测试求产管柱封隔器漏失原因及对策分析

一、漏失统计

2012年2月-2013年12月试油测试大队共使用封隔器进行测试求产278井次, 其中漏失16井次, 漏失率5.76%。漏失情况统计见下表:

从上表统计可以看出:

1. 漏失大部分发生在51/2”套管的测试求产过程中, 在该种套管中施工264井次, 漏失16井次;其他类型套管测试求产18井次, 漏失2井次, 漏失率偏高;

2.51/2”套管的测试求产漏失率为6.06%, 其中P-T封隔器漏失率为6.33%, RTTS封隔器漏失率为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

具体漏失情况及漏失原因见下表2、表3:

从表2、表3漏失原因上看, 造成近两年测试求产漏失的主要原因有:

1. 因座封时封隔器座封吨位未达到设计吨位, 封隔器胶筒未完全封隔密封环形空间, 如切1617井、龙6井、牛101井、牛2井、鄂7井等4井次的漏失;

2. 因管柱自重不够, 座封时油管挂不能进入大四通油管头内, 取消座封, 环空漏失, 如梁106井的漏失;

3. 高温高压井测试求产时, 因封隔器胶筒耐温性能较差, 胶筒变形、变质, 导致环空漏失, 如牛101井、扎205井、扎201井等3井次的漏失;

4. 因测试求产配套工具质量问题引起漏失, 如龙1井、鄂7井、砂41井等3井次的漏失;

5. 因原油在油管内结蜡严重, 不能正常抽汲求产, 被迫油套连通导致环空漏失, 如:英东205井、英东118井等2井次的漏失;

6. 因测试求产管柱密封不严导致的漏失, 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、密封元件和卡瓦总成三部分组成, 座封时先上提管柱, 再右旋管柱, 在保持扭矩的同时, 下放管柱加压, 芯轴向下使端面密封与密封唇吻合而关闭旁通;继续加压, 锥体下行使卡瓦胀开, 卡瓦上的合金块棱角嵌入套管壁, 使胶筒受力膨胀, 密封油套环形空间。

RTTS封隔器由水力锚、封隔器胶筒和机械卡瓦三部分组成, 座封时先上提管柱, 再右旋管柱, 在保持扭矩的同时, 下放管柱加压, 芯轴向下使锥体下行迫使卡瓦胀开, 卡瓦上的合金块棱角嵌入套管壁, 使胶筒受力膨胀, 密封油套环形空间。

当座封吨位达不到设计要求时, 胶筒虽受力膨胀, 但不能完全密封油套环形空间, 极易造成环空漏失。如2012年10月15日-25日进行的牛2井第Ⅰ层组试气施工:

牛2井第Ⅰ层组套管内径121.36mm, 施工井段1910.00-1920.00m, 采用APR测-射联作工艺进行试气施工。具体施工过程如下:

在内径为121.36mm的套管内RTTS封隔器推荐座封吨位为110.0-130.0k N。对比两次APR测-射联作施工过程, 该井第1次施工失败的直接原因是座封吨位仅为80.0k N, 封隔器胶筒未完全膨胀, 不能密封环形空间, 造成打不起压, 不能正常进行APR测试开井、射孔。间接原因是在进行测-射联作时现场技术人员不能正确处理射孔调整值、油管座封距、油管上节箍平面高度差、油管管挂长度与调整短节长度之间的关系, 在座封时油管座封距偏少、座封吨位不够。需对现场技术人员开展测-射联作针对性培训, 理清各方与调整短节的关系, 保证座封一次成功。

2. 在浅井测试求产过程中, 容易发生油管挂不能座入大四通油管头内。如梁106井3月19日-26日进行的梁106井第Ⅴ层组试气施工:

梁106井套管内径121.36mm, 第Ⅴ层组设计试油井段823.00-829.00m, 采用负压射孔工艺进行试油施工。具体施工过程如下:

该井座封前调整完管柱全悬重70.0k N, 多次座封油管管不能座入油管头内, 只能放弃负压射孔, 使用常规射孔工艺。应在封隔器上加装钻铤, 提高座封时加压吨位。如东坪9井2013年9月12日-17日进行的第Ⅱ层组试气施工:

东坪9井套管内径121.36mm, 第Ⅱ层组设计试油井段869.00-871.00m, 采用RDS测-射联作工艺进行试气施工。具体施工过程如下:

该井在封隔器上共加装Φ89mm钻铤8根, 调整完管柱全悬重120.0k N, 座封时钻铤载荷有效压缩封隔器, 胶筒完全膨胀密封环形空间, RDS测-射联作期间, 环空无漏失。

在浅井测试求产过程中, 建议在封隔器上加装钻铤, 以期有效压缩封隔器, 使胶筒完全膨胀, 保证测试求产成功率。

3. 在高温高压井测试求产过程中, 因封隔器胶筒耐温性能较差, 胶筒变形、变质, 导致环空漏失。如在扎201井第Ⅰ层组3452.00-3456.00m RDS测-射联作过程中, 地层温度达116.5℃, 使用耐温120℃的封隔器密封件, 封隔器胶筒在高温作用下变质, 失去密封能力, 起出后检查封隔器胶筒变形严重。又如在扎205井第Ⅱ层组3303.00-3313.00m负压过程中, 地层温度达116.08℃, 使用耐温120℃的封隔器密封件, 封隔器胶筒在高温作用下变质, 失去密封能力, 起出后检查封隔器胶筒变硬, 完全失去弹性。

建议引进耐温为150℃、180℃的封隔器密封配件, 在高温高压井测试求产过程中使用, 提高此类井的测试求产成功率。

4. 在复杂井眼测试求产下封隔器时, 如斜井易偏磨和磨损封隔器胶筒、尾管悬挂井易在尾管悬挂器处划伤封隔器胶筒。如鄂7井完钻井深2650.00m, 外径244.5mm技术套管下至井深1348.88m, 下挂外径177.80mm尾管, 悬挂器位置1141.82m。在井眼准备过程中, 虽用GX-T245、GX-T178两种刮削器分别挂至设计井深, 但井筒内毛刺仍将封隔器胶筒划伤, 导致测试时漏失。

建议在井眼复杂条件下封隔器时, 加装扶正器, 以期减小对封隔器胶桶的磨损、偏磨和划伤。

四、总结及建议

1. 对现场技术人员开展测-射联作针对性培训, 理清测-射联作程序、各方数据与调整短节的关系, 掌握复杂井况和井下工具时的方余计算公式和方法, 保证座封一次成功;

2. 在浅井测试求产时, 建议在封隔器上加装钻铤, 以期有效压缩封隔器, 使胶筒完全膨胀, 保证测试求产成功率。

3. 建议引进耐温为150℃、180℃的封隔器密封配件, 在高温高压井测试求产过程中使用, 提高此类井的测试求产成功率。

4. 建议在井眼复杂条件下封隔器时, 加装扶正器, 以期减小对封隔器胶桶的磨损、偏磨和划伤。

5. 试油测试求产时, 建设方往往未提供套管接箍位置、井斜、套管完好程度等相关数据, 建议要求建设方提供相关数据, 在座封时避开节箍位置, 保证测试求产一次成功。

摘要：随着地层测试技术的普遍应用, 地层测试时漏失现象成为不可忽视的问题, 经过长期的跟踪、总结, 归纳起来有封隔器漏失、油管漏失、射孔工具漏失、套管漏失等4种原因。各个方面的原因都会造成测试作业失败, 导致试油地质资料录取不准确, 油水产量计算差错。而上述4项的漏失中, 尤其以封隔器的漏失居多, 为杜绝和正确预防漏失, 有必要找出封隔器漏失的原因, 给出预防对策。

关键词：封隔器漏失原因,对策分析