封完一体化工艺的研究及应用

2021-09-27刘练李会会邹伟樊凌云陈丽帆

石油钻采工艺 2021年3期

刘练李会会邹伟樊凌云陈丽帆

中国石化西北油田分公司完井测试管理中心

油气井钻井和采油四通不能兼容时，完钻后需将钻井四通穿换成采油或钻采一体化四通方可进行下步完井作业，或者井口装置密封性失效时，需对其进行整改作业，此时井控处于无控状态，风险极高，尤其对于漏失井，随时存在井喷井涌的风险。临时封堵工艺作为确保完井期间井筒完整和井控安全的常规工艺，可以在此期间暂时封堵油气层［1］。目前该工艺已在塔河油田推广应用近10 年，成功应用80 余井次，为井控安全做出巨大贡献。

然而，临时封堵工艺的工序流程比较复杂，包括：组下临时封堵管柱、坐封RTTS 封隔器、上提送放管柱、整改井口装置、组下打捞管柱对接底部封堵管柱、打泵出式堵塞阀、解封RTTS 封隔器、上提打捞管柱、组下完井管柱投产。繁杂的工艺存在以下弊端：①配套工具多(如伸缩节、丢手、RTTS 封隔器、扶正器等)，工具成本高，管柱安全性差；②工艺流程复杂、作业时间长，RTTS 封隔器坐封后需丢手上提送放管柱，井口处理合格后又需下入打捞管柱，对接成功后方可解封封隔器起出临时封堵管柱，最后才能下完井管柱投产；③异常事故风险高，易发生丢手异常、管柱对接不成功或RTTS 封隔器解封失败等风险；④对于漏失井，起下管柱期间必须持续灌浆，增加钻井液成本，加重储层污染。

传统临时封堵工艺的诸多弊端主要由于频繁起下管柱造成的，为解决这个问题，笔者研制出二次坐封封隔器，利用封隔器的特点，进一步研究出封完一体化工艺，它将“临时封堵管柱”和“完井管柱”合二为一，无需丢手、打捞等作业程序，保证井控安全的同时实现高效优质完井。

1 技术分析

二次坐封封隔器是实现封完一体化工艺的关键。塔河油田超深井具有“高压、高温、高含硫化氢”等特点，施工环境苛刻，因此封隔器需满足以下要求：(1)坐封方式独特：同时具备机械和液压两种坐封方式，且两种方式不分先后，均可独立完成封隔器坐封动作，一种方式坐封失败或解封后可利用另一种方式进行二次坐封；(2)回收方式简单：均可通过上提的方式实现封隔器解封回收；(3)性能可靠：胶筒承压差能力达到70 MPa，耐温能力达到177 ℃，且二次坐封时仍有较好的密封性［2-10］。

1.1 结构

二次坐封封隔器主要由机械坐封机构、液压坐封机构及解封装置组成，两个坐封机构相互独立，互不影响，实现二次坐封功能，可完成封完一体作业，具体结构见图1。

图1 二次坐封封隔器结构示意图Fig.1 Schematic structure of two-setting packer

1.2 工作原理

1.2.1 机械坐封工作原理

机械坐封机构主要由摩擦块、凸耳(焊接在中心管上)、J 型槽换位机构(摩擦块内侧)、卡瓦、锥体、胶筒组成。摩擦块通过销钉(剪切值20～40 kN)与卡瓦座连接。机械坐封时，只有中心管下行产生相对运动，对液压坐封机构无任何影响(图1)。封隔器下井时，摩擦块始终与套管内壁紧贴，凸耳在换位槽(J 型)短槽的底端(图2a)，当封隔器下到预定井深需要机械坐封时，先上提管柱，使凸耳上行至短槽的顶端(图2b)，然后右旋管柱将凸耳从短槽换位到长槽内(图2c)，最后下放管柱加压缩负荷，锥体下行将卡瓦撑开嵌入套管壁，管柱继续下行胶筒受压膨胀紧贴在套管壁上形成密封(图2d)，完成封隔器的机械坐封。

图2 机械坐封机构示意图Fig.2 Sketch of mechanical setting mechanism

1.2.2 液压坐封工作原理

液压坐封机构主要由液缸、中心管、卡瓦、胶筒组合、水力锚和棘齿锁环组成(图1)。活塞上部铣有180°对称的两条槽，穿过凸耳与卡瓦座连接，液压坐封时对机械坐封机构无任何影响。

液压坐封时投球堵塞油管，井口对油管内施加液压，液压通过封隔器中心管的传压孔传给液缸，推动上部活塞向上运动，剪断液缸上的启动坐封剪钉，活塞继续向上运动剪断摩擦块与卡瓦座之间相连的销钉，推动卡瓦座上行，卡瓦与锥体接触后被撑开锚定在套管上，继续向上运动剪断锥体销钉，向上挤压胶筒；同时向下的液压力推动下部的活塞向下运动，通过中心管带动水力锚向下运动，向下挤压胶筒。双向压缩力致使胶筒膨胀紧贴在套管壁上形成密封。封隔器完成液压坐封后，锁环将封隔器锁定在坐封状态，避免液缸和活塞后退解封。

1.2.3 解封原理

机械坐封解封原理：在水力锚锚爪收回的情况下，上提管柱卸掉胶筒承受的压缩力而使其恢复原来的自由状态，锥体上行，卡瓦随之收回，此时凸耳从长槽沿斜面自动回到短槽内，便可将封隔器起出井筒。

液压坐封解封原理：在水力锚锚爪收回的情况下，上提管柱使中心管上行，剪断解封销钉后带动水力锚随中心管一起上行卸载掉胶筒的压缩力使胶筒回缩，继续上行带动锥体上行使卡瓦失去支撑，卡瓦在弹簧的弹力下回收解除对套管的锚定，从而完成封隔器的解封。

1.3 主要技术指标

本封隔器金属件材质采用42CrMo，胶筒材质采用HNBR 橡胶，密封圈材质采用FKM 橡胶，额定工作压力70 MPa，额定工作温度177 ℃；外径147 mm，内径60 mm，长度2 724 mm，适用于Ø177.8 mm 套管；完全坐封压力为21 MPa。

2 封隔器性能验证

2.1 强度验证

根据二次坐封封隔器的结构及其工作期间受力情况进行分析，其主要受力部件是上接头、胶筒衬套、水力锚、卡瓦、容积管，因此需对这些部件进行强度验证，上接头、胶筒衬套和容积管进行抗内压和抗外挤强度验证，水力锚和卡瓦进行锚定能力验证。

(1)上接头强度验证。上接头对两个位置进行强度验证，一是右侧端部密封位置，另一个是O 圈沟槽位置(图3)。根据相关API 标准［11］中计算公式得出两个薄弱位置抗内压和抗外挤强度分别为133.10、121.41 MPa 和131.42、120.03 MPa，均超过105 MPa，因此上接头的强度满足设计要求。

图3 上接头结构图Fig.3 Structure of top joint

(2)胶筒衬套强度验证。封隔器工作期间胶筒衬套受力最恶劣情况主要有以下两种：一是胶筒衬套解封时受到最大拉伸力，受内压；二是胶筒衬套酸压作业时受到最大压缩力，受外挤，期间不仅受到内压和外压，还受到轴向方面的载荷。对胶筒衬套O 型圈槽位置进行强度验证(图4)，根据相关API 标准［11］，计算出胶筒衬套三轴抗外挤强度为117.96 MPa，三轴抗内压强度为123.41 MPa，均超过105 MPa，因此胶筒衬套强度满足设计要求。

图4 胶筒衬套结构图Fig.4 Structure of rubber liner

(3)容积管强度验证。容积管在封隔器工作时无轴向载荷，因此对容积管O 型圈位置进行强度验证(图5)，根据相关API 标准［11］中计算公式得出薄弱位置O 圈沟槽抗内压强度109.40 MPa，抗外挤强度111.95 MPa，均超过105 MPa，因此容积管强度满足设计要求。

图5 容积管结构图Fig.5 Structure of volume tube

(4)卡瓦锚定能力验证。卡瓦齿尖与套管接触并锚定，计算其齿尖剪切强度［3］，单片卡瓦有7 颗齿有效咬合套管，卡瓦锚定深度为1.00 mm，材料屈服强度为758 MPa，剪切强度τ系数为0.6，每颗齿剪切面积为147 mm²，4 片卡瓦的承载能力为1 874 kN。封隔器在额定压差下活塞力为1 329 kN，受到的最大压缩载荷为441 kN，卡瓦承受最大剪切力为1 770 kN，小于其承载能力，因此卡瓦强度满足设计要求。

(5)水力锚抗剪切强度和锚定能力验证。球齿齿尖与套管接触并锚定，计算其齿尖剪切强度［12］，水力锚有8 颗齿有效咬合套管，球齿锚定深度为1.00 mm，材料屈服强度为758 MPa，剪切强度τ系数为0.6，每颗齿剪切面积为116 mm²，计算出水力锚承载能力3 801 kN。封隔器在额定压差下活塞力为1 329 kN，受到的最大拉伸载荷为637 kN，锚爪承受的最大剪切力为1 966 kN，小于其承载能力，因此水力锚抗剪切强度满足要求。

水力锚的额定锚定力为1 509 kN，相关标准［12］要求，水力锚的实际可承载锚定力应大于其额定锚定力的1.6 倍。通过实验得到水力锚在不同压差下对应的锚定力曲线，如图6 所示。拟合计算得出，压差为70 MPa 时对应的锚定力为2 491 kN，大于标准要求值2 415 kN，因此水力锚的锚定力满足要求。

图6 不同压差下水力锚锚定力曲线Fig.6 Pressure difference and anchorage force of hydraulic anchor

2.2 功能试验

2.2.1 常温下地面坐、验封及解封功能性试验

机械坐、验封：二次坐封封隔器置于Ø177.8 mm短套管内，拉力机拉力代替管柱下压载荷，模拟封隔器机械坐封，下拉至163 kN 时，封隔器完全坐封。保持坐封状态不变，环空打压，验证封隔器密封性，在高压50 MPa 和低压7 MPa 下各稳压15 min，封隔器机械坐封合格。

机械坐封后解封：环空泄压，释放下拉力，封隔器解封。取出封隔器检查，第一次坐封后胶筒和卡瓦完好，如图7 所示。

图7 第一次坐封后的胶筒、卡瓦情况Fig.7 Rubber and slip after the first setting

液压坐、验封：二次坐封封隔器下端堵死，将其放入Ø177.8 mm 短套管内，上端对其进行打压坐封，打压至21 MPa，稳压10 min，封隔器完全坐封。泄掉封隔器内部压力，环空打压验证封隔器密封性，在高压50 MPa 和低压2 MPa 下各稳压15 min，封隔器液压坐封合格。

液压坐封后解封：环空泄压，利用拉力机上提封隔器上接头，上提157 kN 时拉力突降，封隔器正常解封。

2.2.2 高温下模拟井筒坐封试验

封隔器下入模拟井内，井筒温度设定为177 ℃，管柱内打压至15.9 MPa 时封隔器完全坐封。对环空上压腔和下压腔分别进行打压，验证封隔器胶筒上下的密封性，分别打压至72 MP，稳压15 min，封隔器液压验封合格。

3 封完一体化工艺

传统临时封堵工艺中，管柱组下到位后RTTS 封隔器坐封，此时泵出式堵塞阀和封隔器共同实现井筒封堵，确保拆换井口装置期间的井控安全。为了方便井口拆换，上部的送放管柱需丢手、提出井筒，井口整改合格后再次下入打捞管柱与底部的封堵管柱对接，此时井筒内的管柱由于部分钻杆需提供下压载荷并不能满足生产要求，因此需打掉泵出式堵塞阀内堵塞块、解封封隔器、起出临时封堵管柱，最后组下完井管柱才能投产。此外，为了提高对接和解封成功率，增加了扶正器和筛管等配套工具。

与传统工艺相比，封完一体化工艺利用二次坐封封隔器设计出临时封堵和生产一体化管柱，配套工具只有油管堵塞阀，利用封隔器机械坐封实现临时封堵功能，利用封隔器液压坐封实现投产功能，整个作业只需组下一趟管柱，减少丢手、打捞、上提临时封堵管柱、组下完井管柱等工序，成本低、时效高、安全性更强。

传统临时封堵与封完一体化工艺管柱配置和工艺流程对比如表1 所示，可以看出，封完一体化工艺具有以下优点：(1)配套工具简单、可靠：井下工具主要为二次坐封封隔器和泵出式堵塞阀，工具数量减少，降低成本，提高管柱安全性；(2)操作方便：井口处理完毕后上提解封封隔器，安装采油(气)树、投球液压坐封封隔器便可投产，减少作业工序和时间，提高时效以及作业一次成功率；(3)实现储层保护：减少漏失井钻井液灌入量，降低储层污染。

表1 传统临时封堵与封完一体化工艺流程对比Table 1 Process comparison between traditional temporary plugging and setting-completion integrated technology

4 现场试验

封完一体化管柱研制成功后，在塔河主体区块进行了2 井次的现场试验，成功率100%。TPxxCH2井是塔河油田托甫台井区的一口开发井，第2 次Ø177.8 mm 套管开窗侧钻，完钻井深7 552.00 m。本井所用为老式四通无法同时满足钻井和采油井控装置的连接要求，作业期间需将其拆换成钻采一体化四通，为了保证井控安全，以及减少作业时间，采用封完一体化工艺。封完一体化管柱：丝堵+筛管+多级球座+二次坐封封隔器+油管堵塞阀，井身结构如图8 所示。

图8 TPxxCH2 井井身结构图Fig.8 Casing program of Well TPxxCH2

施工简况：首先将封完一体化管柱组下至设计位置5 258.16 m 处，并在最后一根油管内坐封油管堵塞阀，然后上提管柱1.2 m，正旋转10 圈，下放管柱加压59 kN 的动作来完成二次坐封封隔器的机械坐封，然后对环空打压15 MPa 验封合格，此时达到油管和环空同时临时封堵的目的；第二步，将钻井四通穿换成钻采一体化四通，并对套管头主副密封试压合格，完成井口拆换作业；第三步，上提管柱，解除封隔器的机械坐封，将钻井井控装置拆换成采油井控装置，试压合格后正打压击落油管堵塞阀，建立地面与储层之间的流动通道；最后，为了保护酸压和生产期间套管和井口装置，投球、打压完成封隔器的液压坐封，环空打压15 MPa 验封合格后击落球座。

TPxxCH2 井采用封完一体化工艺，完井作业施工时间为67 h，比传统临时封堵工艺节约83 h。二次坐封封隔器液压坐封后进行酸压作业，酸压施工曲线如图9 所示。二次坐封封隔器在后期服役过程中酸压施工期间所承受的压力最高为42.5 MPa，从施工压力曲线上可以看出封隔器仍保持良好的密封状态。