趙源浦，李會會，謝　進，樊凌云，焦少卿，胡　勇

1.中國石化西北油田分公司完井測試管理中心（新疆　輪臺841600）2.中國石化西南油氣分公司工程監(jiān)督中心（四川　德陽618000）

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套管封隔器完井試油期間失效因素分析及對策

趙源浦1，李會會1，謝進1，樊凌云1，焦少卿2，胡勇1

1.中國石化西北油田分公司完井測試管理中心（新疆輪臺841600）
2.中國石化西南油氣分公司工程監(jiān)督中心（四川德陽618000）

摘要封隔器失效往往出現(xiàn)在坐封及最初的工作階段，對塔河油田套管封隔器近5年來在完井試油期間出現(xiàn)的失效案例進行統(tǒng)計分析，研究了造成封隔器失封的主要因素，并提出了具體的解決措施。針對配套工具引起的封隔器失封事故需加強工具的檢測及使用管理；針對完井工藝引起的封隔器失封事故需優(yōu)化管柱設(shè)計；針對井筒原因引起的封隔器失封事故需做好前期掃塞、刮管和洗井工作。改進措施的實施大大避免了同類型井況封隔器失封事故的發(fā)生，對其他油田提高封隔器作業(yè)成功率具有指導(dǎo)意義。

關(guān)鍵詞套管封隔器；失效因素；完井試油作業(yè)

AbstractThe failure of packer often occurs in its setting process and the initial stage of its work. The casing packer failure cases of Ta?he oilfield during the completion and oil testing in recent 5 years are analyzed, the main factors causing the packer sealing failure are studies, and some specific measures are put forward. For the casing packer failure caused by the matching tools, the detection and usage management of the tools should be strengthened; for the casing packer failure caused by completion technology, the string design should be optimized; for the casing packer failure caused by wellbore conditions, the cleaning and washing well work should well be done. The implementation of the improved measures greatly avoids the occurrence of the same type of failure accidents of the casing packer, which has guiding significance to improve the success rate of the packer operation in other oilfields.

Key wordscasing packer; failure factor; completion and oil testing operation

封隔器是油氣生產(chǎn)過程中重要的井下工具，主要用于完井、注水、壓裂、酸化、防砂、機械采油、氣舉等完井及采油工藝技術(shù)中[1]。

完井試油期間出現(xiàn)封隔器失效必須起出管柱再重新下完井管柱，這在帶來巨大的井控風險的同時消耗了完井時效增加了施工成本。塔河油田封隔器的坐封位置普遍較深，在使用過程中常出現(xiàn)因工具問題、井筒原因、管柱配置、工藝不合理、操作不當?shù)纫蛩貙?dǎo)致的封隔器失效情況。

統(tǒng)計了近5年使用封隔器完井試油作業(yè)的1152井次，由于封隔器失效導(dǎo)致完井失敗的30起案例，對其失效相應(yīng)原因進行歸納總結(jié)，研究了井下工具故障的具體因素，并制定了相應(yīng)的措施，對提高油田套管封隔器的使用成功率具有重要指導(dǎo)意義。

1　封隔器失效因素分類統(tǒng)計

塔河油田近5年來封隔器失效導(dǎo)致完井失敗的案例共計30井次，不同失效因素分類見表1。

表1 塔河油田近5年來30井封隔器失效因素分類表

續(xù)表1

2　影響因素及典型案例分析

一套帶有封隔器的完井管柱基本要求是下得去、坐得上、封得住、解得封。為了保證封隔器的正常坐封、強化管柱錨定力以及實現(xiàn)油套的開啟或者關(guān)閉，管柱中配置有相應(yīng)的球座、水力錨及滑套。因此封隔器的坐封、工作、解封不僅僅受制于封隔器本身，還與配套工具及工藝、井筒狀況等相關(guān)[2-3]。

2.1配套工具因素

配套工具占到影響封隔器正常工作因素的20%。主要表現(xiàn)為在正常的作業(yè)環(huán)境下，配套工具的密封性喪失。

完井管柱的配套工具主要由球座、滑套、水力錨組成。水力錨及滑套結(jié)構(gòu)簡單，常見問題主要是由密封圈或者內(nèi)外套配合造成失效。就結(jié)構(gòu)而言，滑套復(fù)雜程度高于球座及水力錨。

TP113井管柱結(jié)構(gòu)為循環(huán)滑套+Y211封隔器+盲堵（自上而下）。該井在井筒內(nèi)為泥漿時組下完井管柱，管柱到位后坐封封隔器、安裝井口后替漿洗井。設(shè)計初衷在于油管使用盲堵封隔，環(huán)空使用封隔器實現(xiàn)封隔。

該井封隔器坐封后停止漏失、替漿后油套壓均為0，后期關(guān)閉滑套后打盲堵時泵壓28MPa突降至8MPa，剪切球座銷釘動作明顯（圖1）?？膳袛郰211封隔器和盲堵均處于正常工作狀態(tài)。而環(huán)空打壓，油管返液，判斷為滑套密封不嚴造成封隔器失效。

圖1 常規(guī)循環(huán)滑套結(jié)構(gòu)示意圖

2.2完井工藝

完井工藝占影響封隔器工作因素的20%。一般的完井工藝因素主要由工藝方案引起。在方案中因為各種具體要求產(chǎn)生矛盾，造成封隔器失封。S1072-4X井即是射孔與封隔器坐封形成矛盾造成管柱密封失效。

S1072-4X井采用射采聯(lián)作。管柱結(jié)構(gòu)：壓井滑套+177.8mmRH封隔器+接球器+延時起爆器+射孔槍（自上而下）。該井延時10min射孔槍響射孔成功后，套壓在1min內(nèi)由10MPa下降至0。開井生產(chǎn)有倒吸現(xiàn)象，判斷封隔器失封。

表2為該井和鄰井射采聯(lián)作井工程參數(shù)和物性參數(shù)統(tǒng)計，從工程參數(shù)上看，S1072-4X井封隔器與射孔槍的距離為83m，較S1072-1CX井大，較其余各井?。环飧羝髯饩尉睘?2.4°，較其余各井大；從物性上看，S1072-4X井與S1072-3X井較為相似。對比發(fā)現(xiàn)，射孔槍與封隔器距離較近以及井斜較大可能是造成本次封隔器失封的主導(dǎo)因素。

根據(jù)物性可以發(fā)現(xiàn)，本井區(qū)及鄰井區(qū)部分井地層呈高壓、中低滲、中低孔特征，射孔段長度較短，封隔器距離射孔槍較近容易造成射孔瞬間能量不易快速擴散釋放，封隔器易失封。建議本井區(qū)及鄰井區(qū)射采聯(lián)作井，應(yīng)根據(jù)物性參數(shù)及鄰井射孔經(jīng)驗參數(shù)，使封隔器盡量座封在井斜較小井段，同時增大射孔槍與封隔器之間的距離。

表2 鄰井射采聯(lián)作參數(shù)統(tǒng)計表

2.3管柱配置

管柱配置因素占到影響因素的20%。主要包括管柱未加水力錨、未加伸縮節(jié)、封隔器結(jié)構(gòu)不適用于常規(guī)的88.9mm+73.0mm油管配置等問題。常常表現(xiàn)為管柱受力時因為缺乏某種類型井下工具而導(dǎo)致封隔器失效[4]。

順南7井完井管柱組合為88.9mm油管+2根伸縮節(jié)+177.8mmPremier液壓封隔器。封隔器解封方式為直接上提解封，解封為27.2t，伸縮節(jié)定位銷釘設(shè)置為15t。

開井排液后發(fā)現(xiàn)油套連通，起管柱上提封隔器無解封噸位，檢查起出的油管絲扣無異常、伸縮節(jié)試壓合格。根據(jù)現(xiàn)象可以確定油套連通的原因為封隔器提前解封。

1）封隔器解封條件。在不考慮上部管柱對封隔器拉力的情況，由于封隔器中心管內(nèi)外徑較上部管柱大，中心管會受到活塞力，活塞力的受力面積如圖2所示。

圖2 Premier封隔器中心管活塞力受力面積示意圖

其中：Pc為套壓，Pt為油壓，封隔器中心管外徑114.6mm，內(nèi)徑98.3mm，上部為88.9mm油管，內(nèi)徑為76mm，環(huán)空和油管內(nèi)流體比重一致。

所以封隔器解封條件為管柱上提力、F上、F下的合力大于解封噸位，即：F管柱+F上-F下>27.2t（3）

2）封隔器失封期間狀態(tài)。在地破試驗期間，最高泵壓94MPa，套壓31MPa，封隔器位置溫度由150℃下降至80℃，不考慮管柱摩阻的極限工況下管柱的收縮量為3.79m，伸縮節(jié)的有效補償距離為4m。因此整個地破期間管柱不會對封隔器中心管產(chǎn)生上提力，封隔器中心管受力僅為其自身由于活塞效應(yīng)而產(chǎn)生的力。地破試驗施工曲線圖如圖3所示。

圖3 地破試驗施工曲線圖

通過圖3中的曲線可以看出，整個地破期間套壓在25~33MPa之間，以套壓最高值33MPa計算，當泵壓達到71MPa時中心管由于活塞效應(yīng)而產(chǎn)生的上頂力為27.46t，達到封隔器剪切環(huán)額定剪切值，本井地破期間泵壓達到94MPa，遠高于封隔器解封的臨界值，造成封隔器解封。

2.4封隔器質(zhì)量問題

封隔器質(zhì)量問題在統(tǒng)計數(shù)據(jù)里面占到13.3%。常見為密封圈失效或者加工精度及工藝造成坐封及工作期間失效。

TP42井坐封3次失敗。坐封期間表現(xiàn)為油管內(nèi)打壓正常，環(huán)空驗封無效。后提出封隔器，經(jīng)拆解，檢查發(fā)現(xiàn)活塞心軸與活塞配合間隙很小(0.1~ 0.12mm，常規(guī)封隔器活塞心軸與活塞配合間隙為0.2mm)，封隔器上液缸活塞心軸鍍層（圖4）脫落造成阻卡，致使封隔器無法坐封。2.5井筒因素

圖4 封隔器上液缸活塞心軸鍍層脫落

完井期間因為前期固井附件導(dǎo)致管柱遇阻或者工具失效時有發(fā)生。在30井次的統(tǒng)計數(shù)據(jù)中，占到3井次。從目前的統(tǒng)計情況看，常規(guī)的通井或者掃塞工序難以完全發(fā)現(xiàn)或者解決井下工具遇阻。

TK915-4井完井期間經(jīng)過5次沖洗球座、7次打壓坐封、2次投球均未能成功坐封PHP液壓套管封隔器。本井完井工具為：177.8mm水力錨+177.8mmPHP液壓套管封隔器+ LXK341-128裸眼封隔器。

本井PHP封隔器有3次遇阻處理過程，管柱有上提下放動作。遇阻點位置出現(xiàn)在177.8mm套管浮箍附近。

起出177.8mmPHP封隔器檢查外觀，膠筒上部墊環(huán)硌痕從上往下逐漸變深（圖5），分析是在下放狀態(tài)時遇阻刮蹭造成；膠筒下部墊環(huán)硌痕傷口從上往下變淺（圖6），是上提狀態(tài)時遇卡刮蹭造成。

經(jīng)拆解檢查，發(fā)現(xiàn)8個解封銷釘全部剪斷，由于坐封期間管柱內(nèi)未打起壓，上提時無解封噸位，可以判斷剪切銷釘應(yīng)該是遇阻處理過程中上提剪斷。

2.6操作不當

常見的操作不當，有現(xiàn)場起下管柱時的施工因素，也有施工方設(shè)置銷釘?shù)拳h(huán)節(jié)的操作因素，占到失效因素的6.67%.

TP12-6井完井管柱結(jié)構(gòu)為177.8mm水力錨+ 88.9mm伸縮管+PHP-MCHR封隔器（封隔器下部帶有34根油管）。當封隔器下至離雙閘板防噴器1.2m時，管柱突然劇烈抖動，封隔器進入雙閘板0.8m。提出管柱發(fā)現(xiàn)伸縮管被拉開，封隔器坐封銷釘（5顆）已剪斷，坐封活塞下移促使卡瓦張開，封隔器坐封[5]。

分析施工過程認為在封隔器入井過程下部發(fā)生頓鉆或掛卡致使伸縮管銷釘剪斷，管柱下部3.06t重量使下部產(chǎn)生2m的自由下落，沖擊力致使MCHR封隔器坐封銷釘在活塞的慣性作用下被剪斷，下卡瓦張開。

圖5 膠筒上部墊環(huán)硌痕傷口從上往下逐漸變深

圖6 膠筒下部墊環(huán)硌痕傷口從上往下變淺

3　應(yīng)對措施

基于目前統(tǒng)計數(shù)據(jù)分析結(jié)合現(xiàn)有條件，建議開展如下工作。

1）繼續(xù)加強工具的檢測及使用管理：①持續(xù)對入井工具試壓檢測，嚴格監(jiān)控工具質(zhì)量;②繼續(xù)采用施工設(shè)計的模式，強化各施工隊伍作業(yè)質(zhì)量，提高各施工隊伍間的配合。

2）優(yōu)化工藝及管柱設(shè)計：①優(yōu)化射采聯(lián)作工藝。采取增加射孔槍與封隔器之間的油管長度方式，提高封隔器坐封后的可靠性。②對于酸壓期間極易出現(xiàn)泵壓突降的井，以管柱收縮長度為計算數(shù)據(jù)，設(shè)計中管柱適當增加伸縮節(jié)。

3）對于因為井筒因素造成的異常工況：采取措施保障前期掃塞、刮管徹底，消除套管附件、井壁水泥屑對后期下完井管柱及封隔器坐封影響；盡量選擇低固相或無固相的低比重完井液，對于高比重泥漿井，充分循環(huán)洗井，避免因泥漿沉淀導(dǎo)致的井下工具故障情況。

4　總結(jié)及建議

封隔器是完井中封隔油套的核心工具。封隔器工作狀況直接決定了完井質(zhì)量的優(yōu)劣。根據(jù)近5年的統(tǒng)計，除開兩井次井下工具問題無法定性外（TP113CH、TK915-5X井封隔器失效后直接完井，未起出工具檢查），現(xiàn)場井筒、井下工具質(zhì)量等現(xiàn)場因素占到53%以外，前期的管柱、工藝設(shè)計占到失效因素的40%。因此，除開持續(xù)對工具質(zhì)量嚴格監(jiān)控以外，在工藝及管柱配置上仍然需要持續(xù)認識及改進。

參考文獻：

[1]張立新，沈澤俊，李益良，等.我國封隔器技術(shù)的發(fā)展與應(yīng)用[J].石油機械，2007，35(8):58-60.

[2]蔡慶俊，孫寶泉，李玉寶，等.操作因素對下放液壓封隔器管柱的影響[J].石油機械，1996，24(11):34-38.

[3]范青，陳永紅，衛(wèi)瑋，等.封隔器膠筒損壞失效分析[J].油氣井測試，2014，23(5):48-50.

[4]謝水祥，蔣官澄，陳勉，等.破解塔里木盆地群庫恰克地區(qū)井壁失穩(wěn)難題的鉆井液技術(shù)[J].天然氣工業(yè)，2011，31 (10):68-72.

[5]仝少凱,朱炳坤，曹銀萍，等. RTTS封隔器卡瓦力學性能分析[J].石油機械, 2014，42(2):53-57.

■大家談

收稿日期：本文編輯：王梅2015-10-22

作者簡介:趙源浦（1975-），男，工程師，現(xiàn)主要從事完井試油工作。