測試求產管柱封隔器漏失原因及對策分析

齊璐 劉西增 陳龔 王海兵 黃玉平

(1.青海油田井下作業公司試油測試大隊 青海海西 816400）

（2.青海油田井下作業公司設備管理部 青海海西 816400)

一、漏失統計

2 012年2月-2013年12月試油測試大隊共使用封隔器進行測試求產278井次，其中漏失16井次，漏失率5.76%。漏失情況統計見下表：

從上表統計可以看出：

1.漏失大部分發生在51/2”套管的測試求產過程中，在該種套管中施工264井次，漏失16井次；其他類型套管測試求產18井次，漏失2井次，漏失率偏高；

2.51/2”套管的測試求產漏失率為6.06%，其中P-T封隔器漏失率為6.33%，RTTS封隔器漏失率為3.93%，P-T封隔器漏失率高于RTTS封隔器漏失率。

二、漏失原因分析

具體漏失情況及漏失原因見下表2、表3：

表2 、P-T封隔器測試求產時漏失情況及原因分析表：

龍1井1667.532010.11.10英東205井2013.8.2英東118井2013.5.62013.9.131744.80牛101井110.51781.83(下深)3431.93梁106井984.802013.3.22梁107井2013.5.262113.05梁108井扎205井2013.7.132014.3.21966.713260.93116.08座封時加壓120.0 K N,封隔器膠筒完好，判斷為路途遙遠、路況差，運輸途中端面密封件損壞，導致封隔器漏失。射孔振松封隔器？座封時加壓80.0 K N，后抽汲時油管蠟堵，環空打壓打開R D閥洗井。實際封隔器未漏失。座封時加壓100.0 K N，后抽汲時油管蠟堵，解封洗井。實際封隔器未漏失。該井使用耐溫120℃的封隔器密封件，座封時加壓110.0 K N，起出后檢查封隔器膠筒有碳化現象，部分位置失去彈性，導致封隔器緩慢漏失。正轉管柱4圈，反復座封多次，管掛均不能座入采油樹大四通內。因井淺管柱噸位不夠，加壓不夠，不能順利座封。座封時加壓100.0 K N，起出后檢查封隔器膠筒完好，判斷為管柱漏失。座封時加壓120.0 K N，起出后檢查封隔器膠筒完好，判斷為管柱漏失。該井使用耐溫120℃的封隔器密封件，座封時加壓140.0 K N，抽汲時環空輕微滲漏，起出后檢查封隔器膠筒碳化嚴重。因膠筒耐溫性能較差，井下溫度較高、工作時間過長，膠筒完全失去彈性，導致封隔器緩慢漏失。

表3 、RTTS封隔器測試求產時漏失情況及原因分析表：

砂43井2013.6.241955.2070.8扎201井2013.3.83410.66116.5座封時加壓110.0 K N，抽汲120小時后環空漏失，判斷為抽汲使管柱蠕動，封隔器上竄，封隔器膠筒緩慢失效，導致封隔器漏失。該井使用耐溫120℃的封隔器密封件，座封時加壓120.0 k N，起出后檢查封隔器膠皮變形嚴重。判斷為井溫過高引起膠皮變形，導致封隔器漏失。

從表2、表3漏失原因上看，造成近兩年測試求產漏失的主要原因有：

1.因座封時封隔器座封噸位未達到設計噸位，封隔器膠筒未完全封隔密封環形空間，如切1617井、龍6井、牛101井、牛2井、鄂7井等4井次的漏失；

2.因管柱自重不夠，座封時油管掛不能進入大四通油管頭內，取消座封，環空漏失，如梁106井的漏失；

3.高溫高壓井測試求產時，因封隔器膠筒耐溫性能較差，膠筒變形、變質，導致環空漏失，如牛101井、扎205井、扎201井等3井次的漏失；

4.因測試求產配套工具質量問題引起漏失，如龍1井、鄂7井、砂41井等3井次的漏失；

5.因原油在油管內結蠟嚴重，不能正常抽汲求產，被迫油套連通導致環空漏失，如：英東205井、英東118井等2井次的漏失；

6.因測試求產管柱密封不嚴導致的漏失，如梁107井、梁108井等2井次的漏失。

三、典型漏失案例分析

1.P-T封隔器由旁通道、密封元件和卡瓦總成三部分組成，座封時先上提管柱，再右旋管柱，在保持扭矩的同時，下放管柱加壓，芯軸向下使端面密封與密封唇吻合而關閉旁通；繼續加壓，錐體下行使卡瓦脹開，卡瓦上的合金塊棱角嵌入套管壁，使膠筒受力膨脹，密封油套環形空間。

RTTS封隔器由水力錨、封隔器膠筒和機械卡瓦三部分組成，座封時先上提管柱，再右旋管柱，在保持扭矩的同時，下放管柱加壓，芯軸向下使錐體下行迫使卡瓦脹開，卡瓦上的合金塊棱角嵌入套管壁，使膠筒受力膨脹，密封油套環形空間。

當座封噸位達不到設計要求時，膠筒雖受力膨脹，但不能完全密封油套環形空間，極易造成環空漏失。如2012年10月15日-25日進行的牛2井第Ⅰ層組試氣施工：

牛2井第Ⅰ層組套管內徑121.36 mm，施工井段1910.00-1920.00 m，采用A PR測-射聯作工藝進行試氣施工。具體施工過程如下：

10.15 4:00-13:00-15:00-16:00-16:03地面連接A PR測-射聯作工具。下測射聯作管柱至井深1955.70 m，加測試水墊850.13 m，液量2.57 m3。油管內磁定位校深。調整管柱至井深1920.50 m。正轉管柱3圈，加壓80.0 k N，封隔器座封，卡點1867.68 m。

拆簡易鉆臺，裝K Q-60/65型采油樹上半部，接打壓管線。用撬裝泵一部，環空打壓至0↑2.00 M Pa↓0，地面無震感。拆K Q-60/65型采油樹上半部，裝簡易鉆臺及封井器。上提管柱懸重至240.0↓190.0 k N，封隔器解封。起出井內全部A PR測射聯作管柱。重新組織、地面連接A PR測射聯作工具。下測射聯作管柱至井深2030.51m，加測試水墊849.16 m，液量2.56 m3。油管內磁定位校深。調整管柱至井深1920.50 m。正轉管柱3圈，加壓120.0 k N，封隔器座封，卡點1867.68 m。接打壓管線。用撬裝泵一部，環空打壓至11.00 M Pa，地層測試一開井。環空打壓至13.00 M Pa射孔點響，射后顯示微弱。觀察泡泡頭，泡泡頭顯示微弱。-16:50-17:00-20:39-10.16 5:00-14:35-19:35-20:20-20:58-21:01-21:38-21:43-10.17 12:00-10.25 10:10抽汲排液求產，環空壓力穩定為13.00 M Pa。

在內徑為121.36 mm的套管內RTTS封隔器推薦座封噸位為110.0-130.0 k N。對比兩次A PR測-射聯作施工過程，該井第1次施工失敗的直接原因是座封噸位僅為80.0 k N，封隔器膠筒未完全膨脹，不能密封環形空間，造成打不起壓，不能正常進行A PR測試開井、射孔。間接原因是在進行測-射聯作時現場技術人員不能正確處理射孔調整值、油管座封距、油管上節箍平面高度差、油管管掛長度與調整短節長度之間的關系，在座封時油管座封距偏少、座封噸位不夠。需對現場技術人員開展測-射聯作針對性培訓，理清各方與調整短節的關系，保證座封一次成功。

2.在淺井測試求產過程中，容易發生油管掛不能座入大四通油管頭內。如梁106井3月19日-26日進行的梁106井第Ⅴ層組試氣施工：

梁106井套管內徑121.36 mm，第Ⅴ層組設計試油井段823.00-829.00 m，采用負壓射孔工藝進行試油施工。具體施工過程如下：

3.19 18:00-23:00-3.20 2:30-3:00-4:30-7:11-7:16地面連接射孔槍，下鉆準備。限速下射孔管柱至井深827.09 m。磁定位-放射性校深。拆簡易鉆臺、轉換法蘭及2 FZ 18-35型封井器。調整管柱至井深829.58 m。下井管柱最大外徑114mm，最小內徑46 mm，管柱懸重70.0 k N。管柱組合：管柱組合：Φ 102 mm槍尾×0.58 m+Φ 102 mm射孔槍×6.00 m+Φ 102 mm安全槍×0.20 m+Φ 95mm起爆器×0.25m+Φ 73 mm外加厚油管4根×38.33 m+Φ 95mm下旁通×0.20 m+Φ 102 mm減震器×2.19 m+Φ 114mmP-T封隔器×1.55m（下0.99 m/上0.56 m）+Φ 95mm上旁通×0.17 m+Φ 73 mm提升短節×0.56 m+Φ 73 mm外加厚油管2根×19.26 m+Φ 108 mm反閥×0.34m+Φ 73 mm外加厚油管2根×19.27 m+Φ 73 mm校深短節×2.04m+Φ 73 mm外加厚油管76根×731.71m+Φ 73 mm外加厚油管短節×1.85m+管掛×0.30 m+四補距×4.78 m=829.58 m。正轉管柱4圈，反復座封多次無效。裝K Q-105/65型采油樹上半部，接放噴流程。連接打壓管線，用400型撬裝泵一部，加壓12.00 M Pa射孔，射后顯示強。

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該井座封前調整完管柱全懸重70.0 k N，多次座封油管管不能座入油管頭內，只能放棄負壓射孔，使用常規射孔工藝。應在封隔器上加裝鉆鋌，提高座封時加壓噸位。如東坪9井2013年9月12日-17日進行的第Ⅱ層組試氣施工：

東坪9井套管內徑121.36 mm，第Ⅱ層組設計試油井段869.00-871.00 m，采用R D S測-射聯作工藝進行試氣施工。具體施工過程如下：

9.1222:00-9.13 7:00-10:30-11:50-12:40-13:00-13:21-17:00-9.17 24:00地面連接測射聯作工具。限速下R D S測-射聯作管柱至井深870.12 m。拆簡易鉆臺及防噴器，油管內磁定位-放射性校深。調整管柱至井深871.30 m，下完管柱懸重120.0 k N，下井管柱最大外徑152 mm，最小內徑46 mm。正轉管柱4圈，加壓110.0 k N，封隔器坐封，卡點827.02 m。管柱組合：Φ 127 mm槍尾×0.30 m+SQ-127射孔槍×2.00 m+Φ 127 mm安全槍×0.20 m+Φ 95mm起爆器×0.25m+Φ 73 mm外加厚油管4根×38.38 m+Φ 89 mm下旁通×0.19 m+Φ 102 mm減震器×2.19 m+Φ 152 mmRTTS封隔器×1.52 m(下0.75m/上0.77 m）+Φ 89 mm上旁通×0.17 m+Φ 73 mm提升短節×0.68 m+Φ 73 mm外公×2 A 10變扣×0.29 m+Φ 89 mm鉆挺4根×36.43 m+2 A 11×Φ 73 mm外母變扣×0.17 m+Φ 95mm電托×2.28 m+Φ 73 mm提升短節×0.72 m+Φ 99 mmR D S閥×1.99 m+Φ 73 mm提升短節×0.68 m+Φ 73 mm外公×2 A 10變扣×0.29 m+Φ 89 mm鉆挺4根×36.39 m+2 A 11×Φ 73 mm外母變扣×0.17 m+Φ 73 mm外加厚油管2根×19.25m+Φ 108 mm斷銷式反循環閥×0.34m+Φ 73 mm提升短節×0.50 m+Φ 73 mm外加厚油管2根×19.16 m+Φ 73 mm校深短節×2.04m+Φ 73 mm外加厚油管73根×696.51m+Φ 73 mm外加厚油管調整短節3根×4.07 m+管掛×0.44m+油補距×3.70 m=871.30 m。安裝K Q-105/65型采油樹上半部分，連接抽汲流程，抽汲準備。抽汲掏空至井深500.00 m，抽出水1.51m3。用400型撬裝泵一部，環空打壓至12.00 M Pa，射孔點響，射后顯示中，環空穩定。觀察井口，泡泡頭顯示由中至無，環空穩定。抽汲排液求產，期間環空穩定。壓井解封起鉆。

該井在封隔器上共加裝Φ 89 mm鉆鋌8根，調整完管柱全懸重120.0 k N，座封時鉆鋌載荷有效壓縮封隔器，膠筒完全膨脹密封環形空間，R D S測-射聯作期間，環空無漏失。

在淺井測試求產過程中，建議在封隔器上加裝鉆鋌，以期有效壓縮封隔器，使膠筒完全膨脹，保證測試求產成功率。

3.在高溫高壓井測試求產過程中，因封隔器膠筒耐溫性能較差，膠筒變形、變質，導致環空漏失。如在扎201井第Ⅰ層組3452.00-3456.00 mR D S測-射聯作過程中，地層溫度達116.5℃，使用耐溫120℃的封隔器密封件，封隔器膠筒在高溫作用下變質，失去密封能力，起出后檢查封隔器膠筒變形嚴重。又如在扎205井第Ⅱ層組3303.00-3313.00 m負壓過程中，地層溫度達116.08℃，使用耐溫120℃的封隔器密封件，封隔器膠筒在高溫作用下變質，失去密封能力，起出后檢查封隔器膠筒變硬，完全失去彈性。

建議引進耐溫為150℃、180℃的封隔器密封配件，在高溫高壓井測試求產過程中使用，提高此類井的測試求產成功率。

4.在復雜井眼測試求產下封隔器時，如斜井易偏磨和磨損封隔器膠筒、尾管懸掛井易在尾管懸掛器處劃傷封隔器膠筒。如鄂7井完鉆井深2650.00 m，外徑244.5mm技術套管下至井深1348.88 m，下掛外徑177.80 mm尾管，懸掛器位置1141.82 m。在井眼準備過程中，雖用G X-T 245、G X-T 178兩種刮削器分別掛至設計井深，但井筒內毛刺仍將封隔器膠筒劃傷，導致測試時漏失。

建議在井眼復雜條件下封隔器時，加裝扶正器，以期減小對封隔器膠桶的磨損、偏磨和劃傷。

四、總結及建議

1.對現場技術人員開展測-射聯作針對性培訓，理清測-射聯作程序、各方數據與調整短節的關系，掌握復雜井況和井下工具時的方余計算公式和方法，保證座封一次成功；

2.在淺井測試求產時，建議在封隔器上加裝鉆鋌，以期有效壓縮封隔器，使膠筒完全膨脹，保證測試求產成功率。

3.建議引進耐溫為150℃、180℃的封隔器密封配件，在高溫高壓井測試求產過程中使用，提高此類井的測試求產成功率。

4.建議在井眼復雜條件下封隔器時，加裝扶正器，以期減小對封隔器膠桶的磨損、偏磨和劃傷。

5.試油測試求產時，建設方往往未提供套管接箍位置、井斜、套管完好程度等相關數據，建議要求建設方提供相關數據，在座封時避開節箍位置，保證測試求產一次成功。