双封隔器管柱应用评价.docx

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双封隔器管柱应用评价

双封隔器管柱应用评价

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****井。

*****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****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。

*****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。

*****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。

*****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，裸眼封隔器在启动坐封前水力锚与裸眼封隔器之间的管柱伸长，以启动压力为8MPa计算，裸眼封隔器在球座打掉后受到的上提力为2.41t。

本阶段主要考虑两个封隔器坐封压力的匹配，目前裸眼封隔器的最大坐封压力一般要求控制在25MPa以内，而使用的几款套管液压封隔器中，MFH封隔器和PHP-MCHR封隔器的完全坐封压力为21MPa，PHP和SHR-HP封隔器的完全坐封压力为25MPa，考虑球座销钉的误差值，一般球座销钉设定值大于封隔器完全坐封压力5MPa左右。

因此如果使用一个球座同时坐封两个封隔器，尽量选择MFH封隔器和PHP-MCHR封隔器与裸眼封隔器配套使用。

3.2.2酸压施工阶段管柱受力

酸压施工阶段管柱主要受温度效应、活塞效应、鼓胀效应、螺旋弯曲效应等综合影响，管柱的综合表现为缩短，对其下部连接的工具产生一个拉力。

以5500m31/2″油管+7″水力锚+7″套管液压封隔器+700m27/8″油管+7″水力锚+300m27/8″油管+K341-128封隔器的完井管柱，酸压最高泵压95MPa，环空打背压30MPa，排量6m3/min为例进行计算。

酸压期间套管封隔器以上管柱收缩4.39m，产生30.24t的拉力，这个力基本全部作用在套管封隔器上部的水力锚上。

套管封隔器与下部水力锚之间管柱收缩0.502m，产生17.58t的力，这个力全部作用作用在下部水力锚上。

下部水力锚与裸眼封隔器之前管柱收缩0.221m，产生18.04t的力，这个力全部作用在裸眼封隔器解封销钉上。

实际上裸眼封隔器中心管与外筒之间在拉力作用下可以产生轻微位移，加上酸压期间裸眼封隔器可能向上轻微滑动，部分抵消了裸眼封隔器上部管柱的收缩量，使销钉受力减小，不会提前解封。

因此从酸压期间管柱受力分析，尽量减少下部水力锚或套管封隔器与裸眼封隔器之间的距离，利用裸眼封隔器能够产生的轻微位移来抵消管柱收缩量，可以有效防止裸眼封隔器提前解封，如果井筒条件无法满足要求，可以在裸眼封隔器上部加一根伸缩节。

3.2.3酸压施工阶段封隔器受力

使用双封管柱的油气井酸压施工时封隔器受力相比单封管柱明显不同，主要特点是上部套管封隔器承受上部环空的压力，下部裸眼封隔器承受下部油管内的压力，环空打的背压无法有效作用在裸眼封隔器上，导致裸眼封隔器承受较大的压差。

以5500m31/2″油管+7″水力锚+7″套管液压封隔器+700m27/8″油管+7″水力锚+300m27/8″油管+K341-128封隔器的完井管柱，酸压最高泵压95MPa，环空打背压30MPa，排量6m3/min，完井液比重1.2，酸液比重1.01为例进行计算。

套管封隔器胶筒承受30MPa向下的压差，如果坐封活塞在胶筒之上，坐封活塞承受27MPa压差，与一般封隔器打球座时承受压差相当。

但是如果封隔器坐封活塞在胶筒之下，坐封活塞承受57MPa压差，将对封隔器产生两个方面的影响：

一是如果封隔器坐封活塞没有限位机构，将导致胶筒过度挤压。

二是可能超过活塞缸的抗内压强度，产生塑性变形或是压爆，导致内外连通，失去分段酸压的目的。

裸眼封隔器由于无法对打背压，酸压期间将承受最高49MPa压差，接近封隔器的额定承压能力，可能出现封隔器锚定失效上移或失封。

TH10254X井由于裸眼封隔器承压差过大导致上移，上部管柱出现弯曲变形。

因此对于预测施工泵压较高的油气井，套管封隔器尽量使用活塞上至的封隔器，防止坐封活塞超压。

裸眼封隔器可以使用双裸眼封隔器或研发锚定能力更强的裸眼封隔器，防止裸眼封隔器受压差过大出现上移。

3.2.4封隔器解封阶段受力分析

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。

4双裸眼封隔器管柱受力分析

完井管柱中带双裸眼封隔器的完井管柱使用较少，一般用于封隔器坐封裸眼井段井径不规则，封隔器工作环境恶劣的油气井。

裸眼封隔器的种类主要有两种，一种是两个K344（PDP）裸眼封隔器组合，另一种是K341（PIP）裸眼封隔器组合。

4.1酸压期间管柱受力分析

酸压期间水力锚以上管柱由于收缩产生的力全部作用在水力锚上，因此对裸眼封隔器的受力不会产生影响，真正影响裸眼封隔器工作的是水力锚与裸眼封隔器之间的管柱收缩产生的力。

以5500m31/2″油管+7″水力锚+300m27/8″油管+两个裸眼封隔器的完井管柱，酸压最高泵压95MPa，环空打背压30MPa，排量6m3/min，完井液比重1.2，酸液比重1.01，井底温度由120℃下降至40℃为例进行计算。

水力锚与裸眼封隔器之间的管柱收缩0.181m，将产生15.54t的力，如果使用K341（PIP）裸眼封隔器，这个力将作用在解封销钉上，但是由于裸眼封隔器的结构特点，中心管与外筒之间可以产生一定的弹性变形来弥补管柱的收缩量，因此作用在销钉的力小于15.54t。

如果使用K344（PDP）裸眼封隔器，这个力将直接作用到胶筒和钢带上，由于裸眼封隔器的锚定能力远大于15.54t，管柱收缩产生的力不会对封隔器产生过大影响。

酸压期间如果两个裸眼封隔器同时工作良好，上部裸眼封隔器主要承受环空压力，以裸眼段井径6″计算，对裸眼封隔器产生向下42t的活塞力。

如果裸眼封隔器胶筒与井壁产生的摩擦力小于活塞力，胶筒将向下移动，如果使用K341（PIP）封隔器，销钉将开始受力，可能剪断销钉，封隔器提前解封。

下部裸眼封隔器主要承受来自油管内的压力，对裸眼封隔器产生向上的活塞力，同样以裸眼段井径6″计算，对裸眼封隔器产生向上75t的活塞力。

如果裸眼封隔器胶筒与井壁产生的摩擦力小于活塞力，胶筒将向上移动，不足的摩擦力由中心管提供，对中心管产生上顶力，这个力如果大于上部K341（PIP）封隔器解封销钉额定力，将导致封隔器提前解封。

如果两个裸眼封隔器之间连接的油管过长，可能出现油管压弯的情况。

因此，单从封隔器及管柱受力上分析，使用K344（PDP）裸眼封隔器风险比K341（PIP）裸眼封隔器小。

因此在K344（PDP）裸眼封隔器满足要求的前提下尽量选用K344（PDP）裸眼封隔器。

4.2封隔器解封期间管柱受力分析

需要起完井管柱时，如果使用K344（PDP）裸眼封隔器，由于K344（PDP）裸眼封隔器为自解封封隔器，因此可以直接起完井管柱而无需解封动作。

如果使用K341（PIP）裸眼封隔器，必须先上提完井管柱解封两个裸眼封隔器。

由于裸眼封隔器中心管与外筒之间可以产生一定的弹性变形，因此上提完井管柱时，在上部裸眼封隔器还未解封时下部裸眼封隔器已经开始受力，如果两个封隔器之间的管柱较短，封隔器解封所需的上提力基本为两个裸眼封隔器解封力的总和，一般K341（PIP）裸眼封隔器的解封吨位为16t，解封所需的上提力可能达到32t。

因此使用双K341（PIP）裸眼封隔器可能造成解封困难，解决办法可以在上个裸眼封隔器之间加一支伸缩节，利用伸缩节来补偿上部裸眼封隔器解封时中心管与外筒之间的变形量，做到两支裸眼封隔器依次解封。

5总结

1、使用双套管封隔器的油气井尽量将套管机械封隔器放在套管液压封隔器之上。

2、使用套裸双封的完井管柱，在保证安全的情况下应该尽量减小封隔器的启动压力。

尽量选择完全坐封压力匹配的封隔器。

如果预测施工泵压较高，应该选择活塞上置的套管液压封隔器。

如果裸眼封隔器与其上部水力锚间隔较远，可以考虑增加一根伸缩节。

3、使用双裸眼封隔器的完井管柱，如果K344（PDP）裸眼封隔器满足要求的尽量选用K344（PDP）裸眼封隔器，如果必须使用K341（PIP）裸眼封隔器，可以考虑在两个裸眼封隔器之间加一个伸缩节。

4、****井上部裸眼段为一漏失层，本井选用一个裸眼封隔器的完井管柱，酸压期间环空不断灌液，相当于对裸眼封隔器打一定的背压，有效避免了****井的情况再次发生。

5、在基地进行裸眼封隔器承压试验，采用壁厚10.36的7″套管，341-138裸眼封隔器，打压40MPa未将裸眼封隔器打爆。

6、根据****井的经验教训，以后水平井或侧钻水平井选用套管机械封隔器和裸眼封隔器组合的套裸双封管柱，套管机械封隔器推荐选用RTTS。