Premier封隔器異常原因剖析及對策

張永龍，曹宗波

（中國石化江漢石油工程有限公司井下測試公司，湖北 武漢430040）

引 言

塔河油田碳酸鹽巖油藏埋深5 400～6 900m，壓力系數1.08～1.12，地溫梯度2.2～2.4℃／100m，具有超深、高溫、高壓的特點，75%以上油氣井需要通過酸壓改造溝通井筒周圍縫洞儲集體后才能投產。S7井為西北局在塔中的一口探井，井深6 600m，井底壓力89.26MPa，井底溫度142.56℃，折算地層壓力系數達到1.38，地層破裂壓力梯度0.023 6MPa／m，整體反應區域儲層巖石較致密。因此，選用耐溫177℃、耐壓70MPa的貝克Premier液壓封隔器進行酸壓作業。酸壓過程中出現油套連通現象，為避免損壞套管頭與套管，控制套壓完成壓裂作業，未能達到溝通儲集體的目的。

1 Premier封隔器結構及工作原理

1.1 結構

Premier封隔器（圖1）是貝克公司近年推廣使用的一款大通徑、高性能的液壓封隔器，該封隔器采用模塊化設計理念，具有操作簡單、施工成功率高、可靠性好等特點，廣泛用于高壓油氣井完井作業。

圖1 Premier封隔器結構圖

Premier封隔器采用組合膠筒、雙向卡瓦的結構，液壓坐封，外徑147.8mm、內徑101.2mm、總長2.47m。其結構主要由上接頭、中心管、上卡瓦、膠筒、下卡瓦、液壓缸、剪切環、下接頭組成，中心管外徑114.3mm，內徑101.2mm。

1.2 工作原理

1.2.1 坐封

投球，油管內打壓，液壓缸內壓力升高至17MPa，剪斷剪切銷釘。活塞推動下卡瓦和膠筒上行，至膠筒膨脹坐封，并且上、下卡瓦張開至套管壁，完成坐封步驟。液缸具有止退機構，防止封隔器松動。

1.2.2 解封

上提中心管，下接頭處剪切環被剪斷，中心管帶動上卡瓦上行，先使上卡瓦松動，繼續上行，完成膠筒與下卡瓦的解封動作。剪切環設計剪斷拉力為54t，考慮到該井管柱重量67.7t，則解封載荷達121.7t，接近油管抗拉極限，因此，將剪切環更換為剪斷拉力27t（說明：Premier封隔器原設計通徑101.2mm，配合41／2″油管，可使整個管柱通徑保持大通徑，解封環標準配置為12萬磅；為了適應西部油田的使用工況，完井油管大部分為31／2″，引進時將封隔器上下扣型改為了31／2″，考慮到解封時井口油管的抗拉強度解封環配置為6萬磅）。

2 S7井施工情況

2.1 管柱結構

S7井為五級井身結構，前期打水泥塞至6 600m，射孔井段6 547～6 555m、6 564～6 568m。塔河油田考慮油管強度、液體摩阻等因素，壓裂作業采用88.9mm＋73mm復合管柱進行施工，為減少壓裂作業造成的溫度、鼓脹等效應對管柱的影響，通常套管封隔器上部安裝水力錨。考慮Premier封隔器為雙卡瓦結構，具有雙向錨定能力。因此，S7井壓裂管柱結構為：喇叭口＋球座＋27／8″油管1根＋Premier封隔器＋伸縮管2根＋31／2″油管4 943m＋油管掛（圖2）。

圖2 S7井酸壓管柱結構示意圖

下酸壓完井管柱到位后，投球，逐級正打壓至28 MPa坐封封隔器，泄壓至0MPa。環空打壓25MPa驗封合格。之后正打壓試擠，最高泵壓45MPa（圖3）。

圖3 封隔器坐封壓力曲線

曲線中可以看出4處關鍵點：①打壓至28MPa坐封封隔器；②打壓至35MPa打落球座；③試擠至37 MPa壓力出現一次明顯跳動，并且對應套壓出現波動；④試擠最高泵壓45MPa。

2.2 施工情況簡述

該井為探井，地層破裂壓力不明確。為了確定酸壓施工參數，進行了地層破裂壓力測試（圖4）。曲線中可以看出5處關鍵點：①緩慢打油壓至20MPa，同時補套管平衡壓至15MPa后，啟泵測試，隨即出現油套連通現象；②－④過程中套壓持續上漲，為保護套管頭，不斷泄套壓至低于35MPa，但套壓上漲并未迅速追平油壓，而更接近滲漏特征；⑤油套壓差越小，套壓上漲越快。

油套泄壓后再次驗封。環空打壓10MPa，油壓同步上漲，表現為油套連通；正打壓11MPa，套壓升至2MPa，停泵3分鐘后，油套壓平衡于4.7MPa，套壓對油壓變化反應存在延遲，表現為滲漏。

起出酸壓管柱。上提管柱，無封隔器解封噸位顯示，判斷Premier封隔器提前解封。起出工具檢查，2根伸縮節全部拉開，并且地面壓力測試伸縮管密封完好；封隔器剪切環已正常剪斷；上卡瓦磨損嚴重，下卡瓦基本完好。

圖4 地層破裂壓力測試曲線

3 異常現象原因分析

根據管柱力學理論，對施工過程中封隔器、伸縮管、油管受力變化進行分析。

伸縮管外徑114mm、內徑60mm、耐溫177℃、耐壓70MPa、抗拉能力50t、2根伸縮距4m、銷釘剪切強度15t（圖5）。

圖5 伸縮管結構圖

由于作業過程中，泵注排量與液量都很小，溫度效應影響可忽略。Premier封隔器中心管外徑為114.6mm規格，上部油管為88.9mm規格（內徑76mm），變扣接頭處產生5 775.37mm2面積差造成活塞效應。因此，封隔器中心管及剪切環主要受此活塞效應與油管鼓脹效應產生的軸向力影響。伸縮管內密封件同樣存在活塞作用影響，同時承受油管鼓脹變形影響。應用管柱力學理論，對施工過程中管柱各部分受力及變形情況進行分析：

1）活塞效應。當密封件上下壓力不同時，壓差作用在密封件上產生活塞效應。

活塞效應產生軸向力的數學模型為：

活塞力引起的油管彈性變形為：

式中：Ap－為封隔器密封腔的橫截面積，mm2；Ai－為油管內截面積，mm2；Ao－為油管外截面積，mm2；Pi－為油管內壓力，MPa；Po－為環空壓力，MPa；E－為油管彈性模量，MPa；△Pi－為封隔器處油管內壓力變化，MPa；△Po－為封隔器處環空壓力變化，MPa；本次施工，活塞效應作用有3處：封隔器中心管與上部油管尺寸差產生活塞效應，作用在封隔器剪切環上；封隔器膠筒產生活塞效應，作用在封隔器卡瓦上；伸縮管密封件產生活塞效應，作用在伸縮管剪切銷釘上。

2）鼓脹效應。當油管所承受的內壓高于外壓時，油管直徑變大、長度縮短；反之，外壓大于內壓時，油管直徑減小、長度伸長。其數學模型為：受力變化：

式中：為泊松比；R為油管外徑與內徑之比。

根據完井施工與地破試驗時出現的關鍵點分析各部件受力狀態，現單獨計算油管鼓脹效應與活塞效應（表1）。

表1 油管受力計算結果

3.1 完井作業階段

完井作業階段，封隔器、伸縮管受各自活塞作用于油管鼓脹變形，影響計算結果（表2）。

完井作業階段，關鍵點③時刻，封隔器中心管受到的軸向力為26.32t（設計解封力為27t），伸縮管受拉力15.89t（設計打開拉力15t），實際受力均接近設計值，考慮剪切環與剪切銷釘加工誤差，不能準確判斷哪個工具首先動作。

如果伸縮管首先打開，它的伸長1.31m補償油管鼓脹縮短產生的9.13t軸向力，則步驟③、④中，封隔器中心管只受活塞作用力，分別為17.19t、21.9t，不會解封。

若封隔器首先解封，卡瓦錨定失效，封隔器受軸向力作用向上移動，則步驟③、④中，伸縮管只承受活塞作用力，分別為7.4t、9.68t，不會打開。

由地破試驗初期出現明顯油套連通現象判斷，認為步驟③過程中，封隔器首先解封，導致油套壓出現劇烈波動。由于泵壓大于套壓，膠筒在下部壓力作用下，上頂上錐體撐開上卡瓦，上卡瓦緊貼套管內壁向上滑動，并隨泵壓變化往復運動，產生劇烈磨損。此時膠筒在上卡瓦支撐下暫時保持脹大狀態，沒有立即表現出失封現象，而是滲漏狀態。

表2 完井作業階段井下工具受力計算結果

3.2 地破試驗階段

地破試驗階段，由于封隔器失封，油管軸向力得到釋放，封隔器卡瓦錨定失效，僅伸縮管剪切銷釘在泵壓作用下受自身活塞作用力（表3）。

表3 地破試驗階段伸縮管受力計算結果

地破階段泵壓達到94MPa時，2根伸縮管僅受自身活塞作用影響，即可全部打開。

3.3 再次驗封

反打壓時，下卡瓦不起作用，膠筒下部沒有支撐，無法承壓，因此油套連通明顯。

正打壓時，與地破施工時類似，膠筒上頂使上錐體撐開上卡瓦，膠筒得到支撐，起到節流作用，使套壓對油壓的響應發生延遲。

4 技術對策

假設封隔器沒有失封，伸縮節受外界作用力17.34t（油管鼓脹效應、封隔器坐封殘余拉力），折算油管縮短2.5m。即：2根伸縮管提供4m伸縮距足夠補償油管長度變化，伸縮管配置合理。

假設伸縮管首先打開，油管軸向長度變化將不會影響封隔器中心管。但僅考慮114.6mm中心管與上部88.9mm油管產生的活塞作用，油套壓差不宜超過40 MPa。為避免產生上述異常情況，應采取以下措施：

1）上部油管采用4－1／2″規格，與 Premier封隔器中心管保持一致，消除面積差產生的活塞效應。則封隔器中心管僅受油管鼓脹產生的拉伸作用，伸縮管打開拉力小于封隔器剪切環剪切拉力，能夠避免封隔器意外解封。

2）上部采用3－1／2″油管，管柱配置時需要考慮削減封隔器芯軸活塞面積對解封環的影響或對芯軸采取限位措施；可以采取在Premier封隔器上部增加水力錨，限制芯軸的位移，避免剪切環意外剪斷情況發生。在施工壓力預計不超過90Mpa的工況下，也可采取在封隔器下部增加一個油管錨，坐封封隔器之前，先坐封油管錨，對Premier封隔器施加10～15t的噸位，用于抵消部分活塞力。

5 結束語

西部油田碳酸鹽巖油藏具有超深、高溫、高壓的特點，高泵壓施工使井下工具工作環境更加惡劣，受力復雜。對于新引進的封隔器，一定要確定其使用條件，不能單獨從封隔器本身出發考慮，對設計參數改動需要充分論證其可能帶來的風險，設計管柱時提前做好相應的預防措施。對于類似S7井的工況，應優化井下管柱組合，適當增加油管錨、水力錨等井下工具，提高管柱安全性，防止意外解封情況發生。

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