Premier封隔器异常原因剖析及对策

张永龙，曹宗波

（中国石化江汉石油工程有限公司井下测试公司，湖北 武汉430040）

引 言

塔河油田碳酸盐岩油藏埋深5 400～6 900m，压力系数1.08～1.12，地温梯度2.2～2.4℃／100m，具有超深、高温、高压的特点，75%以上油气井需要通过酸压改造沟通井筒周围缝洞储集体后才能投产。S7井为西北局在塔中的一口探井，井深6 600m，井底压力89.26MPa，井底温度142.56℃，折算地层压力系数达到1.38，地层破裂压力梯度0.023 6MPa／m，整体反应区域储层岩石较致密。因此，选用耐温177℃、耐压70MPa的贝克Premier液压封隔器进行酸压作业。酸压过程中出现油套连通现象，为避免损坏套管头与套管，控制套压完成压裂作业，未能达到沟通储集体的目的。

1 Premier封隔器结构及工作原理

1.1 结构

Premier封隔器（图1）是贝克公司近年推广使用的一款大通径、高性能的液压封隔器，该封隔器采用模块化设计理念，具有操作简单、施工成功率高、可靠性好等特点，广泛用于高压油气井完井作业。

图1 Premier封隔器结构图

Premier封隔器采用组合胶筒、双向卡瓦的结构，液压坐封，外径147.8mm、内径101.2mm、总长2.47m。其结构主要由上接头、中心管、上卡瓦、胶筒、下卡瓦、液压缸、剪切环、下接头组成，中心管外径114.3mm，内径101.2mm。

1.2 工作原理

1.2.1 坐封

投球，油管内打压，液压缸内压力升高至17MPa，剪断剪切销钉。活塞推动下卡瓦和胶筒上行，至胶筒膨胀坐封，并且上、下卡瓦张开至套管壁，完成坐封步骤。液缸具有止退机构，防止封隔器松动。

1.2.2 解封

上提中心管，下接头处剪切环被剪断，中心管带动上卡瓦上行，先使上卡瓦松动，继续上行，完成胶筒与下卡瓦的解封动作。剪切环设计剪断拉力为54t，考虑到该井管柱重量67.7t，则解封载荷达121.7t，接近油管抗拉极限，因此，将剪切环更换为剪断拉力27t（说明：Premier封隔器原设计通径101.2mm，配合41／2″油管，可使整个管柱通径保持大通径，解封环标准配置为12万磅；为了适应西部油田的使用工况，完井油管大部分为31／2″，引进时将封隔器上下扣型改为了31／2″，考虑到解封时井口油管的抗拉强度解封环配置为6万磅）。

2 S7井施工情况

2.1 管柱结构

S7井为五级井身结构，前期打水泥塞至6 600m，射孔井段6 547～6 555m、6 564～6 568m。塔河油田考虑油管强度、液体摩阻等因素，压裂作业采用88.9mm＋73mm复合管柱进行施工，为减少压裂作业造成的温度、鼓胀等效应对管柱的影响，通常套管封隔器上部安装水力锚。考虑Premier封隔器为双卡瓦结构，具有双向锚定能力。因此，S7井压裂管柱结构为：喇叭口＋球座＋27／8″油管1根＋Premier封隔器＋伸缩管2根＋31／2″油管4 943m＋油管挂（图2）。

图2 S7井酸压管柱结构示意图

下酸压完井管柱到位后，投球，逐级正打压至28 MPa坐封封隔器，泄压至0MPa。环空打压25MPa验封合格。之后正打压试挤，最高泵压45MPa（图3）。

图3 封隔器坐封压力曲线

曲线中可以看出4处关键点：①打压至28MPa坐封封隔器；②打压至35MPa打落球座；③试挤至37 MPa压力出现一次明显跳动，并且对应套压出现波动；④试挤最高泵压45MPa。

2.2 施工情况简述

该井为探井，地层破裂压力不明确。为了确定酸压施工参数，进行了地层破裂压力测试（图4）。曲线中可以看出5处关键点：①缓慢打油压至20MPa，同时补套管平衡压至15MPa后，启泵测试，随即出现油套连通现象；②－④过程中套压持续上涨，为保护套管头，不断泄套压至低于35MPa，但套压上涨并未迅速追平油压，而更接近渗漏特征；⑤油套压差越小，套压上涨越快。

油套泄压后再次验封。环空打压10MPa，油压同步上涨，表现为油套连通；正打压11MPa，套压升至2MPa，停泵3分钟后，油套压平衡于4.7MPa，套压对油压变化反应存在延迟，表现为渗漏。

起出酸压管柱。上提管柱，无封隔器解封吨位显示，判断Premier封隔器提前解封。起出工具检查，2根伸缩节全部拉开，并且地面压力测试伸缩管密封完好；封隔器剪切环已正常剪断；上卡瓦磨损严重，下卡瓦基本完好。

图4 地层破裂压力测试曲线

3 异常现象原因分析

根据管柱力学理论，对施工过程中封隔器、伸缩管、油管受力变化进行分析。

伸缩管外径114mm、内径60mm、耐温177℃、耐压70MPa、抗拉能力50t、2根伸缩距4m、销钉剪切强度15t（图5）。

图5 伸缩管结构图

由于作业过程中，泵注排量与液量都很小，温度效应影响可忽略。Premier封隔器中心管外径为114.6mm规格，上部油管为88.9mm规格（内径76mm），变扣接头处产生5 775.37mm2面积差造成活塞效应。因此，封隔器中心管及剪切环主要受此活塞效应与油管鼓胀效应产生的轴向力影响。伸缩管内密封件同样存在活塞作用影响，同时承受油管鼓胀变形影响。应用管柱力学理论，对施工过程中管柱各部分受力及变形情况进行分析：

1）活塞效应。当密封件上下压力不同时，压差作用在密封件上产生活塞效应。

活塞效应产生轴向力的数学模型为：

活塞力引起的油管弹性变形为：

式中：Ap－为封隔器密封腔的横截面积，mm2；Ai－为油管内截面积，mm2；Ao－为油管外截面积，mm2；Pi－为油管内压力，MPa；Po－为环空压力，MPa；E－为油管弹性模量，MPa；△Pi－为封隔器处油管内压力变化，MPa；△Po－为封隔器处环空压力变化，MPa；本次施工，活塞效应作用有3处：封隔器中心管与上部油管尺寸差产生活塞效应，作用在封隔器剪切环上；封隔器胶筒产生活塞效应，作用在封隔器卡瓦上；伸缩管密封件产生活塞效应，作用在伸缩管剪切销钉上。

2）鼓胀效应。当油管所承受的内压高于外压时，油管直径变大、长度缩短；反之，外压大于内压时，油管直径减小、长度伸长。其数学模型为：受力变化：

式中：为泊松比；R为油管外径与内径之比。

根据完井施工与地破试验时出现的关键点分析各部件受力状态，现单独计算油管鼓胀效应与活塞效应（表1）。

表1 油管受力计算结果

3.1 完井作业阶段

完井作业阶段，封隔器、伸缩管受各自活塞作用于油管鼓胀变形，影响计算结果（表2）。

完井作业阶段，关键点③时刻，封隔器中心管受到的轴向力为26.32t（设计解封力为27t），伸缩管受拉力15.89t（设计打开拉力15t），实际受力均接近设计值，考虑剪切环与剪切销钉加工误差，不能准确判断哪个工具首先动作。

如果伸缩管首先打开，它的伸长1.31m补偿油管鼓胀缩短产生的9.13t轴向力，则步骤③、④中，封隔器中心管只受活塞作用力，分别为17.19t、21.9t，不会解封。

若封隔器首先解封，卡瓦锚定失效，封隔器受轴向力作用向上移动，则步骤③、④中，伸缩管只承受活塞作用力，分别为7.4t、9.68t，不会打开。

由地破试验初期出现明显油套连通现象判断，认为步骤③过程中，封隔器首先解封，导致油套压出现剧烈波动。由于泵压大于套压，胶筒在下部压力作用下，上顶上锥体撑开上卡瓦，上卡瓦紧贴套管内壁向上滑动，并随泵压变化往复运动，产生剧烈磨损。此时胶筒在上卡瓦支撑下暂时保持胀大状态，没有立即表现出失封现象，而是渗漏状态。

表2 完井作业阶段井下工具受力计算结果

3.2 地破试验阶段

地破试验阶段，由于封隔器失封，油管轴向力得到释放，封隔器卡瓦锚定失效，仅伸缩管剪切销钉在泵压作用下受自身活塞作用力（表3）。

表3 地破试验阶段伸缩管受力计算结果

地破阶段泵压达到94MPa时，2根伸缩管仅受自身活塞作用影响，即可全部打开。

3.3 再次验封

反打压时，下卡瓦不起作用，胶筒下部没有支撑，无法承压，因此油套连通明显。

正打压时，与地破施工时类似，胶筒上顶使上锥体撑开上卡瓦，胶筒得到支撑，起到节流作用，使套压对油压的响应发生延迟。

4 技术对策

假设封隔器没有失封，伸缩节受外界作用力17.34t（油管鼓胀效应、封隔器坐封残余拉力），折算油管缩短2.5m。即：2根伸缩管提供4m伸缩距足够补偿油管长度变化，伸缩管配置合理。

假设伸缩管首先打开，油管轴向长度变化将不会影响封隔器中心管。但仅考虑114.6mm中心管与上部88.9mm油管产生的活塞作用，油套压差不宜超过40 MPa。为避免产生上述异常情况，应采取以下措施：

1）上部油管采用4－1／2″规格，与 Premier封隔器中心管保持一致，消除面积差产生的活塞效应。则封隔器中心管仅受油管鼓胀产生的拉伸作用，伸缩管打开拉力小于封隔器剪切环剪切拉力，能够避免封隔器意外解封。

2）上部采用3－1／2″油管，管柱配置时需要考虑削减封隔器芯轴活塞面积对解封环的影响或对芯轴采取限位措施；可以采取在Premier封隔器上部增加水力锚，限制芯轴的位移，避免剪切环意外剪断情况发生。在施工压力预计不超过90Mpa的工况下，也可采取在封隔器下部增加一个油管锚，坐封封隔器之前，先坐封油管锚，对Premier封隔器施加10～15t的吨位，用于抵消部分活塞力。

5 结束语

西部油田碳酸盐岩油藏具有超深、高温、高压的特点，高泵压施工使井下工具工作环境更加恶劣，受力复杂。对于新引进的封隔器，一定要确定其使用条件，不能单独从封隔器本身出发考虑，对设计参数改动需要充分论证其可能带来的风险，设计管柱时提前做好相应的预防措施。对于类似S7井的工况，应优化井下管柱组合，适当增加油管锚、水力锚等井下工具，提高管柱安全性，防止意外解封情况发生。

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