海上稠油热采井井筒安全设备及其性能研究

余焱群 常宗瑜 綦耀光 薛 鑫

1.中国海洋大学工程学院，青岛，2661002.中国石油大学(华东)机电工程学院，青岛，266580

海上稠油热采井井筒安全设备及其性能研究

余焱群1，2常宗瑜1綦耀光2薛 鑫2

1.中国海洋大学工程学院，青岛，2661002.中国石油大学(华东)机电工程学院，青岛，266580

针对海上平台有杆采油油管井筒空间的变化，设计了密封油管与抽油杆环空的井筒安全装置。基于体积不变性原理分析了密封橡胶筒的坐封和解封过程，建立了橡胶筒的力学模型，详细研究了不同油井压力下的开井力和关井力。设计的杆管环空密封的新装置，可解决海上稠油热采有杆举升新工艺的井筒安全问题。

海洋平台；稠油；热采；井筒安全；力学模型

0 引言

受海洋平台尺寸的限制及排采工艺的影响，海上采油多采用潜油电泵作为主要的举升设备[1-3]，而潜油电泵机组耐温较低，限制了稠油热采工艺和热采温度的选择。因此，笔者在海上稠油油田尝试用有杆泵替代潜油电泵，实施“稠油蒸汽吞吐+三抽人工举升”的新工艺[4]。

1 整体结构设计

海上油井采用的井下安全阀(surface subsurface safety valve，SSSV)可在非正常情况(地震、冰情、强台风等)时，紧急关闭油井，防止井喷。井下安全阀结构如图1所示。

图1 井下安全阀结构图Fig.1 Structure drawing of SSSV

如图1所示，高压液体经控制管线进入活塞腔，推动流管活塞下行，压缩阀簧，顶开阀板，打开油井；泄去控制压力，阀板在阀簧作用下复位，关闭油井。井下安全阀采用封闭油管流道实现封井，而新的有杆举升工艺中，油管流道内有连续的抽油杆，这给油井关闭提出了挑战。

目前国内外还没有设备可以在封井时阻断油管与抽油杆之间的环空，在开井时保障油管与抽油杆之间的环空大小。借鉴井下安全阀控制模式，井筒安全装置开井时，采用液压作为动力源；关井时，将高强压缩弹簧作为主动力源，将液路作为辅助动力源；采用高温密封橡胶筒作为密封件。

如图2所示，井筒安全装置主要由管筒本体、导向锥、高温密封橡胶筒、微型液压缸组、模具弹簧、内锥接箍短接、外锥接箍短接等组成。高温密封橡胶筒与微型液压缸组及附件组装成密封主体模块，通过螺栓连接安装在井筒安全装置管筒本体中，两端接箍短接焊接封装。

1.内锥接箍短接 2.管筒本体 3.导向锥 4.高温密封橡胶筒 5.抽油杆 6.微型液压缸组 7.弹簧 8.外锥接箍短接图2 井筒安全装置结构图Fig.2 Structure drawing of wellbore safety device

井筒安全装置作为油管的一段下入井中，入井深度约为100 m。向微型液压缸的有杆腔注液，弹簧收缩，活塞杆带动高温密封橡胶筒下行，抽油杆与油管之间的环空打开。微型液压缸的有杆腔泄压时，活塞杆在模具弹簧的作用下外伸，高温密封橡胶筒沿着导向锥进入油管-抽油杆环空，在活塞推力及导向锥的挤压下变形，抱紧抽油杆，实现油井关闭。若遇油井井压过高等极端状况，液压缸的有杆腔泄压，无杆腔进液，高温密封橡胶筒在弹簧力和液压推力的共同作用下，实现高压关井。

2 密封关键件的设计

井筒安全装置的关井效果与高温密封橡胶筒的结构及性能密切相关。稠油热采井的恶劣井况对密封件的耐高温、耐高压及耐磨蚀性提出更高要求。图2中的高温密封筒选用新型高温高压橡胶材料，该橡胶材料是在原有氟橡胶的基础上进行配方改性，采用双酚类硫化体系，使用生胶F2462、双酚AF、BPP、喷雾碳黑、轻质 MgO、Ca(OH)2，并加入适量MoS2和石墨纤维来提高胶筒耐磨性[5]，改性后的氟橡胶可耐300 ℃以上的高温。橡胶筒结构尺寸如图3所示。

图3 橡胶筒结构图Fig.3 Structure drawing of rubber sleeve

基于高温密封橡胶筒结构，建立橡胶筒的截面面积方程：

(1)

Aq=θ1(48+zcot75°)2-100/tanθ1+

20(48+zcot75°)cosθ1-852.184

式中，AⅠ(z)为橡胶筒的截面面积，mm2；z为纵向坐标，mm；Aq为镂空段的截面面积，mm2。

与高温密封橡胶筒配合的导向锥结构如图4所示。基于图4，建立导向锥内环空的截面面积方程：

AⅡ(z)=

(2)

图4 导向锥结构图Fig.4 Structural drawing of guide cone

式中，AⅡ(z)为导向锥内环空的截面面积，mm2。

橡胶筒作为大变形不可压缩的非线性材料，可以采用体积不变性原理来计算其变形量，联立式(1)、式(2)可得z=65.597 mm时，橡胶筒的截面面积与导向锥接触位置内环空的截面积相等。

3 密封关键件的受力分析

3.1 坐封井筒受力分析

橡胶筒为轴对称结构，坐封井筒过程中的受力如图5所示。图5中，p为橡胶筒受到的轴向压力，MPa；po1为管筒本体对橡胶筒的压力，MPa；po2为导向锥内锥面对橡胶筒的压力，MPa；pi为油井压力，MPa；Ff1、Ff2分别为po1、po2对应的摩擦力，N；Ff3、Ff4分别为pi对应橡胶筒外表面、内表面的摩擦力，N。

图5 橡胶筒的坐封受力图Fig.5 Setting force diagram of rubber sleeve

根据厚壁圆筒的拉梅公式及平衡方程得z截面任意位置处的应力。径向应力(MPa)为

(3)

式中，a为橡胶筒变形后的内径，mm。

环向应力(MPa)为

(4)

轴向应力(MPa)为

(5)

式中，A为橡胶筒下端面的面积，mm2。

Ff1、Ff2、Ff3、Ff4分别为

(6)

(7)

(8)

(9)

式中，μ1为橡胶筒与本体间的摩擦因数；μ2为橡胶筒与油面的摩擦因数。

在轴向力p的推动下，橡胶筒上行，变形封堵油管与抽油杆之间的环空，最终工况如图6所示。

图6 橡胶筒密封油管-抽油杆的环空示意图Fig.6 Schematic diagram of rubber sleeve sealing annular space of sucker rod and tubing

坐封后橡胶筒受力如图7所示，图7中，pu为橡胶筒上部的油压，MPa；p1为管筒本体对橡胶筒的压力，MPa；p2为导向锥锥面对橡胶筒的压力，MPa；p3为导向锥柱面对橡胶筒的压力，MPa；p4为抽油杆对橡胶筒的压力，MPa；F1、F2、F3、F4分别为p1、p2、p3、p4产生的摩擦力，N。

图7 坐封后橡胶筒受力图Fig.7 Force diagram of rubber sleeve after setting

橡胶筒作为不可压缩的弹性体，坐封状态下，根据径向受力平衡有

(10)

橡胶筒轴向受力平衡后，得到

pA+piAd=F1+F2cos75°+F3+F4+puAu=

μ3(p1A1+p2A2cos75°+p3A3+p4A4)+puAu

(11)

式中，Ad为橡胶筒下方油压的当量面积，mm2；Au为橡胶筒上方油压的当量面积，mm2；A1、A2、A3、A4分别为p1、p2、p3、p4的受力面积，mm2；μ3为动摩擦因数，μ3=0.1。

井筒安全装置安装于井口下100 m位置，橡胶筒上部的油压pu=p0+940.8 kPa(p0为井口压力，一般为1.0～1.5 MPa)，关井瞬间近似有pi=pu。基于式(11)，可得油井常压2 MPa时关井力为1.027 kN。关井后，井口放空，橡胶筒上方的压力pu不变，橡胶筒下方的压力随着井况变化，实现封井的条件是p3=p4≥pi，即

pA≥μ3pi(A1+A2cos75°+A3+A4)+puAu-piAd

(12)

关井后，油井中的压力pi≤1.025 MPa时，液压缸必须保压，油井压力pi越大，所需的活塞杆推力越小；当油井压力pi超过1.025 MPa时，井筒安全装置可以依靠油井压力自封，压力越大，自封效果越好。

3.2 启封井筒分析

如图8所示，橡胶筒启封时，变形过程将历经3个阶段。

图8 橡胶筒启封过程Fig.8 Process of rubber sleeve unsealing

首先克服的是橡胶筒第①部分与管筒之间的静摩擦力，随着橡胶筒轴向变形，静摩擦转为滑动摩擦，至两者分离。橡胶筒第②部分是锥体结构，第一阶段变形结束后，橡胶筒第②部分会自动脱离导向锥的锥面。在活塞杆的拉力作用下，橡胶筒在克服第③、④部分的挤压力及摩擦力后，整体下行，油管与抽油杆之间的环空打开。

第一阶段的最大摩擦阻力：

F1max=μ1p1A1

(13)

第三阶段的最大摩擦阻力：

F3max=μ1(p3A3+p4A4)+(pi-pu)Au

(14)

井筒安全装置在各阶段的开井力与油井压力之间的关系如图9所示。由图9可知，油井压力小于5.208 MPa时，井筒安全装置最大开井力由第一阶段的摩擦力决定；大于5.208 MPa后，最大开井力由第三阶段的摩擦力决定。常规油井压力2 MPa时的开井力为10.254 kN，高压油井10 MPa时的开井力为55.969 kN。

4 结语

基于海上稠油有杆采油的需要，设计了密封油管与抽油杆环空的井筒安全装置，井筒安全装置将液控组件及模具弹簧作为动力源，通过高温密封橡胶筒的挤压变形来实现坐封关井和解封开井。基于非线性大变形、不可压缩材料的体积不变性及拉梅公式，建立了橡胶筒的物理模型和力学模型，研究了不同油井压力下的开井力和关井力。常规油井压力2MPa时，关井力为1.027kN，开井力为10.254kN；油井压力超过1.025MPa时，关井后井筒安全装置可以依靠油井压力自封，压力越大，自封效果越好。

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(编辑 张 洋)

Research on Wellbore Security Equipment and Performance of Offshore Heavy Oil Thermal Recovery Wells

YU Yanqun1，2CHANG Zongyu1QI Yaoguang2XUE Xin2

1.College of Engineering,Ocean University of China,Qingdao,Shandong,266100 2.College of Mechanical and Electronic Engineering,China University of Petroleum(East China), Qingdao,Shandong,266580

A wellbore security device with sealed tubing and annulus was designed in response to spatial changes of wellbores in rod pumping systems. Setting and unseting processes of the rubber sleeves were analyzed based on principle of volume invariance. Mechanics models of the rubber sleeves were established, and the well startup and shut-in forces under different pressures were studied. A new equipment of sealed rods was developed to solve the wellbore security problems in thermal recovery and rod lifting of offshore heavy oil.

offshore platform; heavy oil; thermal recovery; wellbore security; mechanics model

2016-06-07

国家自然科学基金资助项目(51174224);国家科技重大专项(2016ZX05066,2016ZX05042);山东省自然科学基金资助项目(ZR2014El015)

TE933；TE952

10.3969/j.issn.1004-132X.2017.08.006

余焱群，男，1980年生。中国海洋大学工程学院博士研究生，中国石油大学(华东)机电工程学院副教授。主要研究方向为海洋石油装备设计和结构动力学研究。发表论文20余篇。E-mail:yuyq_hdpu@126.com。常宗瑜，男，1973年生。中国海洋大学工程学院教授、博士研究生导师。綦耀光，男，1957年生。中国石油大学(华东)机电工程学院教授、博士研究生导师。薛 鑫，男，1992年生。中国石油大学(华东)机电工程学院硕士研究生。