一种新型井口保护器的研制与应用

王春林， 杜 勋， 刘常清， 张 宁， 刘平礼， 吴 广

(1中海油田服务股份有限公司油田生产事业部 2油气藏地质及开发工程”国家重点室验室·西南石油大学 3中海石油(中国)有限公司天津分公司)

为解除近井地带伤害，恢复注水井注入能力，中国海上各油田前期大范围应用酸化解堵措施[1-3]。但常规酸化作业有效期越来越短，增注效果越来越差，作业次数频繁，措施费用居高不下。针对此问题出现了高压酸化、增压注水等一系列注水井高压解堵措施，现场应用取得了显著的增注效果，制约这些技术大规模推广应用的主要问题是海上油田受开发成本限制,井口采油树耐压等级一般不高，超过70%采油树的额定工作压力为21 MPa，低于高压解堵设计施工压力，难以保证措施的有效实施。高耐压等级的采油树一般造价很高，若在完井期间选用高压力级别的采油树，则生产成本较高。如果在施工前更换耐压级别更高的压裂井口装置，则会延长作业工期，增加额外作业费用。此外经多轮次的酸化作业后，由于酸液腐蚀、维修保养不当等原因，部分采油树出现本体或阀门渗漏，造成施工安全隐患。

采油树加装井口保护器是解决采油树承压能力低，保护采油树不被高压腐蚀性工作液冲蚀的一种可行方法[4-5]。我国也曾发布过相关工具行业标准[6]，目前使用的井口保护器多据此进行设计。新疆油田公司工程技术研究院研发的压裂井口保护器现场应用较多，效果相对较好，但使用过程中出现了诸如井口保护器与油管之间密封不可靠、密封皮碗易损坏、施工前难以进行密封试验等一系列问题[7-9]。江汉石油管理局井下测试公司进一步研发了电液联控井口保护器，可实现对井口保护器运行状态的实时监测，但井口保护器结构复杂，需要增加额外的电液控制系统，不利于在海上平台狭窄的空间场地实施[10]。长城钻探工程有限公司开发的井口保护器结构简单，性能可靠，但使用前需拆卸原采油树主阀以上部分，影响现场作业进度[11]。

针对海上采油平台实际情况，借鉴现有井口保护器的结构特点研制了一种新型井口保护装置，现场使用效果良好，能满足海上施工作业要求。

一、结构设计及技术参数

1. 工具结构

井口保护器由上至下主要包括转换头、中心管、外层旋转筒、螺纹管、连接法兰五大部分组成，结构如图1所示，工具安装示意图如图2所示。

图1 井口保护器工具结构图

1“O”型密封圈 2双头螺栓 3“O”型密封圈 4螺母 5连接法兰 6“O”型密封圈 7固定销钉 8螺纹管 9扭矩杆 10轴销 11固件 12中心管 13外层旋转筒 14固定销钉 15“O”型密封圈 16垫片 17固定销钉 18头环 19转换头

图2 井口保护器安装示意图

(1)转换头。转换头整体为厚壁圆筒，一端加工成EUB扣，以便与高压立管相连，另一端通过固定销钉及“O”型密封圈与井口保护器中心管相连。

(2)中心管。中心管为井口保护器的关键部分，通过中心管隔绝施工液体与采油树内腔，进而达到保护井口采油树的目的。中心管整体为厚壁圆筒，一端与转换头相连，另一端与油管悬挂器相连，油管悬挂器内壁带有BPV螺纹，螺纹段上部具有密封面，该处结构设计原本用于安装背压阀(背压阀的螺纹段上部的密封圈与该处密封面形成密封，必要时安装背压阀后可在不压井情况下对采油树及其配件进行更换维修作业)，考虑到此处连接结构的可靠性，中心管与油管悬挂器的连接方式按照背压阀与油管悬挂器的连接方式设计，即端部加工成BPV螺纹且螺纹上部为“O”型密封圈，螺纹连接到位后，“O”型密封圈起密封作用。

(3)外层旋转筒。外层旋转筒为厚壁圆筒，其一端内壁带有螺纹，另一端限位于转换头上，外层旋转筒上行或下行通过转换头带动中心管上行或下行。

(4)螺纹管。螺纹管外壁均布螺纹，且螺纹形式与外层旋转筒一致，二者相互旋合，可通过转动外层旋转筒使其沿轴向发生位移，进而达到通过改变外层旋转筒行程控制中心管伸缩长度的目的。

(5)连接法兰。连接法兰上部通过固定销钉与螺纹管相连，法兰部分与采油树清蜡阀以上的法兰连接。其内腔带有密封圈槽，通过“O”型密封圈实现中心管外壁与连接法兰内腔之间的密封。

2. 主要技术参数

井口保护器主要技术参数如表1所示。

表1 井口保护器主要技术参数

二、工作原理与操作步骤

1. 工作原理

施工前，井口保护器转换头上端与施工管汇相连，井口保护器下端连接法兰与采油树清蜡阀上部法兰连接，转动外层旋转筒使中心管下行，中心管下行至油管悬挂器BPV螺纹处时转动转换头，使中心管下端与油管悬挂器BPV螺纹连接，“O”型密封圈进入油管悬挂器密封段坐封。施工过程中，入井工作液经过施工管汇、井口保护器转换头、中心管、油管悬挂器、油管直至井下而不与采油树内腔接触，入井工作液与采油树完全隔绝，采油树不承压，这样低耐压等级采油树可以进行高于其额定工作压力的作业，同时酸液等腐蚀性液体不与采油树内腔接触，进而起到保护采油树的目的。

2. 操作步骤

(1)根据作业甲板与采油树距离将高压立管与井口保护器连接，对井口保护器及高压立管试压。

(2)关闭采油树主阀，打开清蜡阀，拆采油树清蜡阀以上法兰，吊车配合吊装井口保护器，连接井口保护器连接法兰与采油树法兰，油管翼阀打压对法兰连接处试压。

(3)试压合格后打开主阀，转动外层旋转筒，使中心管下行，中心管下行到位后旋转转换头带动中心管旋转，使中心管与油管悬挂器连接，连接到位后油管翼阀打压对中心管与油管悬挂器连接处试压。

(4)对高压挤注管线试压，试压合格后方可进行高压作业，挤注过程中，油管翼阀开启且通过高压管汇连接至远端放空，若挤注过程中放空端出液，认为中心管与油管悬挂器密封失效，施工停止，否则正常进行作业。

(5)挤注完毕停泵，待压力降至采油树耐压等级以下，旋转转换头带动中心管旋转，使中心管与油管悬挂器脱开，确认脱开后转动外层旋转筒使中心管上行，当中心管上行至主阀以上时关闭主阀放压，吊车配合拆卸井口保护器，安装采油树清蜡阀以上法兰，油管翼阀打压对法兰连接处试压合格交井。

三、技术特点

(1)新型井口保护器针对海上平台特殊作业环境研制，工具结构简单，纯机械控制，维修保养方便，易损件更换快速便捷。

(2)新型井口保护器能克服作业空间狭小限制，吊车配合与采油树法兰连接完成后，完全为人工操作，无需动用平台其他资源，操作简便。

(3)正式施工前可进行法兰连接处密封试验、中心管与油管挂连接处密封试验，试验合格后再进行施工，具有安全保障。

(4)井口保护器中心管伸缩长度可调，这样就可以适用于不同高度的采油树，通用性强。

(5)与油管悬挂器通过BPV螺纹连接，靠“O”型密封圈密封，坐封可靠。

四、现场试验

新型井口保护器在渤海某油田海上平台使用共计6井次，其中增压注水5井次，高压酸化作业1井次，表2为施工简况统计表。

表2 井口保护器现场使用情况

6口井采油树压力等级均为21 MPa，施工时最高泵压均超过采油树额定工作压力，施工过程中井口保护器运转正常，密封良好，施工结束恢复井口后，采油树试压合格。

典型井例：F-8井于2016年9月进行增压注水作业，采油树耐压等级21 MPa，安装井口保护器后，对井口保护器与采油树连接法兰试压至18 MPa，稳压15 min合格，对中心管与油管悬挂器连接处试压，打压至18 MPa稳压15 min合格，井口保护器安装完毕。施工过程中入井液体类型为平台注入水，施工最高压力为27.6 MPa，最高排量0.37 m3/min，一般泵压23.5～24.6 MPa，一般排量0.37 m3/min，泵注施工历时3 h，累积注入液体80 m3。施工曲线如图3所示，施工过程中井口保护器密封良好，施工完毕后取出井口保护器，保护器本体及“O”型密封圈完好，恢复采油树后对采油树整体试压至18 MPa稳压15 min合格。

图3 F-8井增压注水施工曲线

五、结论

(1)新型井口保护器能有效保护采油树，通过将高压液流与采油树隔绝，使得高于采油树耐压等级作业得以实施，同时也能避免腐蚀性液体对采油树造成腐蚀。

(2)使用新型井口保护器能有效降低高压下更换井口装置、修井等一系列生产成本，经济效益显著。

(3)考虑到海上采油平台作业空间狭小，物资取用不便，新型井口保护器结构简单，现场操作和维修保养方便，人工操作，几乎不动用平台物资，尤其适用于海上油田作业。

(4)新型井口保护器使用前可进行各项功能试验，且针对可能存在的问题提前采取相应的控制措施，为现场顺利施工提供安全保障。

(5)根据作业现场需求，后续研究可从简化井口保护器结构上做工作，并在密封件的材质和密封方式方面提高工具的性能参数。