双封管柱应用评价

1、双封管柱应用评价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

2、S72-7 井。S72-7 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 +7-5/8RTTS 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 7-5/8SHR-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

3、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-HF 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

4、以有效避免 S72-7 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，如丫211 或 RTTS 封隔器，一种

5、是套管液压封隔器，女口 PHP MFH PHP-MCHRSH1X 等。TH10254） 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 31.1J25.3MPa套压 23.7J18.2MPa 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 12,比重 0.89 轻质油 32 也环空反注比重 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： 55

6、18m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.

7、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。TP319 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 3-6-9-12-14 MPa，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 0-18MPQ 稳压 20min 压力不

8、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 5.9m/min，停泵 20min 测压降，泵压 35.0J31.2MPa,套压 30.9J26.8MP&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

9、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

10、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

11、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

12、力。S72-7 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

13、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

14、，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 5500m3/2油管+7套管液压封隔器+1000m28油管+K341-128 封隔 器，封隔器启动压力 10MPa 球座销钉压力设置 30MPe 为例进行计算，封隔器启 动坐圭寸时管柱伸长 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

15、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

16、+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

17、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

18、-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-MCH 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MF

19、H 封隔器和PHP-MCH 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 5500m3/2油管+7水力锚+7套管液压封隔器+700m2/8油管+7水 力锚+300m2/8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 6nVmin 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

20、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

21、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以 5500m3/2油管+7水力锚+7套管液压封隔器+700m2/8油管+7水 力锚+300m2/8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 6nVmin，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

22、活 塞承受 27MPaE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 49MPaE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

23、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

24、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 5

25、500m3/2油管+7水力锚+300m2/8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 6nVmin，完井液比重 1.2 , 酸液比重 1.01，井底温度由 120C下降至 40C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

26、， 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