oilfields’ development benefits seriously. Waterflood development is the best method to supplement the formation energy and ensure the stable oilfield production. In this paper, a kind of large-bore separate-layer sand control string suitable for offshore water injectors was researched to deal with the severe sand production and high water injection rate of offshore oilfields. Based on the optimal design of key string tools, the full bore of sand control string is increased from Ø120.65 mm to Ø152.4 mm and the central pipe of separate-layer water injection string is increased from Ø88.9 mm to Ø114.3 mm. This string can improve the maximum water injection rate of single well and solve the problems caused by the limited wellhead pressure in offshore oilfields, such as limited water injection rate and unqualified oil reservoir injection allocation. In addition, it is beneficial for the later well workover and abandonment operations, and provides the reference for the design of separate-layer sand control string.
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Key words:
- separate-layer water injection /
- sand control /
- large-bore string /
- offshore oilfield
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图 1 一次多层独立筛管防砂管柱
Figure 1. One-trip sand control string of multi-layer individual screen
图 2 隔离封隔器承压计算分析
Figure 2. Calculation and analysis of the pressure bearing capacity of isolation packer
图 3 防砂工具下入和回收复合工况模拟分析
Figure 3. Simulation and analysis on the complex working condition of the running of sand control tool into and out of the hole
表 1 薄壁胶筒设计参数
Table 1. Design parameter of thin-wall sealing rubber
名 称 内径/mm 外径/mm 长度/mm 胶筒 169 210 150 中心管 152.4 169, 214 200 套管 220.5 244.5 200 上规环 169 214 30 
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表 2 正循环测试
Table 2. Result of normal circulation test
排量/(m3 · min−1) 泵压/MPa 环空返出 0.30 0.14 有 0.45 0.42 有 1.10 1.27 有
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表 3 验封测试
Table 3. Result of seal check test
排量/(m3 · min−1) 泵压/MPa 环空返出 0.32 3 无 0.45 9.1 无 1.10 17.5 无
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[1] 耿艳宏. 海上油田注水开发效果评价[J]. 石油地质与工程, 2018, 32(4):83-86. doi: 10.3969/j.issn.1673-8217.2018.04.022 GEN Yanhong. Evaluation on the effect of water injection in offshore oilfield[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2018, 32(4): 83-86. doi: 10.3969/j.issn.1673-8217.2018.04.022 [2] 任从坤,宋辉辉,魏新晨,等. 海上油田大斜度井同心双管注水技术[J]. 石油钻采工艺, 2019, 41(1):96-100. doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.016 REN Congkun, SONG Huihui, WEI Xinchen,et al. A new water injection technology of concentric dual string in high-angle deviated wells of offshore oilfields[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2019, 41(1): 96-100. doi: 10.13639/j.odpt.2019.01.016 [3] 谭绍栩,宋昱东,王宝军,等. 渤海油田智能注水完井技术研究与应用[J]. 石油机械, 2019, 47(4):63-68. doi: 10.16082/j.cnki.issn.1001-4578.2019.04.010 TAN Shaoxu, SONG Yudong, WANG Baojun, et al. Application of intelligent water injection and completion technology in Bohai Oilfield[J]. China Petroleum Machinery, 2019, 47(4): 63-68. doi: 10.16082/j.cnki.issn.1001-4578.2019.04.010 [4] 沈燕来, 刘德华. 渤海绥中36-1油田注水井堵塞原因分析及解堵增注试验[J]. 油气采收率技术, 1999, 6(4):57-61. SHEN Yanlai, LIU Dehua. Plugging factors analysis and plugging removal test of injectors in Suizhong area, Bohai oilfield[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 1999, 6(4): 57-61. [5] 海上油气田完井手册编委会. 海上油气田完井手册[M]. 北京: 石油工业出版社, 1998-03: 380-381. Offshore well completioneditorial board. Offshore well completion[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1998-03: 380-381. -
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