测试求产管柱封隔器漏失原因及对策分析

齐璐 刘西增 陈龚 王海兵 黄玉平

(1.青海油田井下作业公司试油测试大队 青海海西 816400）

（2.青海油田井下作业公司设备管理部 青海海西 816400)

一、漏失统计

2 012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：

表2 、P-T封隔器测试求产时漏失情况及原因分析表：

龙1井1667.532010.11.10英东205井2013.8.2英东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座封时加压120.0 K N,封隔器胶筒完好，判断为路途遥远、路况差，运输途中端面密封件损坏，导致封隔器漏失。射孔振松封隔器？座封时加压80.0 K N，后抽汲时油管蜡堵，环空打压打开R D阀洗井。实际封隔器未漏失。座封时加压100.0 K N，后抽汲时油管蜡堵，解封洗井。实际封隔器未漏失。该井使用耐温120℃的封隔器密封件，座封时加压110.0 K N，起出后检查封隔器胶筒有碳化现象，部分位置失去弹性，导致封隔器缓慢漏失。正转管柱4圈，反复座封多次，管挂均不能座入采油树大四通内。因井浅管柱吨位不够，加压不够，不能顺利座封。座封时加压100.0 K N，起出后检查封隔器胶筒完好，判断为管柱漏失。座封时加压120.0 K N，起出后检查封隔器胶筒完好，判断为管柱漏失。该井使用耐温120℃的封隔器密封件，座封时加压140.0 K N，抽汲时环空轻微渗漏，起出后检查封隔器胶筒碳化严重。因胶筒耐温性能较差，井下温度较高、工作时间过长，胶筒完全失去弹性，导致封隔器缓慢漏失。

表3 、RTTS封隔器测试求产时漏失情况及原因分析表：

砂43井2013.6.241955.2070.8扎201井2013.3.83410.66116.5座封时加压110.0 K N，抽汲120小时后环空漏失，判断为抽汲使管柱蠕动，封隔器上窜，封隔器胶筒缓慢失效，导致封隔器漏失。该井使用耐温120℃的封隔器密封件，座封时加压120.0 k N，起出后检查封隔器胶皮变形严重。判断为井温过高引起胶皮变形，导致封隔器漏失。

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121.36 mm，施工井段1910.00-1920.00 m，采用A PR测-射联作工艺进行试气施工。具体施工过程如下：

10.15 4:00-13:00-15:00-16:00-16:03地面连接A PR测-射联作工具。下测射联作管柱至井深1955.70 m，加测试水垫850.13 m，液量2.57 m3。油管内磁定位校深。调整管柱至井深1920.50 m。正转管柱3圈，加压80.0 k N，封隔器座封，卡点1867.68 m。

拆简易钻台，装K Q-60/65型采油树上半部，接打压管线。用撬装泵一部，环空打压至0↑2.00 M Pa↓0，地面无震感。拆K Q-60/65型采油树上半部，装简易钻台及封井器。上提管柱悬重至240.0↓190.0 k N，封隔器解封。起出井内全部A PR测射联作管柱。重新组织、地面连接A PR测射联作工具。下测射联作管柱至井深2030.51m，加测试水垫849.16 m，液量2.56 m3。油管内磁定位校深。调整管柱至井深1920.50 m。正转管柱3圈，加压120.0 k N，封隔器座封，卡点1867.68 m。接打压管线。用撬装泵一部，环空打压至11.00 M Pa，地层测试一开井。环空打压至13.00 M Pa射孔点响，射后显示微弱。观察泡泡头，泡泡头显示微弱。-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抽汲排液求产，环空压力稳定为13.00 M Pa。

在内径为121.36 mm的套管内RTTS封隔器推荐座封吨位为110.0-130.0 k N。对比两次A PR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80.0 k 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A PR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121.36 mm，第Ⅴ层组设计试油井段823.00-829.00 m，采用负压射孔工艺进行试油施工。具体施工过程如下：

3.19 18:00-23:00-3.20 2:30-3:00-4:30-7:11-7:16地面连接射孔枪，下钻准备。限速下射孔管柱至井深827.09 m。磁定位-放射性校深。拆简易钻台、转换法兰及2 FZ 18-35型封井器。调整管柱至井深829.58 m。下井管柱最大外径114mm，最小内径46 mm，管柱悬重70.0 k N。管柱组合：管柱组合：Φ 102 mm枪尾×0.58 m+Φ 102 mm射孔枪×6.00 m+Φ 102 mm安全枪×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减震器×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提升短节×0.56 m+Φ 73 mm外加厚油管2根×19.26 m+Φ 108 mm反阀×0.34m+Φ 73 mm外加厚油管2根×19.27 m+Φ 73 mm校深短节×2.04m+Φ 73 mm外加厚油管76根×731.71m+Φ 73 mm外加厚油管短节×1.85m+管挂×0.30 m+四补距×4.78 m=829.58 m。正转管柱4圈，反复座封多次无效。装K Q-105/65型采油树上半部，接放喷流程。连接打压管线，用400型撬装泵一部，加压12.00 M Pa射孔，射后显示强。

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该井座封前调整完管柱全悬重70.0 k 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121.36 mm，第Ⅱ层组设计试油井段869.00-871.00 m，采用R D S测-射联作工艺进行试气施工。具体施工过程如下：

9.1222:00-9.13 7:00-10:30-11:50-12:40-13:00-13:21-17:00-9.17 24:00地面连接测射联作工具。限速下R D S测-射联作管柱至井深870.12 m。拆简易钻台及防喷器，油管内磁定位-放射性校深。调整管柱至井深871.30 m，下完管柱悬重120.0 k N，下井管柱最大外径152 mm，最小内径46 mm。正转管柱4圈，加压110.0 k N，封隔器坐封，卡点827.02 m。管柱组合：Φ 127 mm枪尾×0.30 m+SQ-127射孔枪×2.00 m+Φ 127 mm安全枪×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减震器×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提升短节×0.68 m+Φ 73 mm外公×2 A 10变扣×0.29 m+Φ 89 mm钻挺4根×36.43 m+2 A 11×Φ 73 mm外母变扣×0.17 m+Φ 95mm电托×2.28 m+Φ 73 mm提升短节×0.72 m+Φ 99 mmR D S阀×1.99 m+Φ 73 mm提升短节×0.68 m+Φ 73 mm外公×2 A 10变扣×0.29 m+Φ 89 mm钻挺4根×36.39 m+2 A 11×Φ 73 mm外母变扣×0.17 m+Φ 73 mm外加厚油管2根×19.25m+Φ 108 mm断销式反循环阀×0.34m+Φ 73 mm提升短节×0.50 m+Φ 73 mm外加厚油管2根×19.16 m+Φ 73 mm校深短节×2.04m+Φ 73 mm外加厚油管73根×696.51m+Φ 73 mm外加厚油管调整短节3根×4.07 m+管挂×0.44m+油补距×3.70 m=871.30 m。安装K Q-105/65型采油树上半部分，连接抽汲流程，抽汲准备。抽汲掏空至井深500.00 m，抽出水1.51m3。用400型撬装泵一部，环空打压至12.00 M Pa，射孔点响，射后显示中，环空稳定。观察井口，泡泡头显示由中至无，环空稳定。抽汲排液求产，期间环空稳定。压井解封起钻。

该井在封隔器上共加装Φ 89 mm钻铤8根，调整完管柱全悬重120.0 k 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，R D S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3452.00-3456.00 mR D S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3303.00-3313.00 m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2650.00 m，外径244.5mm技术套管下至井深1348.88 m，下挂外径177.80 mm尾管，悬挂器位置1141.82 m。在井眼准备过程中，虽用G X-T 245、G X-T 178两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。