碳酸盐岩选择性固井管外封隔器失效原因探讨

李早元胡光辉刘 健张茹红郑 凯郭小阳

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室· 西南石油大学，四川成都 610500； 2.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）

碳酸盐岩选择性固井管外封隔器失效原因探讨

李早元1胡光辉1刘 健1张茹红2郑 凯1郭小阳1

（1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室· 西南石油大学，四川成都 610500； 2.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒 841000）

采用选择性固井工艺开发碳酸盐岩油气藏，能满足储层多段改造和油田后期增产开发需求。管外封隔器（ECP）是选择性固井应用中的关键工具，针对选择性固井实践中ECP失效问题进行了研究，对井底温度、下入过程影响因素、涨封位置井径及管串结构等方面进行了分析，结果表明导致ECP失效的主要原因分别是井底温度过高导致橡胶撕裂强度降低，井眼曲率过大影响工具顺利下入，通井措施不到位加剧下入过程中摩阻，涨封位置井径过大降低承压能力以及管串结构不合理对ECP起不到有效的保护作用等。针对上述失效原因，制定了对应的技术措施：实际最高工作温度设定为额定工作温度乘以安全系数，采用有效的技术措施控制井眼曲率，利用西瓜铣进行模拟通井，合理选择涨封位置井径以及在ECP两端连接装有扶正器的短套管等。这些措施对减少ECP施工失效、提高选择性固井施工成功率具有指导意义。

选择性固井；管外封隔器；失效原因；预防措施

碳酸盐岩具有多重孔缝、非均质性、成藏复杂等特点，水平井是提高碳酸盐岩储层单井产能的重要手段。为了最大限度增大储层渗流面积，提高单井产量，在深、超深碳酸岩储层进行了水平井选择性固井实践。选择性固井采用管外封隔器、分级箍等各种井下工具，将地层有目的地分成若干段，通过特殊工艺技术，对多层系油气藏实现只固上覆盖层不固油气层的目的。既可防止水泥浆对储层的伤害，又可实现层间封隔，从而为完井后实施分段改造、开发动态监测、修井找水堵水等作业留下工作通道。同时，这种特殊工艺也可在建井过程中根据工程需要，有针对性地封固水层或漏失层，防止高压油气水窜，减少漏失，节约钻井成本，提高固井质量，延长油井寿命［1-3］。但我国碳酸盐岩储层一般埋藏较深，管外封隔器（ECP）在下入及涨封过程中常因各种原因造成胶筒破损而导致环空封隔失效的工程事故。冉小丰等［4］认为造成超深水平井ECP失效的影响因素是井底温度过高、井眼曲率过大、井眼不规则等。本文不仅详细分析了上述因素造成ECP失效的影响机理，而且从涨封位置、管串结构设计等方面对此类特殊工艺中ECP失效原因做进一步的探讨。

1 管外封隔器结构及工作原理

1.1 结构

ECP主要由接箍、中心管、密封箍、橡胶筒等组成，可直接与套管串连接。橡胶筒是一种可承受高压的可膨胀密封元件，由软金属片叠加成的加强层与橡胶硫化而成。

1.2 工作原理

根据井身结构要求将其下入所需层位，准确到位后开泵并小排量憋压，压力达到ECP的进液压力时进液阀的销钉被剪断，高压液体推动进液阀压缩弹簧，经进液阀、单流阀和限压阀进入胶筒的膨胀腔内（图1第1、2步）。在压力作用下，胶筒膨胀变形并与井壁紧密接触形成密封，封闭和分隔环形空间。当橡胶体膨胀腔内的压力达到ECP限压阀安全销钉的剪断压力时，限压阀的销钉将被剪断，限压阀关闭；井口放压后，单流阀、进液阀在弹簧的作用力下关闭进液通道，形成永久密封（图1第3、4步）。此时，套管内压力的变化不会对ECP胶筒膨胀腔产生影响，胶筒外表面与井壁紧密接触，对井壁施加足够大的径向压力，从而对封隔段实现有效封隔。

2 管外封隔器失效原因探讨及应对措施

通过对ECP失效原因进行现场调研和理论分析研究，发现ECP失效影响因素主要有井底温度、管外封隔器下入过程、涨封位置井径及管外结构设计等。

2.1 温度的影响及应对措施

目前，国内外ECP的最高额定耐温值为150 ℃。橡胶是一种弹性模量低、黏弹性高的材料，高温条件下易老化，撕裂强度降低［5］。ECP伴随套管串入井过程中，若涨封位置的井底温度高于ECP橡胶筒额定耐温值，则会降低橡胶筒的撕裂强度。在通过裸眼井段并与不规则井壁刮擦后，ECP橡胶材料极易因承压能力降低发生局部破损，并因此导致环空封隔失效。

图1 管外封隔器阀组工作原理

为了提高施工成功率，ECP的额定工作温度应大于井底温度。高温会破坏阀组密封件，并且加速橡胶变性软化，降低其耐磨性，建议在额定工作温度乘以一定的安全系数（推荐≤80%）作为实际最高工作温度。

2.2 下入过程中的影响因素及应对措施

2.2.1 井眼曲率的影响及应对措施 在井眼曲率大的井段，井身曲率半径较小，套管串下入过程中可能会出现阻卡现象。另外，由套管串的结构可知，ECP的外径大于连接于其上下套管的外径，进一步缩小了套管串弯曲的有效半径，增大了ECP下入过程中遇阻的可能性（图2）；当ECP通过井眼曲率较大的井段时，套管串将发生弯曲，使套管串在井眼中发生偏心甚至紧贴井壁，增大了ECP胶筒与井壁之间的侧向力和接触面，使ECP在上提下放解阻的过程中容易发生刮擦失效。

图2 管外封隔器通过弯曲井段曲率半径变化

在计算井眼轨迹曲率半径的基础上，结合管柱和井眼的几何关系，可以得到大斜度井井下工具能通过的最大长度计算公式［6］

式中，R为井身曲率半径，m；D为曲率半径为R处的井径，m；d为ECP最大外径，m；L为封隔器最大允许通过长度，m。

利用上述公式计算了现场应用较多的2种井眼与ECP的尺寸组合在不同井眼曲率井段允许通过的胶筒最大长度，计算结果见表1。

表1 不同井眼曲率时允许通过管外封隔器胶筒的最大长度

目前，现场应用较多的ECP胶筒长度在3 m左右。结合表1计算结果可知，井眼曲率在15（°）/25 m以内时，其允许通过的胶筒最大长度接近于3 m，因此，要求在钻井过程中尽量保证井眼轨迹平滑，且在造斜段的井眼曲率应控制在15（°）/ 25 m以内，以保证ECP顺利安全下入到井底。

2.2.2 井眼形状的影响及应对措施 在钻井过程中，若扩划眼、短起下不及时，易造成井壁不光滑、不平整；在造斜率较大的井段，方位和井斜同时改变，会形成三维螺旋形井眼、台阶和键槽，另外，岩屑易在大斜度井段和水平井段的下井壁沉积，形成岩屑床，减小ECP通过的有效截面。套管在下放的过程中井眼准备不充分，则会加剧ECP在下放过程中的磨损失效。

工序原则上要求模拟管串不能划眼转动，因为ECP入井后不能转动。若遇阻应以活动钻具（提、放）为主，并本着由易到难的原则，下一次通井在上一次通井无阻卡情况下进行，钻具下到井底后必须打稠塞充分循环，清洁井眼。模拟通井措施：第1次模拟通井用原钻具通井；第2次模拟通井用双西瓜铣通井，其通井钻具组合为钻头+下西瓜铣+1根加重钻杆+上西瓜铣+加重钻杆；第3次模拟通井用三西瓜铣通井，其通井钻具组合为钻头+下西瓜铣+1根加重钻杆+中西瓜铣+1根加重钻杆+上西瓜铣+加重钻杆。

2.3 涨封位置井径的影响及应对措施

ECP的型号选定之后，其承受环空压差能力与涨封位置井径大小有关，且在一定的涨封范围内，承受环空压差能力随涨封井径的扩大而降低。按照井径扩大率分别为5%、10%、15%、20%、25%等5个等级，对ECP承压值进行计算分析，结果见表2。从表中可知，在Ø215.9 mm井眼中下入Ø177.8 mmECP，当涨封位置井眼扩大率达到25%时，其承压值仅为设计值的50%。另外，ECP在涨封位置发生偏心出现宽窄环空间隙，相当于在一定程度上增大了涨封位置井径，进一步降低了ECP的承压值。若在ECP封隔位置的下部地层存在漏失，或施工造成ECP上部与下部压差过大的情况下，容易因压差过大而导致ECP失效。

ECP涨封位置地层岩性要求稳定、致密、强度高，因此，合理选择涨封位置，可提高环空封隔承压值。在确定下入ECP的井段进行测井，依据井径测量结果及管外封隔器在不同井径下的承压值，计算ECP在涨封位置的承压值。同时，应考虑管串偏心对承压值降低的影响，要求理论计算值大于施工过程中可能遇到的最大压差，进而保证作业施工的安全。

表2 不同尺寸配合的管外封隔器在不同井径扩大率下的承压值

2.4 管串结构的影响及应对措施

套管串在水平井中要通过弯曲井段并下至预定井深，在下入的过程中，由于重力作用、井身结构、井眼情况、套管串的刚度和施工操作等因素的影响，ECP在下放的过程中会出现一定程度的偏心甚至是紧贴井壁的情况。在为了在套管下入过程中保护ECP，减少其磨损量，推荐使用管串结构为：短套管（3 m左右+刚性扶正器）+ECP+短套管（3 m左右+刚性扶正器）的管串结构（图3）。

图3 管串结构图

采用该套管串结构，主要可以起到以下作用：（1）由于套管较短，可以起到缩小扶正器在ECP两端活动的范围；（2）提高ECP局部套管串的刚度，在刚性扶正器的保护下，可以减少其与井壁接触的几率。

3 结论

（1）为了提高施工成功率，应根据不同的施工需求，对不同厂家的ECP进行优选，筛选出最符合井下施工条件、完井方式和开采工艺需求的ECP。

（2）研究发现，影响ECP失效的主要原因分别为井底温度过高，井眼曲率过大，通井措施不到位，涨封位置井径太大以及管串结构设计不合理等。

（3）将ECP顺利下到预定位置，是整个工艺技术成功与否的关键。将额定工作温度乘以一定的安全系数，采用有效的技术措施控制井眼曲率，严格执行西瓜铣模拟通井措施，合理选择涨封位置井径以及使用ECP两端连接安装扶正器的短套管的管串结构等，是保证施工成功的重要环节。

［1］宋显民，张立民，李良川，等.水平井和侧钻水平井筛管顶部注水泥完井技术［J］.石油学报，2007，28（1）：119-126.

［2］王益山，周俊然，刘合林，等.选择性完井技术在任平6井的应用［J］.石油钻采工艺，2009，31（6）：61-63.

［3］孔涛，赵建新，张宏军，等.ECP在完井固井工艺中的应用与分析［J］.石油钻采工艺，2010，32（5）：48-52.

［4］冉小丰，王越之，彭小刚.超深水平井管外封隔器失效机理探讨及解决对策［J］.长江大学学报，2013，10（8）：104-106.

［5］吕仁国，李同生，刘旭军.橡胶摩擦磨损特性的研究进展［J］.高分子材料科学与工程，2002，18（5）：12-15.

［6］甘庆明，杨承宗，黄伟，等.大斜度井井下工具通过能力分析［J］.石油矿场机械，2008，37（7）：59-61.

（修改稿收到日期 2013-12-28）

〔编辑 朱 伟〕

Discussion on failure cause of the external casing packer in carbonate selective cementing technology

LI Zaoyuan1,HU Guanghui1,LIU Jian1,ZHANG Ruhong2,ZHENG Kai1,GUO Xiaoyang1
（1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu610500,China;2.PetroChina Tarim Oilfield Company,Kurle841000,China)

Selective cementing technology has been used to exploit the carbonate reservoir,which has satisfied the needs of multistage reform and later stimulation of reservoir.External Casing Packer (ECP),which is the key tool to selective cementing technology,is discussed in this paper to explore its main failure causes during the selective cementing operation.Analysis of the bottom hole temperature,running-in influencing factors,sealing position diameter and pipe string structure shows that rubber tear strength reduced by higher bottom temperature,unsmooth running-in influenced by oversized hole curvature,intensified friction during running-in induced by incompetent drifting measure,loading capacity reduced by oversized sealing position diameter and unreasonable pipe string structures,and non-effective protection to the ECP are the main causes of the ECP failure.According to the failure causes above,corresponding technical measures have been established:the actual maximum operating temperature is rated operating temperature multiplying by a safety factor;using the effective technical measures to control the borehole curvature;simulating drifting with the watermelon mill;choosing the rational borehole diameter of the sealing up position and connecting short casing fitted with centralizer at both ends in the ECP.These measures are significant for reducing the possibility of ECP failure and improving the safety reliability of selective cementing technology.

selective cementing;ECP;failure causes;preventive measures

李早元，胡光辉，刘健，等.碳酸盐岩选择性固井管外封隔器失效原因探讨［J］.石油钻采工艺，2014，36（1）：100-103.

TE256

：B

1000-7393（2014）01-0100-04

10.13639/j.odpt.2014.01.027

李早元，1976年生。主要从事固井完井工程的教学和科研工作，硕士生导师，副教授。E-mail：swpilzy@swpu.edu.cn。通讯作者：郭小阳，主要从事油井固井完井工程及材料体系研究，博士生导师，教授。E-mail：guoxiaoyangswpi@126.com。