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【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。
2.1 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。
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，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。
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。
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。
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，海拉尔油田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下几方面采取措施。
3.1 优选胶筒
当在压缩距相同的情况下，胶筒和套管之间的接触应力随材料硬度的增加而增加。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。
O型密封圈在使用挡环结构后，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，管柱底部不放置人工井底。
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。目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，仍会造成井下压力波动。建议在注水井安装单流阀，进一步保证井下压力稳定。
3.5 提高注水井作业质量
封隔器座封前，为增加密封性，都会为清洁套管进行套管刮削，在同一位置反复座封、刮削，容易造成套管强度变低。在设计工艺管柱是应避免封隔器在同一位置反复卡封，刮削作业时，一定要严格控制作业力度，需要平衡或者是缓和操作，尽量的减少对套管伤害。
为提高封隔器打压座封质量，建议在作业队打压座封时，在井口加装压力测试记录仪表。仪表同时记录压力值和打压时间，并形成压力卡片，增强座封质量监督力度。
3.6 及时检查封隔器工况
海拉尔分注井平均作业周期1.8年，对于超过工作期限，达到胶筒疲劳极限的分注井，应及时进行验封及增加验封频次。发现失效及时更换封隔器，提高密封质量。
4 结论及建议
（1）海拉尔油田分注井封隔器失效的主要原因是封隔器胶筒结构、免释放机构和管柱蠕动；
（2）针对封隔器失效原因，分别相应提出了优化封隔器、优化管柱设计和加强作业管理等多项防治措施；
（3）对锚定式分注管柱进行现场试验，探索海拉尔油田防蠕动管柱工艺；
参考文献
[1] 赵远纲，王禄群，侯高文.分层开采工艺管柱[M].东营：石油大学出版社，1994
[2] 王国正，周思柱.分层注水管柱中的封隔器位移分析[J].湖北工业大学学报，2005，（03）
【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。
2.1 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。
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，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。
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。
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。
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，海拉尔油田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下几方面采取措施。
3.1 优选胶筒
当在压缩距相同的情况下，胶筒和套管之间的接触应力随材料硬度的增加而增加。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。
O型密封圈在使用挡环结构后，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，管柱底部不放置人工井底。
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。目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，仍会造成井下压力波动。建议在注水井安装单流阀，进一步保证井下压力稳定。
3.5 提高注水井作业质量
封隔器座封前，为增加密封性，都会为清洁套管进行套管刮削，在同一位置反复座封、刮削，容易造成套管强度变低。在设计工艺管柱是应避免封隔器在同一位置反复卡封，刮削作业时，一定要严格控制作业力度，需要平衡或者是缓和操作，尽量的减少对套管伤害。
为提高封隔器打压座封质量，建议在作业队打压座封时，在井口加装压力测试记录仪表。仪表同时记录压力值和打压时间，并形成压力卡片，增强座封质量监督力度。
3.6 及时检查封隔器工况
海拉尔分注井平均作业周期1.8年，对于超过工作期限，达到胶筒疲劳极限的分注井，应及时进行验封及增加验封频次。发现失效及时更换封隔器，提高密封质量。
4 结论及建议
（1）海拉尔油田分注井封隔器失效的主要原因是封隔器胶筒结构、免释放机构和管柱蠕动；
（2）针对封隔器失效原因，分别相应提出了优化封隔器、优化管柱设计和加强作业管理等多项防治措施；
（3）对锚定式分注管柱进行现场试验，探索海拉尔油田防蠕动管柱工艺；
参考文献
[1] 赵远纲，王禄群，侯高文.分层开采工艺管柱[M].东营：石油大学出版社，1994
[2] 王国正，周思柱.分层注水管柱中的封隔器位移分析[J].湖北工业大学学报，2005，（03）