超深井封隔器故障因素及处理技术研究

2015-02-23高定祥孔祥云

西部探矿工程 2015年1期

关键词：胶筒管柱油管

高定祥，刘磊，孔祥云

（中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐830011）

超深井封隔器故障因素及处理技术研究

高定祥*，刘磊，孔祥云

（中石化西北油田分公司工程技术研究院，新疆乌鲁木齐830011）

分公司近年来在酸压完井以及后期修井作业过程中，封隔器常出现失封和解封遇卡等封隔器故障，针对解封失败故障井处理，后常进行倒扣或切割形成井筒落鱼转大修作业复杂事故。通过对历年封隔器应用效果及事故分析，研究不同类型封隔器事故影响因素，为后期措施封隔器选型提供指导，总结历年处理经验，引进处理封隔器新工艺和新技术，提高事故处理效率，避免二次事故，减少作业周期及费用，形成超深井封隔器事故治理技术系列。

封隔器；原因分析；解封失败；处理技术

西北油田分公司70%油气井要采用封隔器压裂完井，且封隔器坐封位置普遍较深，因封隔器胶筒老化、井筒腐蚀、结垢、井壁坍塌、套管缩径变形等因素频繁导致解封失败。从2008年至今，共计有78口井因封隔器不能解封而进行倒扣或切割形成井筒落鱼转大修作业，有的封隔器在高吨位解封过程中出现油管拉断，形成多落鱼井筒复杂事故，导致作业周期延长，风险增加，单井平均作业成本增加3～10倍，平均每年因封隔器形成落鱼的大修作业费用在3000多万元。

本文通过对历年封隔器应用效果及后期事故分析，研究不同封隔器事故影响因素，为后期措施封隔器选型提供指导，总结历年处理经验，引进处理封隔器的新工艺和新技术，提高事故处理效率，避免二次事故率高，减少作业周期，降低单井作业费用，形成超深井封隔器事故治理技术系列，防止封隔器事故发生并降低后期作业风险。

1 塔河油田封隔器应用及事故现状

塔河油田溶洞型油藏通常采取裸眼完井，尤其对多油层和多压力体系的奥陶系油层，完井过程中通常选用带封隔器特殊管柱结构分层封隔、逐级开发，另外封隔器也常用于作业管柱及生产管柱中，如腐蚀严重情况下采用封隔器配合保护液进行套管防腐，大型酸压过程中防止套管被胀裂等。截止目前分公司入井封隔器共计840口，其中包括套管封隔器653口，裸眼封隔器187口，常用的套管封隔器类型有Y211、RTTS、 PHP-MCHR、MCHR、RH、Y241；常用的裸眼封隔器类型有Y344、PIP、PDP等。

目前封隔器事故主要表现为施工中胶筒失效、套管封隔器解封失败、裸眼封隔器遇阻等3个方面。根据2008年以来封隔器本体起出但胶筒或卡瓦落井的共有203口，未能成功解封的有78口。封隔器解封失败占作业井次的9.8%，套管封隔器解封失败率为7.3%、裸眼封隔器解封失败率为16.4%，解封失败封隔器类型主要集中在PDP、PHP、K344、Y211、PHP-MCHR。塔河油田常用封隔器解卡处理方法包括大力提拉解卡、憋压解卡、悬吊解卡、冲管解卡、震击解卡、倒扣套铣解卡等常规技术。

2 封隔器事故影响因素研究

2.1 封隔器胶筒失效因数分析

（1）下钻过程中刮伤胶筒。井筒套管内壁存在水泥渣等附着物，下入封隔器前未经过充分刮管处理，封隔器在下至坐封位置前将会受到频繁挂卡，导致胶筒划伤甚至撕裂，引发封隔器失效。

（2）井壁不规则导致胶筒损坏。裸眼井段井壁不规则，如存在大段粗糙井壁或大肚子、大裂缝等，裸眼封隔器下入过程中，长胶筒往往被粗糙井壁磨损或划伤，随后坐封过程中液压力使得胶筒在大肚子或大裂缝处过度膨胀，进而出现胶筒破裂现象，导致坐封或高压作业失败。

（3）温度的影响。常用封隔器胶筒材料为耐油性能优异的丁腈橡胶，丁腈橡胶拉伸强度和伸长强度都随着热氧老化的进程而下降，导致封隔器密封件密封失效。

（4）套损硬性破坏。起下封隔器经过套管的破损部位时，发生封隔器胶筒与套损部位刮、碰，导致橡胶密封件的整体脱落或部分脱落。

2.2 套管封隔器解封失败影响因数分析

（1）封隔器自身的因素。由于封隔器自身结构的复杂性和结构差异性，如果下钻过程中操作不当，上提管柱高度超过防坐封距离，极容易导致封隔器中途坐封。若管柱压力过大，扶正器、锥体、卡瓦、胶筒不易复位，易卡钻。另外，坐封拔距过大造成油管变形、胶筒失去弹性不能收复而卡钻。

（2）井筒因素分析。由于井斜的影响，封隔器及封隔器以上管柱的重力增加了管柱与套管壁之间的接触压力，从而导致摩擦阻力增大，以致封隔器中途易坐封、顿钻，造成封隔器损伤、卡钻；在封隔器解封时，由于摩擦阻力的原因，井斜增加了解封时的拉伸载荷，井斜越大、封隔器位置越深，卡钻的概率就越大；另外套管变形使井筒截面扩大、缩小或扭曲，使封隔器不能通过或解封时受外力作用导致封隔器胶筒不能复原，卡瓦镶嵌在套管上，从而引起卡钻。套损井由于其套管受腐蚀影响，强度降低，易出现套管缩径变形现象，从而导致卡钻事故发生的几率增大；结垢一方面减小了环形空间，使套管内表面变得粗糙；另一方面使封隔器卡瓦、轨道表面增厚而导致封隔器解封时扶正器、锥体、卡瓦不能回位复原而引起卡钻。另外，结垢的同时也伴随着腐蚀，使套管变形、破损、封隔器损坏等引起卡钻。

2.3 裸眼封隔器遇阻影响因数分析

（1）封隔器胶筒失效导致解封失败。塔河油田封隔器胶筒在高温高腐蚀地层条件下极易老化，表现出短时间内胶筒硬化，胶筒失去伸缩性能。封隔器坐封成功后，胶筒能够保持密封状态，当进行封隔器解封时，由于胶筒失去伸缩性而不能回缩，胶筒不能离开井壁，加之胶筒上部沉积物堆积，导致封隔器解封失败。

（2）裸眼井段坍塌导致封隔器埋卡。封隔器上部地层发生坍塌后，岩屑掉入井筒，若井筒内为机械式封隔器则岩屑会堆积于封隔器上部，直接造成管柱及封隔器砂埋，若井筒内为压差式封隔器，由于封隔器胶筒与井眼间隙较小，在大块岩屑的架桥作用下，同样会造成管柱及封隔器砂埋。管柱一旦砂埋，当起管柱时由于砂埋管柱摩阻较大，加之部分封隔器胶筒回收不完全，造成封隔器遇阻严重而表现出解封失败，形成落鱼。

3 封隔器事故处理技术

3.1 砂埋井酸浸解卡技术

封隔器酸浸解卡技术是在发生封隔器砂卡或轻微砂埋情况下，无法通过上提管柱提出封隔器，但油套连通的情况下，通过管柱挤入酸液并顶替至砂卡井段，利用酸液将砂卡岩屑溶蚀进而实现解卡的处理技术，多用于裸眼封隔器上部井壁坍塌导致封隔器砂卡及轻微砂埋的处理。如TP315井酸压完井后，酸压改造后封隔器上部井段存在一定坍塌，造成K341-138裸眼封隔器砂卡遇阻，反复活动至112t仍未解卡，随后尝试注酸解卡封隔器，待井底胶凝酸返到裸眼封隔器位置后关井充分反应，尝试上提解卡，自原悬重84t开始逐级上提，上提至112t后突降至76t，上提下放管柱悬重无变化，封隔器解卡成功。

3.2 倒扣（切割）套铣打捞分段处理技术

“倒扣（切割）+套铣+打捞”分段处理技术即对遇卡带封隔器落鱼实施三部分分解打捞。首先，针对卡点（封隔器或大直径工具附近）上部自由管柱实施逐级倒扣或者切割弹一次性切割打捞；其次，针对卡点位置管柱或者大直径工具采取套铣筒套铣，尽可能清理掉卡点位置环空堆积物；最后，采用常规裸眼管柱型落鱼打捞工具打捞剩余落鱼。该工艺技术具备工艺思路清晰、单项工艺技术成熟、处理事故高效等优点。

TH10358井2012年10月份冲砂酸化修井施工，原井管柱上提遇阻严重，采取油管内切割形成落鱼：半根3-1/2″JC油管+7″水力锚+2-7/8″JC油管28根+ K344-128封隔器+2-7/8″JC油管1根+喇叭口，鱼顶深度5907m。后经采油测卡仪测得卡点深度5902m，卡点位于水力锚（5910m）附近，分析认为水力锚为落鱼的第一个卡点，随后下切割弹至5906m处实施对扣切割，成功捞出水力锚及上部管柱，随后下入第二趟对扣切割管柱，于6093m处实施爆炸切割（封隔器6174m），成功捞出水力锚与封隔器之间管柱，再采用套铣筒对封隔器上部管柱及封隔器本体实施套铣解卡，多趟打捞捞获剩余落鱼。

3.3 套捞一体化技术

封隔器套捞一体化处理技术是在明确封隔器管柱遇卡原因，通过上提悬吊及震击等不能解卡时，采用倒扣或切割处理封隔器上部管柱后，加工套铣打捞一体化工具通过套铣头清理环空、内部的打捞工具抓住落鱼，可达到有效减少工序，增加时效的目的。

TH12164井转抽解封期间形成落鱼，落鱼结构：LXY211-146封隔器本体+2-7/8″油管14根+安全丢手1个+5″PIP裸眼封隔器+2-7/8″油管1根+球座+2-7/8″喇叭口，鱼顶:5631.78m，组下套铣打捞一体化工具打捞，套铣进尺1.1m，多次调整位置下放钻具反转对扣后活动钻具，上提至130t悬重降至90t，捞获Y211-146封隔器及14根油管。