双封管柱应用评价讲解.docx

双封管柱应用评价讲解.docx

《双封管柱应用评价讲解.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《双封管柱应用评价讲解.docx（8页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

双封管柱应用评价讲解

双封管柱应用评价

1双封管柱简介

1.1双封管柱概述

双封管柱指为达到不同的目的在完井管柱中设计有两个封隔器的管柱，主要包括两个套管封隔器的双封管柱、一个套管封隔器一个裸眼封隔器的双封管柱和两个裸眼封隔器的双封管柱。

1.2双封管柱使用情况

1.2.1双套管封隔器管柱

双套管封隔器的双封管柱一般由一个机械套管封隔器和一个液压套管封隔器组成，这类完井管柱主要应用于需要穿换井口的漏失井，机械封隔器的作用是保证穿换井口期间的井控安全，井口穿换完成后一般将其解封，液压封隔器的作用是保证后期生产期间的环空安全。

这类完井管柱随着钻采一体化四通的推广应用已经很少再使用，其中比较典型的案例就是S72-7井。

S72-7井完井管柱组合为3-1/2″油管+压井滑套+7-5/8″SHR-HP封隔器+7-5/8″RTTS封隔器，完井管柱下到位后上提管柱2.1m，正转8圈，下压12t，RTTS封隔器坐封，反打压5MPa，稳压10min，验封合格。

拆防喷器、穿换井口，解封RTTS封隔器，安装井口并试压合格后进行替液，初期由于井口见气油压最高达到38MPa，后期反挤期间由于油套不连通，最高套压达到35MPa。

坐封7-5/8″SHR-HP封隔器失败后起出完井管柱，检查发现封隔器未启动坐封，水力锚外传压管落井，水力锚本体有5mm穿孔，水力锚和活塞外筒之间间隙增加至40mm，上接头传压孔周向上刺坏严重，中心杆伸长40mm。

分析认为RTTS封隔器解封后胶筒回缩不完全，加上可能存在泥浆沉淀，导致封隔器胶筒与套管内壁形成密封，反替时在环空压力（最高泵压高达35MPa）作用下推动RTTS封隔器下行，使SHR-HP封隔器内中心管承受高达63.2t的轴向拉力，该拉力超过了内中心管的抗拉强度（46.3t）导致SHR-HP封隔器的内中心管屈服并产生塑性伸长，内中心管被拉长后，SHR-HP封隔器水力锚下端面与活塞外筒上端面之间的距离增至40mm。

通过本井的案例得出的经验教训是如果使用套管双封封隔器，将液压封隔器放在机械封隔器下面可以有效避免S72-7井的情况发生，由于机械封隔器中心管为一整体，不会影响后期完井管柱的长期密封性。

1.2.2套裸封隔器管柱

套裸组合的完井管柱由一个套管封隔器和一个裸眼封隔器组成的完井管柱，主要应用于裸眼分段酸压的油气井，裸眼封隔器的作用是封隔上部裸眼段（可能是后期需要单独酸压或是水层），套管封隔器的作用是保护套管。

裸眼封隔器主要分为两种，一种是可保持长期坐封的K341或PIP裸眼封隔器，一种是靠节流压差坐封，即酸压时封隔器坐封，酸压结束后自动解封的K344或PDP封隔器。

同样套管封隔器也分为两种，一种是套管机械封隔器，如Y211或RTTS封隔器，一种是套管液压封隔器，如PHP、MFH、PHP-MCHR、SH1X等。

TH10254X井采用7-5/8″SH1X套管液压封隔器+K341-150裸眼封隔器的酸压完井管柱。

酸压施工泵压60-88MPa，套压0.3-27.2MPa，停泵测压降，泵压31.1↓25.3MPa，套压23.7↓18.2MPa。

酸压施工期间，套压异常升高，停泵测压降期间，套压异常降低，表明本井油套连通。

本井正注比重1.01清水12m3，比重0.89轻质油32m3，环空反注比重1.01的清水60m3，正反注完毕14小时后油管液面500m，环空液面1215m。

油管内流体分布：

5518m比重0.89的稀油；环空流体分布：

3797m比重1.01的清水，1005m比重1.16的油田水，计算环空压力49.98MPa；油管压力50.56MPa，说明油套此时基本平衡，进一步验证油套连通。

综合分析本井油套连通的各种原因，认为套管封隔器失封，套管封隔器和裸眼封隔器之间管柱存在漏点是本井油套连通的主要原因。

套管封隔器失封的原因为裸眼封隔器推动油管上行导致套管封隔器提前解封。

裸眼封隔器上行的原因为本井完井管柱为双封，环空背压无法有效作用到裸眼封隔器上，且裸眼封隔器以上为漏层，地层压力系数低，导致裸眼封隔器最大承受48.91MPa压差，产生94.08t上顶力。

1.2.3双裸眼封隔器组合

双裸眼封隔器的完井管柱主要应用于封隔器坐封位置井眼质量差的油气井，裸眼封隔器的作用是对封隔器以下的裸眼段进行储层改在或是封堵封隔器以上裸眼段的水层。

两个裸眼封隔器主要包括两个K341（PIP）或两个K344（PDP），在完井管柱中两个裸眼封隔器之间一般连接一根短油管。

TP319井采用两个K341-138裸眼封隔器的完井管柱，管柱下到位后投45mm钢球，油管逐步打压3-6-9-12-14MPa，各稳压3min，重复以上动作后打球座，压力由19MPa突降至12MPa，球座击落。

正打压至0-18MPa，稳压20min压力不降，环空不返液，验封合格。

酸压施工期间最高泵压89.9MPa，最大排量5.9m3/min，停泵20min测压降，泵压35.0↓31.2MPa，套压30.9↓26.8MPa。

通过分析酸压施工曲线发现本井管柱在正挤高温胶凝酸期间油套连通。

2双套管封隔器管柱受力分析

双套管封隔器管柱一般由一个套管机械封隔器和一个套管液压封隔器组成，套管机械封隔器用于封隔环空，保证穿换井口期间的井控安全，在管柱下到位后进行坐封，井口穿换完成后即解封。

而套管液压封隔器一般在替浆完成后进行坐封，保证油气井整个生产期间的环空安全，且管柱不产生弯曲，不影响后期的绳缆作业。

两个不用类型的套管封隔器根据在完井管柱中的位置可以有两种不同的管柱组合，一种是套管液压封隔器在上，套管机械封隔器在下，另一种是套管液压封隔器在下，套管机械封隔器在上。

这两种不同的组合形式究竟孰优孰劣需要根据对管柱不同阶段情况进行综合分析。

2.1组下完井管柱阶段

组下完井管柱期间管柱的受力情况比较简单，主要受到管柱自身的重力和浮力，两个套管封隔器一般都是连接在管柱下部，受到的力均较小，两个封隔器的相对位置对各封隔器性能不会产生较大的影响。

2.2套管机械封隔器坐封阶段

套管机械封隔器坐封期间管柱受力的变化主要体现在套管机械封隔器坐封需要管柱对其进行加压以保持坐封状态，如果套管机械封隔器为RTTS则需要在加压前旋转管柱。

如果套管机械封隔器在套管液压封隔器之上，管柱旋转及加压不会对套管液压封隔器产生任何影响。

如果套管机械封隔器在套管液压封隔器之下，旋转管柱期间需要套管液压封隔器传递扭矩，加压期间需要套管液压封隔器传递加压吨位。

在套管机械封隔器坐封期间，井口使用油管堵塞器封堵油管内部，如果地层流体置换管柱内的压井液，导致井口起压，在机械封隔器位置油管内压力大于环空压力并大于液压封隔器启动压力，而恰好将套管液压封隔器连接在套管机械封隔器之上，则会出现套管液压封隔器提前坐封。

因此从本阶段考虑将套管机械封隔器设计在套管液压封隔器之上比较好。

2.3套管机械封隔器解封阶段

套管机械封隔器解封时一般需要在原悬重的基础上上提一定吨位，如果遇到套管机械封隔器解封困难，上提吨位可能更大。

在这种情况下，如果将套管液压封隔器连接在套管机械封隔器之上，机械封隔器解封时的上提吨位可能受到限制，上提过大对液压封隔器的中心管可能造成一定影响。

因此本阶段考虑将套管机械封隔器设计在套管液压封隔器之上比较好。

2.4替浆阶段

漏失井替浆一般采取反替的方式，如果地面不返液则先反挤一个环空容积再正挤一个油管+口袋容积，套管机械封隔器胶筒解封后不可能完全恢复，因此使胶筒与套管之间的间隙变小，进行反替时可能在胶筒处出现比较严重的节流效应产生活塞力，使套管机械封隔器以上管柱受到较大的下拉力。

S72-7井由于这种情况出现上部SHR-HP封隔器中心管被拉长导致整个封隔器结构失效的情况。

因此本阶段考虑将套管机械封隔器设计在套管液压封隔器之上比较好。

2.5生产阶段

油气井生产阶段管柱受力比较简单，主要考虑工具的长期密封性，这时如果套管液压封隔器设计在套管机械封隔器上部，套管机械封隔器不会对管柱的密封性产生任何影响，但是机械封隔器的中心管为一整体，上下依靠与油管匹配的丝扣跟管柱连接，出现密封失效的可能性较低。

因此本阶段考虑将套管液压封隔器设计套管机械封隔器在之上比较好，但是影响不是很大。

3套裸封隔器管柱受力分析

套管封隔器与裸眼封隔器的组合管柱两个封隔器的相对连接位置确定，只能通过选择合理的封隔器类型提高管柱的成功率。

3.1常规完井管柱受力分析

常规完井的油气井使用套裸双封的完井管柱一般为上部裸眼井段有水层，裸眼封隔器的作用是封堵上部水层，整个生产期间需要裸眼封隔器长期保持坐封状态，因此裸眼封隔器只能选择K341或PIP封隔器。

套管封隔器根据实际需要可以选择套管液压封隔器或套管机械封隔器。

套管液压封隔器可以在安装完井口后再进行替浆，因此比较适合于使用钻采一体化四通的油气井。

套管机械封隔器与盲堵配合使用可以在穿换井口前坐封套管机械封隔器保证穿换井口期间的井控安全，因此比较适合非钻采一体化四通的油气井。

但是封隔器坐封时上部管柱弯曲，影响后期的绳缆作业。

3.1.1封隔器坐封阶段

封隔器坐封阶段，在封隔器开始启动坐封前管柱主要受到活塞效应和鼓胀效应两种力的影响，管柱收缩变形，封隔器开始启动坐封后，封隔器将管柱锚定在套管上或是裸眼的井壁上，当球座被打掉后，管柱的活塞效应和鼓胀效应被解除，封隔器开始承受上提力。

以5500m31/2″油管+7″套管液压封隔器+1000m27/8″油管+K341-128封隔器，封隔器启动压力10MPa，球座销钉压力设置30MPa为例进行计算，封隔器启动坐封时管柱伸长0.34m，打球座期间当压力达到最大值时，管柱应该最大伸长1.02m，但是收到封隔器卡瓦和胶筒的束缚，认为封隔器开始坐封后没有发生位移，套管封隔器中心管受到的拉力增加13.6t，裸眼封隔器受到的压力增加9.05t。

球座打掉后套管封隔器解封销钉受到的拉力为1.51t，裸眼封隔器解封销钉受到的拉力为3.02t。

因此封隔器坐封完成后两个封隔器的解封销钉均开始受力，受力分别为1.51t和3.02t，井口管柱悬重增加4.53t。

3.1.2封隔器解封阶段

首先上提解封上部的套管封隔器，在不考虑井口压力变化、井筒内流体比重变化等因数的情况下，管柱的悬重相比下到位时增加了4.53t，管柱在开始上提时套管封隔器解封销钉受力1.51t，因此套管封隔器解封所需的上提吨位为原悬重+3.02t+解封销钉设定值，相比单套管封隔器解封吨位增加了3.02t。

套管封隔器解封后，上提力开始作用在裸眼封隔器解封销钉上，由于裸眼封隔器下部管柱受力与入井时基本一致，因此需要的上提吨位为原悬重+解封销钉设定值。

因此使用套管双封管柱对上部套管封隔器的解封将产生一定的影响，消除这种影响的简单做法是在保证安全的前提下尽量减小封隔器的启动坐封压力。

3.2裸眼分段酸压井管柱受力分析

裸眼分段酸压的油气井使用的套管封隔器可以是套管液压封隔器，也可以是套管机械封隔器，裸眼封隔器可以是K341（PIP）裸眼封隔器，也可以是K344（PDP）裸眼封隔器。

根据2012年编写的《西北分公司封隔器解封评估报告》中的相关结论，如果上部裸眼井段没有水层或是漏失层，裸眼封隔器尽量选择K344（PDP）裸眼封隔器以便后期管柱的提出。

套管机械封隔器+K344（PDP）裸眼封隔器、套管机械封隔器+K341（PIP）裸眼封隔器和套管液压封隔器+K344（PDP）裸眼封隔器的管柱受力相比套管液压封隔器+K341（PIP）裸眼封隔器的受力显得简单很多，因此主要以后者进行分析。

3.2.1封隔器坐封阶段

一般酸压完井管柱中套管封隔器上端需要加一只水力锚，如果套管封隔器与裸眼封隔器相距较远，在尽量靠近裸眼封隔器的套管内再加一只水力锚。

由于水力锚的锚爪伸出压力只有0.2-0.5MPa，因此认为套管封隔器在整个打压过程中不发生位移，裸眼封隔