伊朗Y油田水平井封隔器解封技术探析

韦海涛

摘要：本文探讨了在正常解封操作无法实现的情况下，各种非常规解封方案的可行性，并通过伊朗Y油田S22井封隔器的解封作业，对各种方案一一进行了验证，最终表明“内外掏空法”对此种封隔器在水平井大井斜段解封有十分显著的作用，具有推广应用的价值。

关键词：水平井；封隔器；解封；内外掏空

伊朗Y油田位于伊朗西南部胡泽斯坦省，是世界上有待全面开发的特大型油田之一。该油田所布26口水平井主要针对Sk重油油藏，水平段长平均为900～1000m，垂直深度在2900m左右。

1.封隔器的设计

如图2-1所示，该封隔器的坐封原理是油管内投球后进行打压，当达到坐封压力后，压力通过传压孔内活塞行程推动胶皮，从而使桶式卡瓦张开坐在7寸套管内壁。继续打压使封隔器胶皮压缩膨胀，而由于封隔器内卡瓦的倒楔形设计，外筒上行后不能回落，从而实现封隔作用。

该封隔器的解封力基于在井底可能承受的最恶劣环境而设计：假设油管内部被沥青质完全堵塞，而封隔器上部由于后期进行气举作业而将油管内部全部替空，此时地层压力将全部直接作用于封隔器上。

2解封方案

该封隔器可通过过提或切割进行解封，当拉力达到剪切销钉的抗拉强度后，销钉被剪断，桶式卡瓦相对封隔器下行，而不再卡在7寸套管内壁上，随着油管串慢慢上下活动，胶皮逐渐回缩，从而实现封隔器解封。但在实际解封过程中井口过提至92T（油管自重为42T），达到三寸半油管的抗拉伸强度极限，并未实现封隔器解封。失败原因初步分析为井斜角过大，导致上提力无法有效作用在剪切销钉上。由于完井管串较为复杂，因此本着尽量不改变完井管串现有状态的原则，从下部受力着手考虑解封方案，其完井管串图及主要数据如下：

2.1环空打压法

尝试从环空打压，压力通过胶皮传递到剪切销钉，再配合井口过提解封封隔器。压力作用的有效面积为7寸油管内径与封隔器心轴外径形成的环形空间，即：[（0.157m）2 -（0.118m）2] × π/4；若环空打压至3000psi（20.68Mpa），则作用在销钉上的剪切力为17.92T。而油管在受外挤的情况下抗拉强度降低，根据有关在三维应力作用下的计算公式，可算得当油管受外挤3000psi时，抗拉强度降低至75T，那么此时作用在销钉上的力最大可为17.92+75-42=50.92T，然而在实际操作中却并没有成功将销钉剪断，原因分析如下：

封隔器心轴外径与三寸半油管外径形成一个截面差，当3000psi的压力作用在这个截面上时，对油管产生一个向下的推力，其大小计算可得9.87T，那么此时实际作用在销钉上的力最大只有41.05T。若考虑摩擦阻力的影响，实际值会更加小于45T，从而无法顺利将销钉剪断。

2.2油管内打压法

用连续油管在完井管串3123m Landing nipple处坐入一个堵头，油管内打压至封隔器传压孔处，由于此时活塞已无行程，压力直接作用在剪切销钉上。假设油管内打压4000psi，则作用在封隔器活塞上的力为11.62T，而这4000psi同时作用在油管内堵头上，使油管产生12.76的预张力。下表是利用软件模拟油管内施加不同压力时，封隔器的受力情况，从中可以看出当油管内打压4500psi时，销钉受力为11.62+33.39=45.01T，接近销钉的剪切值，但在实际操作中，还是未能实现封隔器的解封。

3油管内外打压法

按方案1、2所述，环空打压3000psi产生的作用在销钉上的有效剪切力为：17.92 - 9.87 = 8.05T，而油管内打压4000psi产生的作用在销钉上的剪切力为11.62T。取摩擦力经验系数1/6，此时井口拉力需42+（45.36-8.05-11.62）× 7 / 6=72.28T，可实现剪断销钉。此时井口理论最大可提升至92-12.76=79.24T。但该方案仍未成功，可能由于封隔器胶皮膨胀后坐在套管内壁，环空的压力无法传递到位于胶皮下方的剪切销钉上。

3.1油管内部憋压

尝试在油管上部2805m Landing nipple处再投一个堵头，并在两个堵头中间圈闭一定的压力，使其通过传压孔作用在剪切销钉上，再井口配合过提进行解封。则作用在销钉上最大力为：（P-Rgh）×S

其中，P为油管抗内压强度为10000psi，约68.9Mpa；

R为压井液密度，1.2g/cm3；

h为下部塞子垂深，2900m；

S为传压孔处活塞面积，0.004m2；

当油管内憋压6000psi时，作用在销钉上的力应为17.43T，而此时井口仍可过提至油管正常抗拉伸强度，但最终仍未实现封隔器解封。怀疑封隔器传压孔是否产生堵塞，油管内打压并不能有效传递到销钉上；或者由于井斜过大，憋压对销钉产生的剪切力仍不足以补偿油管过提力损失在井壁上的摩擦力。

3.2油管内掏空法

泄掉油管内压力后，尝试将油管上部掏空，利用压差产生的力作用在销钉上，同时配合井口过提解封。以替液2000m计算，液柱压力差产生作用在油管内堵头向上的推力为11.1T，而此时2000m油管内外压差为3480psi，与方案一类似，同样会导致油管抗拉强度降低，最终该方案未能成功解封封隔器。

3.3油管内外掏空法

该方法即模拟封隔器设计时的最恶劣工况，打开位于2790m深度的滑套，将上部压井液尽量用氮气替空，对返出液体进行精确计量以便计算井内替空深度。以替液2000m计算，销钉处直接承受的剪切力为：2000×1.2×0.0098×145×4.635×4.635×3.14/4=57514lbs，即26.1T，而由于液体替空导致完井管串所受浮力减少4.7T，即不计摩擦阻力的情况下，井口只需过提45-26.1+4.7=23.96T左右即可实现解封。

在实际操作中，液体替空至1730m，产生的剪切力约为23T，同时井口拉力至78T时，完井管串突然发生抖动，悬重突然降为3T左右，后再次试提至22T左右，同时节流管汇有油气涌出，初步判断封隔器解封。在循环压井两周后，试提管串至自由悬重42T，至此确认封隔器解封。

由上述理论计算和实际操作进行对比可以看出，井口过提36T后，实际只有24T传递至剪切销钉处，过提拉力越大，油管柱高边越容易贴在套管内壁形成应力集中点，导致多施加的上提力根本无法传递到下面，这也是前面以过提为主的方案解封失败的原因。

4结论与建议

（1）由于完井管串装有数百个化学注入管线保护器，其与套管内壁形成若干个支点，导致受力情况十分复杂，在受力分析上可根据现场需要进行适当简化，尝试多种解封方案。而在井斜角過大的情况下，上提力无法有效传递至井底，应多从下部受力进行分析，增加直接作用在销钉上的剪切力；

（2）在进行完井方案设计时，安全系数的选择不应过于保守，否则会给后期的修井作业带来极大的困难；

（3）通过对现场实施的各种解封方案进行分析，“内外掏空法”看似在操作上存在一定的“诱喷”风险，但只要通过压力计算好掏空高度，并做好井控防范，确实能成为水平井封隔器解封的一种好办法，并且在大井斜段解封此类封隔器之前并未见论述，具有推广应用的价值。

参考文献

[1]宋战培.伊朗Y油田完井技术探索与提高[J]. 内江科技，2012，1

[2]何汉平.伊朗Y油田基于流动保障的完井设计[J]. 石油钻探技术，2010，38（5）

（作者单位：中国石化国际石油勘探开发有限公司）