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【摘要】河口采油厂热采井注汽后，一旦需要检泵作业和热洗，因为油稠洗井压力高，加之入井液温度低、地层压力低等原因，容易造成入井液进入地层，引发注汽后高温地层冷伤害，致使油井产量降低。为此，研制并应用了稠油热采井油层保护工艺管柱来避免稠油井入井液对地层的冷伤害，进而提高热采高产周期，减少热采作业费用，提高注汽热采效益。本文介绍了稠油热采井油层保护工艺管柱的工作原理、操作规程及现场应用效果。
【关键词】入井液 冷伤害 防倒灌 管柱
1 前言
河口采油厂热采井359口，其中开井312口，年产油51.4万吨。统计2008-2010年热采井注汽后生产期间，发生检泵作业27口井，全部发生了冷伤害，普遍出现液量下降，油量急剧下降，含水快速上升的现象，平均日油由10.2吨下降到3吨，含水平均上升13.8%，其中有12口含水上升10%以上，最大的含水上升达到56%，单井产量平均下降70%，热采井生产周期较正常转周周期缩短164天。 入井液冷伤害是导致稠油热采井产能急剧下降，影响热采措施效果的主要原因。因此我们研制了稠油热采井油层保护工艺管柱来避免稠油井入井液对地层的冷伤害，减少热采作业费用，提高注汽热采效益。
2 稠油热采井油层保护工艺管柱的工作原理
该装置主要由封隔器、底阀、沉砂管组成，管柱组合（方向由下至上）：
FXf-150底阀+∮76mm油管×20m + FXY445-150注汽井高温可捞式空心桥塞+∮76mm油管至井口。
2.1 FXY445-150注汽井高温可捞式空心桥塞座封原理
FXY445-150注汽井高温可捞式空心桥塞由送封工具、封隔、锚定、步进锁定等机构组成，打压座封时，当压力达到6MPa时启动活塞右行，推动上锥体右行，降卡瓦胀出，卡瓦锚定于套管内壁，胶筒压缩封隔器环腔，当压力达到16MPa时，卡瓦锚定牢固，胶筒胀封完成。当压力达到20-22MPa时，送封工具与工具丢开。
主要技术指标：（1）内通径：Ф76mm（2）工作温度：≤350℃ （3）工作压力：≤20Mpa （4）坐封压力：20-23 Mpa （5）解封载荷：60-90KN 。
图2 FXf-150防倒灌底阀示意图
FXf-150防倒灌底阀结构：FXf-150防倒灌底阀，由阀体、密封钢球和弹性复位簧组成，设计8组球及球座，均安装在侧面，采用强制启闭方式。
（1）上接头-1：连接于桥塞下端公扣，其作用：支撑复位弹簧、联接上端管柱。
（2）单流阀-2：装于缸体内部，在泵抽和弹簧弹力作用下往复运动，其作用：防止洗井液倒灌油层。
（3）缸体-3：装载单流阀，公扣端连接沉降管，其作用：构成采用通道，连接沉降管。
F X f - 1 5 0防倒灌底阀规格：外径Ф150mm×长度L298mm 内径Ф76mm 联接扣型：上端31/2TBG母扣；下端31/2TBG公扣。
2.3 解封原理
解封时用∮62油管联接专用内打捞锚，下至桥塞位置碰撞抓锁鱼顶，上提即可解封。
2.4 沉砂管的优化设计
根据调研稠油注汽井的出砂情况，及防砂效果统计，优化沉砂管结构为：丝堵+Φ88.9mm×20m。
3 稠油热采井油层保护工艺管柱的技术特点
稠油热采井油层管柱研制后，对其性能进行了测试，管柱施工示意图见图3。
（1）FXY445-150注汽井高温可捞式空心桥塞、FXf-150底阀能长期使用于井下，能够满足后期检泵及其他维护作业的施工要求。
（2）该工具工作压力20MPa，胶筒耐温强度高达350℃，能够满足高温井的使用要求。
（3）FXY445-150注汽井高温可捞式空心桥塞设有抗阻机构，工具遇软硬阻不座封；解封时卡瓦强制收回，解封彻底可靠。
（4）FXf-150防倒灌底阀，球及球座安装在侧面，可避免落物掩埋球座打不开阀而影响正常采油生产。
图3 稠油热采井油层保护管柱示意图
4 稠油热采井油层保护工艺管柱的操作规程
（1）卡封管柱组合。卡封管柱结构为：丝堵+Φ76mm×20m+FXf防盗灌底阀+Y445-150注汽井高温可捞式空心桥塞。
（2）要求封隔器坐封位置避开套管接箍2m以上。
（3）用2 7/8TBG油管联接桥塞下井，如中途遇软阻可以反洗井，下井到设计位置。
（4）卡封。投∮50mm钢球沉球至球座。油管正打压10Mpa、12Mpa、15Mpa各稳压3分钟，继续打压18Mpa稳压1分钟，打压至21Mpa，上提管柱丢手，下探3-4吨，工具无位移，证明座封可靠。
（5）如若出现坐封失败或丢手不成功现象，则打捞后，分析失效原因，下入新的一套保护管柱，重新以上步骤。
5 现场应用及经济效益
（1）2011年实施稠油热采井防倒灌工艺管柱30套，每套1.2万元，则投资30×1.2万元=36万元。
（2）减少热采作业费用。2011年热采水平井作业为11井次，冷伤害为0井次，按2008-2009年检泵作业冷伤害几率为92.6%计算，可减少由于冷伤害注汽转周10井次，可节约注汽作业费用就可达10井次×70万元/井次=700（万元）。
则措施共创效：700万元-36万元=664万元。
6 结论
稠油热采井油层保护工艺管柱的应用，避免了稠油井入井液对地层的冷伤害，减少了作业次数，进而提高热采高产周期；同时减少了环保费用，提高注汽热采效益。
【关键词】入井液 冷伤害 防倒灌 管柱
1 前言
河口采油厂热采井359口，其中开井312口，年产油51.4万吨。统计2008-2010年热采井注汽后生产期间，发生检泵作业27口井，全部发生了冷伤害，普遍出现液量下降，油量急剧下降，含水快速上升的现象，平均日油由10.2吨下降到3吨，含水平均上升13.8%，其中有12口含水上升10%以上，最大的含水上升达到56%，单井产量平均下降70%，热采井生产周期较正常转周周期缩短164天。 入井液冷伤害是导致稠油热采井产能急剧下降，影响热采措施效果的主要原因。因此我们研制了稠油热采井油层保护工艺管柱来避免稠油井入井液对地层的冷伤害，减少热采作业费用，提高注汽热采效益。
2 稠油热采井油层保护工艺管柱的工作原理
该装置主要由封隔器、底阀、沉砂管组成，管柱组合（方向由下至上）：
FXf-150底阀+∮76mm油管×20m + FXY445-150注汽井高温可捞式空心桥塞+∮76mm油管至井口。
2.1 FXY445-150注汽井高温可捞式空心桥塞座封原理
FXY445-150注汽井高温可捞式空心桥塞由送封工具、封隔、锚定、步进锁定等机构组成，打压座封时，当压力达到6MPa时启动活塞右行，推动上锥体右行，降卡瓦胀出，卡瓦锚定于套管内壁，胶筒压缩封隔器环腔，当压力达到16MPa时，卡瓦锚定牢固，胶筒胀封完成。当压力达到20-22MPa时，送封工具与工具丢开。
主要技术指标：（1）内通径：Ф76mm（2）工作温度：≤350℃ （3）工作压力：≤20Mpa （4）坐封压力：20-23 Mpa （5）解封载荷：60-90KN 。
图2 FXf-150防倒灌底阀示意图
FXf-150防倒灌底阀结构：FXf-150防倒灌底阀，由阀体、密封钢球和弹性复位簧组成，设计8组球及球座，均安装在侧面，采用强制启闭方式。
（1）上接头-1：连接于桥塞下端公扣，其作用：支撑复位弹簧、联接上端管柱。
（2）单流阀-2：装于缸体内部，在泵抽和弹簧弹力作用下往复运动，其作用：防止洗井液倒灌油层。
（3）缸体-3：装载单流阀，公扣端连接沉降管，其作用：构成采用通道，连接沉降管。
F X f - 1 5 0防倒灌底阀规格：外径Ф150mm×长度L298mm 内径Ф76mm 联接扣型：上端31/2TBG母扣；下端31/2TBG公扣。
2.3 解封原理
解封时用∮62油管联接专用内打捞锚，下至桥塞位置碰撞抓锁鱼顶，上提即可解封。
2.4 沉砂管的优化设计
根据调研稠油注汽井的出砂情况，及防砂效果统计，优化沉砂管结构为：丝堵+Φ88.9mm×20m。
3 稠油热采井油层保护工艺管柱的技术特点
稠油热采井油层管柱研制后，对其性能进行了测试，管柱施工示意图见图3。
（1）FXY445-150注汽井高温可捞式空心桥塞、FXf-150底阀能长期使用于井下，能够满足后期检泵及其他维护作业的施工要求。
（2）该工具工作压力20MPa，胶筒耐温强度高达350℃，能够满足高温井的使用要求。
（3）FXY445-150注汽井高温可捞式空心桥塞设有抗阻机构，工具遇软硬阻不座封；解封时卡瓦强制收回，解封彻底可靠。
（4）FXf-150防倒灌底阀，球及球座安装在侧面，可避免落物掩埋球座打不开阀而影响正常采油生产。
图3 稠油热采井油层保护管柱示意图
4 稠油热采井油层保护工艺管柱的操作规程
（1）卡封管柱组合。卡封管柱结构为：丝堵+Φ76mm×20m+FXf防盗灌底阀+Y445-150注汽井高温可捞式空心桥塞。
（2）要求封隔器坐封位置避开套管接箍2m以上。
（3）用2 7/8TBG油管联接桥塞下井，如中途遇软阻可以反洗井，下井到设计位置。
（4）卡封。投∮50mm钢球沉球至球座。油管正打压10Mpa、12Mpa、15Mpa各稳压3分钟，继续打压18Mpa稳压1分钟，打压至21Mpa，上提管柱丢手，下探3-4吨，工具无位移，证明座封可靠。
（5）如若出现坐封失败或丢手不成功现象，则打捞后，分析失效原因，下入新的一套保护管柱，重新以上步骤。
5 现场应用及经济效益
（1）2011年实施稠油热采井防倒灌工艺管柱30套，每套1.2万元，则投资30×1.2万元=36万元。
（2）减少热采作业费用。2011年热采水平井作业为11井次，冷伤害为0井次，按2008-2009年检泵作业冷伤害几率为92.6%计算，可减少由于冷伤害注汽转周10井次，可节约注汽作业费用就可达10井次×70万元/井次=700（万元）。
则措施共创效：700万元-36万元=664万元。
6 结论
稠油热采井油层保护工艺管柱的应用，避免了稠油井入井液对地层的冷伤害，减少了作业次数，进而提高热采高产周期；同时减少了环保费用，提高注汽热采效益。