柯 康

（中國海洋石油國際有限公司，北京 100029）

根據(jù)海洋石油開采的相關(guān)要求，海上油井在泥面 20 m以下，應(yīng)當(dāng)安裝井下安全閥，以防止井下流體意外返出對平臺人員、設(shè)備及海洋環(huán)境造成危害[1]。隨著海洋石油的大規(guī)模增儲上產(chǎn)，中國海域內(nèi)的稠油儲量頗豐，稠油的開采對產(chǎn)能的貢獻顯得愈發(fā)重要[2]。隨著熱采技術(shù)在海上油田的推廣應(yīng)用，相關(guān)的配套技術(shù)也日益完善。海上射流泵注采一體化技術(shù)解決一趟管柱實現(xiàn)稠油熱采的難題，該技術(shù)要求配套的井下安全閥滿足以下技術(shù)指標(biāo)：最高耐溫 350 ℃、下入垂深不低于1100 m。目前，市面上的井下安全閥無法同時這兩項技術(shù)要求。針對以上熱采工藝技術(shù)的需求，成功研制了海上高溫深井井下安全閥，并進行室內(nèi)試驗，在了解使用情況的同時，針對性地對其進行改進后，盡快使該工具在海上稠油油田得到推廣應(yīng)用。

1 技術(shù)要求

井下安全閥是位于生產(chǎn)管柱特定位置的安全工具，由于井下安全閥的基本功能及特性，須在生產(chǎn)設(shè)施出現(xiàn)危險、管線破裂等非正常情況下能夠進行井下隔離，及時關(guān)閉流動通道，對井筒流進行安全控制[3]。因為高溫深井安全閥在射流泵注采一體化生產(chǎn)管柱中特殊的使用環(huán)境，所以對其結(jié)構(gòu)設(shè)計和性能指標(biāo)提出嚴(yán)格的要求（見表1）。

表1 高溫深井安全閥使用基礎(chǔ)技術(shù)參數(shù)表

因此，針對海上油田的開發(fā)，射流泵注采一體化生產(chǎn)管柱中高溫深井安全閥在結(jié)構(gòu)設(shè)計時，需要滿足以下4 個基本技術(shù)要求：1）確保主體和閥板在350℃高溫下關(guān)閉后長效密封。2）確保活塞密封在350℃高溫下長期有效，防止液壓油泄露。3）確保液控管線暴露在1100 m 海水中時，海水產(chǎn)生的液柱壓力不夠，不能打開井下安全閥。4）確保關(guān)鍵部件在高溫高壓環(huán)境下強度可靠。

高溫深井安全閥與高溫常規(guī)井下安全閥基本原理及操作方法等方面是一致的，而常規(guī)井下安全閥是成熟的井下工具，在設(shè)計高溫深井安全閥過程中，只需要對常規(guī)井下安全閥的設(shè)計方案進行更新[4]。

方案更新包括以下5 個原則如下：1）結(jié)構(gòu)簡單，易加工，利作業(yè)。2）密封點少，高溫下密封可靠。3）小柱塞設(shè)計，溫度變化影響小。4）成本相對低。5）中心管可配合小油管強開。

2 安全閥設(shè)計

2.1 安全閥的設(shè)計思路

設(shè)計原則如下：考慮最極端的情況就是當(dāng)井下安全閥的液控管線暴露在海水中時，海水產(chǎn)生的液柱壓力不足以打開井下安全閥。

2.1.1 計算關(guān)閉壓力

式中：Ps為關(guān)閉壓力；MDs為設(shè)計下入垂深，取1160 m；g為重力加速度，取9.8 N/kg；SF為安全系數(shù)，取1.15；ρs為海水密度，取1.03×103kg/m3。

2.1.2 校核最大下深

式中：MDmax為實際下入垂深；ρo為液壓油密度，取0.9×103kg/m3。

2.1.3 計算彈簧的預(yù)緊力

式中：F1為彈簧預(yù)緊力；d為活塞直徑，取12.5 mm。

2.1.4 初選彈簧參數(shù)

式中：τ為彈簧的切應(yīng)力，578 MPa；d為彈簧的直徑，10.5 mm；D2為彈簧的中徑，79 mm；K為彈簧的曲度系數(shù)，1.22。

2.1.5 校核彈簧

式中：F1為液壓油柱產(chǎn)生的壓力；G1柱為活塞桿的自重，3N；G2為中心管的自重，60 N；f1為活塞關(guān)閉方向摩擦力500 N。

2.1.6 計算打開壓力

式中：F2為安全閥完全打開彈簧力；Δx為彈簧的形變量362 mm，k為彈簧剛度8.41 N/mm；f2為活塞打開方向摩擦力1500 N。

2.2 關(guān)鍵部件有限元分析

按照API14A 要求對關(guān)鍵零部件進行有限元分析。并依次對活塞桿、壓縮彈簧、扭簧和閥板這些關(guān)鍵零部件進行有限元分析（如圖1 所示），計算最薄弱處的安全系數(shù)[5]。

圖1 活塞桿的有限元分析

活塞桿最大應(yīng)力為79.3 MPa，活塞桿在350 ℃下其屈服極限σs為370 MPa，計算其安全系數(shù)為4.66，其安全系數(shù)一般應(yīng)大于2，所以柱塞設(shè)計滿足強度要求（如圖2 所示）。

彈簧在最大位移載荷作用下，壓縮彈簧的最大總應(yīng)力為865 MPa，小于所選材料的屈服極限1110 MPa，滿足設(shè)計強度要求。另外，彈簧經(jīng)過高溫蠕變后核算強度依然滿足要求，如圖3 所示。

圖3 扭簧的有限元分析

扭簧經(jīng)歷8760 h 蠕變效應(yīng)后殘余扭矩為215.3 N·mm，大于閥板關(guān)閉時的摩擦扭矩+自重，扭簧能實現(xiàn)關(guān)閉動作，滿足工作條件要求，如圖4 所示。

圖4 閥板的有限元分析

閥板接觸應(yīng)力值為590 MPa 左右，大于35 MPa 壓力差，閥板密封性能良好?？倯?yīng)力強度692 MPa，小于材料的屈服強度1100 MPa，滿足強度設(shè)計要求。

通過計算可知關(guān)鍵零部件的結(jié)構(gòu)設(shè)計合理，其受力最大部位的應(yīng)力強度均遠小于材料的屈服強度，設(shè)計強度滿足要求。

2.3 強開工具設(shè)計

井下安全閥強開工具上部扣型為1.9"EU B，下部為斜臺階面。該工具接在射流泵注采一體化生產(chǎn)管柱內(nèi)管柱的最下端，以上分別接射流泵工作筒內(nèi)泵筒、1.9"EU 小油管。

當(dāng)射流泵工作筒內(nèi)泵筒與工作筒插入位后，強開工具在生產(chǎn)管柱內(nèi)管柱自身質(zhì)量（完井期間測得的管柱上提下放懸重約為5 t）的作用下，推動井下安全閥的流動管（流動管的推動力為0.5 t），從而由流動管推動井下安全閥閥板打開，并保持長期打開的狀態(tài)[6]。

3 室內(nèi)試驗

3.1 基本信息

3.1.1 試驗儀器

試壓泵、高溫深井安全閥、高溫加熱爐。

3.1.2 參照標(biāo)準(zhǔn)

SY/ T 6304—2013《注蒸汽封隔器及井下補償器技術(shù)條件》；ANSI/API Spec 14A《井下安全閥設(shè)備規(guī)范》。其中API 14A 試壓5 min；API 14A 壓降小于5%合格；API 14A無輪次要求。

3.1.3 高溫試驗方法

高溫加熱爐加熱試驗工具，多路液控管線試驗其承壓差性能，在350 ℃和溫度降到常溫過程中，交變溫差5 次，高溫下穩(wěn)壓8 h。

3.2 試驗內(nèi)容

試驗內(nèi)容如下：1）整體試壓。2）啟閉靈活性檢驗。3）整體承壓試驗。4）50%額定工作壓力下，啟閉試驗。

3.3 試驗數(shù)據(jù)

試驗數(shù)據(jù)如下：1）試壓15 min。2）壓降小于1%。3）高低溫試驗8 輪次。

3.4 試驗結(jié)論

室內(nèi)試驗完全滿足相關(guān)體系標(biāo)準(zhǔn)。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 完井作業(yè)

2022 年，在海上某口井的完井作業(yè)過程中，生產(chǎn)管柱采用射流泵一體化管柱，高溫深井安全閥隨管柱一起下入，相關(guān)數(shù)據(jù)見表2。

表2 生產(chǎn)管柱用2-7/8"EU 高溫深井安全閥參數(shù)

本井高溫深井安全閥下入斜深：1372 m；下入垂深：985 m。具體作業(yè)情況如下：1）入井前檢查情況。液控管線一端使用專用1/4〞接頭與高溫深井安全閥接口連接、打緊，確認接口密封完好，手壓泵緩慢打壓，觀察安全閥開啟情況并記錄開啟壓力，繼續(xù)打壓至7500 psi×15 min，泄壓，記錄開啟壓力和關(guān)閉壓力。2）下入情況。連接射流泵工作筒和高溫深井安全閥工具串：4-1/2"BTC P110 21.6#隔熱油管短節(jié)+2-7/8"EU B×4-1/2"BTC P 變扣+2-7/8"EU B×2-7/8"EU P 高溫深井安全閥+3-1/2"EU B×2-7/8"EU P射流泵工作筒+3-1/2" EUE N80 9.3#油管短節(jié)+4-1/2"BTC B×3-1/2" EU P 變扣。

高溫深井安全閥上部1 根油管處對高溫深井安全閥控制管線纏繞10～15 圈，連接高溫深井安全閥控制管線，高溫深井安全閥帶壓7500 psi 下入。按照完井工程施工設(shè)計，安全閥按步驟順利下入，隨后安裝采油樹，完井作業(yè)結(jié)束。

4.2 投產(chǎn)作業(yè)

在注熱（350℃高溫高壓熱流體）作業(yè)完成后，該井開始進行放噴作業(yè)。在放噴過程中，回溫下降，產(chǎn)氣量減少，井口控制盤處的井下安全閥控制壓力逐步下降至零；現(xiàn)場井口控制盤打壓1200 psi 時無法繼續(xù)升壓，改用用手壓泵再次進行壓力測試，測試結(jié)果與井口控制盤一致。對高溫深井安全閥全流程液控系統(tǒng)的分析，結(jié)合陸地的室內(nèi)試驗情況，初步判斷該井高溫深井安全閥液控系統(tǒng)存在連接脫開導(dǎo)致液壓壓力無法傳遞至安全閥內(nèi)的液壓艙。

4.3 強開作業(yè)

由于注熱已經(jīng)完成，安全閥液控系統(tǒng)失效后，生產(chǎn)流道不暢通，因此無法實現(xiàn)油井生產(chǎn)。為盡快使該井投產(chǎn)，結(jié)合生產(chǎn)需求，決定對該井下入強開工具后進行投產(chǎn)。

井下安全閥強開工具上部為絲扣連接，下部為斜臺階面。該工具接在射流泵注采一體化生產(chǎn)管柱內(nèi)管柱的最下端，以上分別接射流泵工作筒內(nèi)泵筒及油管。

具體作業(yè)情況如下：1）卸開起出的射流泵內(nèi)泵筒導(dǎo)向護套，連接井下安全閥強開工具。2）按下入順序連接下入。射流泵內(nèi)泵筒（原井內(nèi)泵筒，重新更換密封圈）+油管短節(jié)+油管。將連好的生產(chǎn)管柱內(nèi)管依次下入井內(nèi)對應(yīng)位置。3）當(dāng)井口懸重負荷降為零時，說明射流泵內(nèi)泵筒已全部插入射流泵工作筒定位位置。同時，井下安全閥已打開，管柱內(nèi)外與地層已充分溝通。對管柱進行試壓，驗證管柱是否插入位。由于井內(nèi)已完成注熱作業(yè)，井內(nèi)壓力較高，因此在下入的過程中應(yīng)做好井控工作。

此時，井下安全閥在強開工具及管柱的自身質(zhì)量作用下（約5 t），推動井下安全閥的流動管（流動管的推動力為0.5 t），從而由流動管推動井下安全閥閥板打開，并維持長期打開的狀態(tài)。在井下安全閥強開后，該井保持正常生產(chǎn)，日產(chǎn)液指標(biāo)等均達到設(shè)計值。

5 結(jié)論

通過室內(nèi)測試及現(xiàn)場應(yīng)用表明，高溫深井安全閥用全金屬的密封結(jié)構(gòu)，能在常溫至350 ℃的高溫下正常工作。配套的強開工具設(shè)計合理，滿足技術(shù)要求，并能成功開啟高溫深井安全閥。

由于高溫及防腐等方面的要求，高溫深井安全閥配套使用的控制管線及卡套接頭等需要特殊材質(zhì)的連接可靠性，導(dǎo)致高溫深井安全閥液控系統(tǒng)失效。后續(xù)需要進一步對高溫深井安全閥配套的控制管線及卡套接頭進行測試及改進。

在射流泵一體化管柱完成一到兩輪的注熱投產(chǎn)周期后，建議對高溫深井安全閥及配套的液控系統(tǒng)進行全面拆解與分析，為后續(xù)工具的設(shè)計與改進提供有益的建議。

高溫深井安全閥已完成了室內(nèi)試驗及現(xiàn)場應(yīng)用，在跟蹤使用情況的同時，有針對性地進行改進后，使該工具在海上稠油井中得到推廣。