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摘要：针对常规注灰存在的问题，结合濮城油田的生产情况和井况特点，研制了油水井带压注灰装置，解决了溢流井在实施注灰时需要压井、注灰一次成功率低及造成油层污染等问题，通过现场推广应用，取得了良好的效果。
关键词：溢流；压井；注灰装置；带压注灰
注灰封层是油田开发中实现层间转移常用的一种工艺手段，随着注水开发，层间矛盾日益突出，注灰时井口经常出现溢流，常规注灰则需要进行压井，注灰风险大，有时会出现“插旗杆”、“灌香肠”事故；注灰一次成功率相对较低，并且压井注灰会对生产层位造成二次伤害，夹层小的井注灰后容易出现炮眼堵塞，造成产能低，恢复产量时间长，甚至需要重炮恢复。为了解决这些难题，研究设计并应用了油水井带压注灰工艺技术。
1 带压注灰装置结构及原理
油水井带压注灰装置，研制设计了注灰封隔装置、专用碰压胶塞、井口配套流程总成等配套工具，并完善配套了油水井带压注灰工艺管柱。
其工艺过程：下带压注灰装置管柱—验管坐封—打掉球座—注灰—顶替胶塞—关井候凝—正转管柱上提解封。
1.1 帶压注灰封隔装置
1.1.1 结构
油水井带压注灰封隔装置主要由液压坐封部分、锚定部分、锁紧与解封控制部分、密封部分、注灰接头通道、胶塞密封定位机构等几部分组成，见图1。
1.1.2 工作原理
坐封：油水井带压注灰封隔装置工具下到设计深度后，投入φ38mm钢球，打压15-20MPa实现坐封过程。
挤灰碰塞：继续提高压力至22—26MPa左右，把坐封活塞打掉，挤入设计量的灰浆；压入胶塞；用清水顶替胶塞实现碰压。
解封：上提管柱至正常负荷，正转油管剪断解封销钉，即可安全起出管柱。
1.1.3 技术指标
最大钢体外径：110mm 112mm 最大内径：φ56mm
密封段最小内径：40mm 长度：1392mm
坐封压力：18-20MPa 工作压差：45MPa
工作温度：≤135℃
1.1.4 适用范围
①有溢流的井注灰；②夹层大于3m的井注灰；③井漏严重的井注灰；④套管内径大于112mm的轻微套变井。
1.2 专用碰压胶塞
结构：专用碰压胶胶塞主要由螺帽、芯轴、刮浆胶皮、导向胶皮、隔套、导向头、密封段及弹性环等组成，见图2。
原理：利用刮浆胶皮与油管内径的过盈配合，通过密封段与封隔装置上内密封面的配合，实现胶塞的密封碰压，保证灰塞的准确性。
技术指标：
胶碗最大外径：68 mm 胶塞钢体最大外径：42mm
长度：280m 工作温度：≤135℃
1.3 技术优点
（1）油水井带压注灰装置，成功实现密封锚定、胶塞顶替、安全解封结构一体化，减少了施工作业环节，降低了风险和施工成本。
（2）专用碰压胶塞顶替技术的应用，使灰塞的深度易于准确控制，灰面深度可控制在2米以内，提高了注灰一次成功率。
（3）可靠的防卡设计：卡瓦部分采用内置式卡瓦结构，带压注灰装置在井筒中起下时不易遇阻遇卡。坐封后，注灰装置卡瓦、胶筒自动居中，可以在任意斜度的井中安全使用。
（4）安全的解封机构：带压注灰专用装置解封按锁定机构、密封机构、卡瓦机构的顺序逐级进行，不管该装置上下压力是否平衡，所需解封力均很小。
（5）带压注灰装置尾部设计独特，封隔胶筒下端只有15cm长，且带有20°的锥角，且外表面经过特殊化处理十分光滑，可以保证注灰装置工具能够安全解封起出。
2 现场应用情况及效果
2.1 应用情况
自2010年5月进入现场以来，已实施32井次，该装置最大下入深度3594m，最小夹层6m，顶替压力最高38MPa，胶塞碰压最高压力为44MPa，注灰一次成功率达到100%，该管柱安全可靠。
2.2 经济效益分析
实施32井次，杜绝了压井液使用，减少特车使用，单井缩短施工周期，并且解决了因压井注灰对油层的污染难题，减少了重炮工序，缩短了油水井恢复周期。注灰一次成功率由53.8%提高到100%。
1、投入费用
投入工具费用=32×2.98万元=95.36万元。
2、产出费用（节约费用）
按照一次压井注灰成功计算，节约压井液费用122.07万元，减少特车费用25.6万元，减少了二次压井注灰或者灰塞高需要钻塞处理工作，节约作业费用92.4万元，合计节约费用240.07万元。
3、效益=产出（节约）-投入=240.07-95.36=144.71万元。
3 结论
（1）该工艺解决了溢流大井、小夹层井、井漏井的注灰难题。操作简单，施工安全，缩短施工周期，适合推广应用。
（2）胶塞顶替工艺技术使灰塞的深度易于准确控制，可使灰面深度准确到±2m之内，尤其适用于夹层小的井注灰。
（3）杜绝了压井液及灰浆对上部生产层位的伤害，使产能得到迅速恢复，减少了重炮工序，缩短恢复周期。
关键词：溢流；压井；注灰装置；带压注灰
注灰封层是油田开发中实现层间转移常用的一种工艺手段，随着注水开发，层间矛盾日益突出，注灰时井口经常出现溢流，常规注灰则需要进行压井，注灰风险大，有时会出现“插旗杆”、“灌香肠”事故；注灰一次成功率相对较低，并且压井注灰会对生产层位造成二次伤害，夹层小的井注灰后容易出现炮眼堵塞，造成产能低，恢复产量时间长，甚至需要重炮恢复。为了解决这些难题，研究设计并应用了油水井带压注灰工艺技术。
1 带压注灰装置结构及原理
油水井带压注灰装置，研制设计了注灰封隔装置、专用碰压胶塞、井口配套流程总成等配套工具，并完善配套了油水井带压注灰工艺管柱。
其工艺过程：下带压注灰装置管柱—验管坐封—打掉球座—注灰—顶替胶塞—关井候凝—正转管柱上提解封。
1.1 帶压注灰封隔装置
1.1.1 结构
油水井带压注灰封隔装置主要由液压坐封部分、锚定部分、锁紧与解封控制部分、密封部分、注灰接头通道、胶塞密封定位机构等几部分组成，见图1。
1.1.2 工作原理
坐封：油水井带压注灰封隔装置工具下到设计深度后，投入φ38mm钢球，打压15-20MPa实现坐封过程。
挤灰碰塞：继续提高压力至22—26MPa左右，把坐封活塞打掉，挤入设计量的灰浆；压入胶塞；用清水顶替胶塞实现碰压。
解封：上提管柱至正常负荷，正转油管剪断解封销钉，即可安全起出管柱。
1.1.3 技术指标
最大钢体外径：110mm 112mm 最大内径：φ56mm
密封段最小内径：40mm 长度：1392mm
坐封压力：18-20MPa 工作压差：45MPa
工作温度：≤135℃
1.1.4 适用范围
①有溢流的井注灰；②夹层大于3m的井注灰；③井漏严重的井注灰；④套管内径大于112mm的轻微套变井。
1.2 专用碰压胶塞
结构：专用碰压胶胶塞主要由螺帽、芯轴、刮浆胶皮、导向胶皮、隔套、导向头、密封段及弹性环等组成，见图2。
原理：利用刮浆胶皮与油管内径的过盈配合，通过密封段与封隔装置上内密封面的配合，实现胶塞的密封碰压，保证灰塞的准确性。
技术指标：
胶碗最大外径：68 mm 胶塞钢体最大外径：42mm
长度：280m 工作温度：≤135℃
1.3 技术优点
（1）油水井带压注灰装置，成功实现密封锚定、胶塞顶替、安全解封结构一体化，减少了施工作业环节，降低了风险和施工成本。
（2）专用碰压胶塞顶替技术的应用，使灰塞的深度易于准确控制，灰面深度可控制在2米以内，提高了注灰一次成功率。
（3）可靠的防卡设计：卡瓦部分采用内置式卡瓦结构，带压注灰装置在井筒中起下时不易遇阻遇卡。坐封后，注灰装置卡瓦、胶筒自动居中，可以在任意斜度的井中安全使用。
（4）安全的解封机构：带压注灰专用装置解封按锁定机构、密封机构、卡瓦机构的顺序逐级进行，不管该装置上下压力是否平衡，所需解封力均很小。
（5）带压注灰装置尾部设计独特，封隔胶筒下端只有15cm长，且带有20°的锥角，且外表面经过特殊化处理十分光滑，可以保证注灰装置工具能够安全解封起出。
2 现场应用情况及效果
2.1 应用情况
自2010年5月进入现场以来，已实施32井次，该装置最大下入深度3594m，最小夹层6m，顶替压力最高38MPa，胶塞碰压最高压力为44MPa，注灰一次成功率达到100%，该管柱安全可靠。
2.2 经济效益分析
实施32井次，杜绝了压井液使用，减少特车使用，单井缩短施工周期，并且解决了因压井注灰对油层的污染难题，减少了重炮工序，缩短了油水井恢复周期。注灰一次成功率由53.8%提高到100%。
1、投入费用
投入工具费用=32×2.98万元=95.36万元。
2、产出费用（节约费用）
按照一次压井注灰成功计算，节约压井液费用122.07万元，减少特车费用25.6万元，减少了二次压井注灰或者灰塞高需要钻塞处理工作，节约作业费用92.4万元，合计节约费用240.07万元。
3、效益=产出（节约）-投入=240.07-95.36=144.71万元。
3 结论
（1）该工艺解决了溢流大井、小夹层井、井漏井的注灰难题。操作简单，施工安全，缩短施工周期，适合推广应用。
（2）胶塞顶替工艺技术使灰塞的深度易于准确控制，可使灰面深度准确到±2m之内，尤其适用于夹层小的井注灰。
（3）杜绝了压井液及灰浆对上部生产层位的伤害，使产能得到迅速恢复，减少了重炮工序，缩短恢复周期。