罗建伟 王俊姬 王明杰 李清涛 王利军 刘亚鑫

为了解决海上稠油热采作业注汽不均匀、油藏局部吸热、开采效率低的问题，通过工艺分析，研制了海上稠油热采插入密封工具。该工具采用导热油吸热膨胀作为坐封动力源，可有效简化工具结构和作业流程。通过对比试验对热膨胀试验油进行了优选，采用专业软件对工具关键部件进行有限元分析，验证了工具结构及选材的合理性，并在室内对工具的性能进行验证。现场测试结果表明：该插入密封工具在经过3个轮次、350和50 ℃高低温密封测试后，仍可承受2.1×107 Pa压差，在高低温条件下均保持较小的解封力，试验后高温密封组合未发生明显损坏。该工具结构简单，性能可靠，与常规的注汽阀配套使用，可满足海上油田稠油热采分段注汽的要求，具有良好的应用前景。研究成果可为海上油田高效开发提供良好的技术储备。

海上油田；稠油热采；插入密封；均匀注汽；导热油；热膨胀；高温

Development and Test of Insert Sealing Tool for

Offshore Thermal Recovery of Heavy Oil

In order to solve the problems such as uneven steam injection，local heat absorption in reservoir and low recovery efficiency in offshore thermal recovery operation of heavy oil for the moment，by means of technical analysis，an insert sealing tool for offshore thermal recovery of heavy oil was developed，which uses endothermic expansion of heat conduction oil as setting power source to effectively simplify the tool structure and operation process.By means of comparative test，the thermal expansion test oil was optimized；the professional software was used conduct finite element analysis on key parts of the tool；the rationality of the tool structure and material selection was verified；and the performance of the tool was verified indoors.The field test results show that after 3 turns of seal tests at 350 ℃ and 50 ℃，the insert sealing tool can still withstand 2.1×107 Pa pressure difference，maintain a small unsetting force，and the high-temperature sealing combination does not show apparent damage；the tool has a simple structure，reliable performance，can be used in conjunction with conventional steam injection valves，can meet the requirements of staged steam injection for thermal recovery of heavy oil in offshore oilfields，and has good application prospects.The research results provide a good technical storage for the efficient development of offshore oilfields.

offshore oilfield;thermal recovery of heavy oil；insert seal；uniform steam injection；heat conduction oil；thermal expansion；high temperature

0 引 言

渤海是中國海上发现稠油储量最多的海域，在迄今已发现的石油储量中稠油占85%。热采是国际上公认稠油开发的最有效手段，但由于缺乏适合我国海上稠油热采的关键工艺技术，我国海上稠油资源动用程度较低。鉴于此，自2008年以来，一些机构在渤海湾地区逐步开展了多元热流体和蒸汽吞吐的热采先导性试验研究［1-6］。渤海油田非常规稠油油藏有以下特点：储层薄、净总厚度比低，导致热损失较大；油藏埋藏较深，导致沿程热损失严重，蒸汽到达井底时干度较低；底水储量比例大（达67％），难以保证热采效果。因此要提高热采效率，一方面要减小注热管柱沿程的热损失，另一方面要提高注入流体的温度，保证注入流体携带更多的热量以加热地层［7-13］。

随着隔热和高温技术的成熟，稠油热采作业管柱由原来的注采两趟管柱优化为可同时满足注热和高温电潜泵举升的一趟管柱，无需在注热过程和生产过程间进行更换管柱作业，即可实现对稠油储层的多轮次高温蒸汽吞吐开发［14-20］。

目前，海上油田热采井的完井方式通常采用筛管防砂完井和套管完井。对于筛管防砂完井，筛管段之间没有密封，筛管和井壁之间连通，蒸汽会向地层渗透率低的部位聚集，易发生气窜，难以实现分段注汽；对于套管完井的热采井，蒸汽吞吐时注入温度达到350 ℃，同时要求井下封隔工具满足多轮次注热需求。由于高温高压密封技术不够成熟，目前海上油田蒸汽吞吐均采用笼统注汽方式，造成注汽不均匀、油藏局部吸热、开采效率低等问题［21-24］。为此，笔者设计了一种适用于海上油田蒸汽吞吐的分段密封工具，与常规注汽阀配合使用，可实现分段注汽。该工具在试验中取得了良好的效果，可为海上油田稠油高效开发提供良好的技术储备。

1 技术分析

1.1 结构

热采插入密封工具主要由剪切机构、油腔、锁定机构及密封机构组成，如图1所示。

（1）剪切机构。剪切机构由上挡环、剪钉和活塞套组成，在工具入井过程中可避免提前坐封。当油腔内的熱膨胀流体受热膨胀后，向右推动活塞，当推力大于剪钉的剪切力时，剪钉被剪断，热采插入密封工具开始坐封。

（2）油腔。油腔由上中心管、活塞套、挤压环、密封组件Ⅰ、密封挡环和密封组件Ⅱ组成。为热膨胀流体提供密闭空间，同时具有活塞效应，热膨胀流体受热膨胀后能使活塞套产生向右的推力。

（3）锁定机构。锁定机构由锁环套、锁环及下中心管组成。锁环内部和下中心管外部设有单向锯齿螺纹，两者相互配合可避免热采插入密封工具在坐封或受压差时发生回弹。

（4）密封机构。密封机构由高温密封组合和下挡环组成。高温密封组合外径小于工具本体外径，避免工具在下入时因摩擦磕碰套管壁发生损坏。坐封时高温密封组合受挤压向外膨胀，与密封筒紧贴在一起形成密封封隔。

1.2 工作原理

热采插入密封工具主要用于套管完井的生产井中，如图2所示。其与注汽阀等工具配合使用，可实现分段注汽，如图3所示。使用时，每个注汽层段下入一个热采插入密封工具，与高温分段封隔器密封筒配合。热采插入密封工具的油腔内部装有热膨胀流体，随着注汽开始，热膨胀流体受热发生体积膨胀，油腔内压力升高，达到一定值时，活塞套向右移动，剪钉被剪断，活塞套、中间套、推筒、锁环和锁环套继续右移挤压高温密封组合，热采插入密封工具开始坐封；同时锁环与下中心管发生相对移动并单向啮合，防止高温密封组合压缩后回弹；温度升高至260 ℃时，泄油破裂盘被高压膨胀流体击穿，油腔泄压，高温密封组合被压缩到位，此时与外部密封筒形成紧密密封。随着温度的持续升高，高温密封组合不再被压缩，从而避免其被压坏的风险，同时促使插入密封工具的解封力在可控范围内。

1.3 主要技术参数

热采插入密封工具耐压2.1×107 Pa，耐温350 ℃，工具外径119 mm，最小内通径62 mm，解封力小于3.7×104 N，工具总长4 176 mm，上下端螺纹为78.6 mm UP TBG。

2 关键技术分析

2.1 热膨胀流体性能分析

热膨胀流体作为受热膨胀介质，需要具备稳定的物理性能和良好的体积膨胀率。优选了3种导热油进行性能评价，评价流程示意图如图4所示。

测试的主要步骤如下。

（1）将测试液体装入试验工装内，连接密封接头、液控管线、压力表和截止阀。

（2）将液控管线出口端与试压泵连接，打开截止阀，通过试压泵注入液压油，加压至0.5×106 Pa，稳压5 min检查各部位有无泄漏；继续加压至5×106 Pa，稳压10 min、加压至1.5×107 Pa，稳压10 min、加压至3.5×107 Pa，稳压10 min，观察压力泄漏情况。

（3）拆除试压泵，液控管线出口处放置记录器具；记录室内温度T和热膨胀流体体积V。

（4）开启烤箱电源，设置加热温度为25 ℃，保持30 min后通过计量器具测量流出液体体积。

（5）用烤箱分别将工装加热至25、40、60、80、120、140、160、180、200、220、240和260 ℃，每种温度下保持30 min，计量流出液体体积。

（6）整理试验数据。

3种导热油样膨胀体积随温度变化曲线如图5所示。

由图5可知：温度从室温升至60 ℃的过程中，3种导热油的膨胀体积基本相同；温度从60 ℃升至260 ℃的过程中，2#油样的膨胀体积最大，1#油样和3#油样的膨胀体积基本相同。由此可见，2#油样的热膨胀性能优于1#和3#油样，在后期测试中选用2#油样作为试验用油。

2.2 中心管强度分析

中心管是热采插入密封工具的重要部件之一，主要承受管柱重力以及上提解封载荷。由于高温时材料的屈服强度会下降，在设计时，需要重点考虑沟槽及薄壁处的强度。中心管的应力计算如下。

中心管沿径向应力在半径r处时，其函数为：

式中：r为中心管任意处半径，mm；a为中心管内半径，mm；b为最小外半径，mm；p1 为内部压力，Pa；p2为外部压力，Pa；σr1为径向压应力，Pa；σr2为轴向压应力，Pa。

中心管最小壁厚δ计算式为：

式中：D为最小外径，mm；pi为最大内压，Pa；［σ]为材料许用应力，Pa。

中心管采用42CrMo材料，其抗拉强度为1.08×109 Pa，屈服强度为9.3×108 Pa。通过ANSYS软件进行应力分析，将中心管一端固定，另一端施加8×105 N的作用力，应力分布如图6所示。由图6可知，最大应力为6.96×108 Pa，位于中心管端部，远小于材料屈服强度。

2.3 锁环受力分析

锁环的作用是在热采插入密封工具坐封后将高温密封组合锁定在压缩状态，在工作过程中一直承受高温密封组合和下中心管的反作用力，因此有必要对其进行受力分析。在热采插入密封工具坐封过程中，锁环套受到活塞套的推力向右运动，由于锁环套内部和锁环外部设有相互啮合的大螺距锯齿形螺纹，锁环套向右移动进而推动锁环向右运动；锁环套内部和下中心管外部设有小螺距锯齿形螺纹，且两者锯齿形方向向左，使得锁环在向右运动时从下中心管锯齿形螺纹齿形上滑过，锁环在向右运动时不能返回。锁环工作状态如图7所示。

由于锁环外部齿形螺纹的螺距大，内部齿形螺纹的螺距小，外部螺纹的强度大于内部螺纹的强度，所以重点对锁环内部螺纹进行分析。

锁环材料为60Si2Mn，其抗拉强度为1.2×109 Pa，屈服强度为1.18×109 Pa，泊松比为0.29，弹性模量为2.06×1011 Pa。采用SolidWorks工程软件制作锁环和中心管的简化模型，并导入有限元分析软件ANSYS进行受力分析，锁环和中心管网格划分如图8所示。

按照锁环承受最大4.5×105 N的推力进行计算。经过有限元分析，锁环和中心管的应力分布云图如图9所示，锁环的应力分布云图如图10所示。

由图10可以看出，最大应力出现在锁环内部螺纹尖部，其值为5.82×108 Pa，远小于60Si2Mn的屈服強度1.18×109 Pa，锁环强度满足要求。

3 室内试验

3.1 常温测试

测试流程如下。

（1）采用试压泵同时对插入密封工具的3个活塞施加坐封压力，坐封过程中销钉剪切值1.3×107 Pa，继续升压坐封至2.2×107 Pa，保压时间30 min，保压过程中测量坐封距为49 mm；泄压至0，泄压后坐封距为46 mm。

（2）将管线分别连接至上、下环空，加压至2.1×107 Pa，分别保压时间15 min，上腔压力值为2.08×107 Pa，下腔压力值为2.05×107 Pa。

（3）将试压管线与解封工装连接，通过解封工装取出插入密封工具，解封力约为1 000 N。

3.2 高低温交变测试

测试流程如下。

（1）更换新密封件，将试压管线连接至3个活塞腔，并外置加热套，工具裸露部位采用保温棉进行包裹。

（2）在插入密封试验工装上、下腔加入耐高温液压油，开启加热设备。密闭油腔内的导热油受热体积膨胀，温度升高至259.7 ℃，坐封压力达到3.9×107 Pa，坐封距为57.2 mm；将坐封压力泄压至0，坐封距为54.2 mm。

（3）泄压后保持温度不变，活塞腔内部压力始终为0，试压管线与下腔连接，加压至2.1×107 Pa进行验封，保压时间15 min。验封过程中压力逐渐上升，加压时泵入油液温度较低，随着时间推移，耐高温液压油吸热升温膨胀，从而压力持续升高，泄压后等待降温。

（4）中心管温度降至室温，套管下腔压力为0，下腔注入耐高温液压油，压力升至2.1×107 Pa，启动加热设备升温至350 ℃，待温度和压力恒定开始计时，保温保压4 h。初始压力2.1×107 Pa，测试结束压力2.08×107 Pa。

（5）加热设备设定温度350 ℃，上腔压力恒定至2.1×107 Pa，中心管温度恒定至350 ℃，保温保压4 h，初始压力2.2×107 Pa，测试结束压力2.15×107 Pa。

（6）降温至50 ℃，下腔加压至2.15×107 Pa，保温保压4 h后压力为2.1×107 Pa；上腔加压至2.2×107 Pa，保温保压4 h后压力为2.2×107 Pa。

（7）重复升温和降温过程2次，上下腔的密封压力仍稳定在（2.1～2.2）×107 Pa范围内。

3.3 解封测试

测试流程如下。

（1）上述测试结束，连接解封测试工装，加热设备设定保温50 ℃，拉拔过程中试压泵最大压力值小于1×106 Pa，换算成拉拔力为2 000 N。

（2）工具从试验工装中拔出，观察到密封件在拉拔过程中出现零星脱落，密封件长度由原来的220 mm变为压缩后的166 mm；密封件外径由坐封前的118 mm变为压缩后的122 mm。

3.4 泄油测试

泄油破裂盘在测试过程中会被高压膨胀流体击穿，存在较高的危险性，设计了特殊的试验工装。将试验工装放入烤箱中，保持恒温260 ℃，2 h后进行加压测试，破裂盘破裂压力为3.95×107 Pa。击穿的破裂盘如图11所示。

图12为热采插入密封试验工装实物。由图12可知，热采插入密封在升温时采用加热器直接加热油腔位置，其余部位用隔热棉进行包裹，有效减小热量损失。

图13是经过3个轮次高低温密封测试后，插入密封的高温密封组合的试验前后对比图。由图13可知，试验后高温密封组合仍保持较好的形态，未发生明显损坏。

4 结论及建议

（1）针对目前海上热采作业注汽不均匀，油藏局部吸热及开采效率低的问题，设计了一种热采插入密封工具；通过试验对热膨胀试验油进行了优选，并利用有限元分析软件ANSYS对工具的关键部件进行分析，结果表明工具结构设计合理，符合现场使用要求。

（2）热采插入密封工具采用导热油吸热膨胀作为坐封动力源，可有效简化工具结构和作业流程；选用合适的导热油可提高工具控制效率，从而为高温井井下工具控制提供了一种可靠的技术手段。

（3）现场测试结果表明：该插入密封工具经过3个轮次350和50 ℃高低温密封测试后，仍可承受2.1×107 Pa压差，解封力小于2 000 N，高温密封组合未发生明显损坏；泄油破裂盘在260 ℃高温下，破裂压力为3.95×107 Pa，满足设计要求。该工具结构简单，性能可靠，具有良好的应用前景。

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