渤海C1 井电缆下封隔器遇阻原因分析及对策

乔中山 刘 鹏 许 迪 余建生 张艺耀 于 冲

（1、中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459 2、中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300451）

随着海上石油的探勘开发逐渐向中深层推进，完井方式随着开采深度发生较大变化。浅层疏松砂岩储层易出砂，常规套管井多采用砾石充填防砂方式完井，而中深层地层岩石致密不易出砂，完井时一般不采取防砂措施，但为满足油藏不同层位的开发，需下入封隔器进行不同层位的油水分隔，以期实现油田的精细化开发和管理[1-2]。由于受井身结构、井深、井斜、狗腿度、现场操作人员水平及封隔器结构等因素影响，封隔器在下入过程中有时会出现遇阻遇卡、提前坐封等复杂情况[3-5]。在渤中34-9 油田C1 井完井作业期间，出现尾管中电缆下Ø177.8mm 封隔器遇阻的复杂情况，为提高在不同井型条件下电缆下封隔器坐封作业成功率，分析了此次封隔器遇阻原因，对遇阻封隔器总成进行结构改进设计，改进后的封隔器总成大大降低了电缆下入的遇阻风险，为油气田高效分层开采提供重要技术支撑。

1 C1 井作业井况

1.1 C1 井基本情况

渤中34-9 构造位于黄河口凹陷中洼南部斜坡带上，郯庐断裂渤南段中支以东，主体区为受中部一组大断层控制的复杂断块构造，在明化镇组、东营组和沙河街组形成了大型复杂断块圈闭群。C1 井是渤中34-9 油田6 井区的一口定向开发井，6 井区油层埋深-2438.6～-2741.3m，主力油层为东三段和沙河街组，主要发育辫状河三角洲沉积，油藏类型为层状构造油藏。C1 井设计为一口先期排液注水井，完钻井深4029.0m，最大井斜51.96°，该井采用Ø177.8mm 套管射孔完井，不防砂，设计分5 层开采，下入封隔器进行生产层位分层，满足采油井生产封隔作用。井身结构如表1 所示，其中一开采用Ø406.4mm（16in）钻头钻进至787m，下入Ø339.7mm（13-3/8in）套管（J55、61lb/ft、BHC）至784.71m，二开采用Ø311.15mm（12-1/4in）钻头钻进至中完井深3012m，下Ø244.5mm （9-5/8in） 套管（N80、40lb/ft、BTC）至3009.42m；三开采用Ø215.9mm（8-1/in）钻头钻进至完钻井深4029.0m， 下 Ø177.8mm （7in） 尾 管（N80，29lb/ft，CLS）至4023.73m，球座顶深4008.07m，尾管回接筒顶深2844.71m。

表1 C1 井井身结构基本数据

1.2 分层封隔器遇阻过程

为防止C1 井生产段层间流体窜通、压力干扰，实现油藏精细分层开采目的，完井期间采用测井电缆下入A 型分层封隔器，封隔器本体长2.7m，含坐封接头后总长2.9m。正常下放，在井筒不同位置处共出现2 次遇阻且多次活动均无法通过，A 型7"分层封隔器下放遇阻及处理过程如下：

测井电缆下入A 型7"分层封隔器总成，工具串组合（从下至上）：引鞋+变扣+7"分层封隔器总成+电缆坐封工具+GR+CCL 仪器短节+测井马龙头（工具串最大外径5.9"，井口精确丈量零长3.77m）；下放至尾管挂顶遇阻（尾管挂回接筒顶深2844.7m），多次活动未能通过，起出工具串，期间环空灌密度1.03g/cm3的完井液。

对变扣打磨倒角，继续用测井电缆下入A 型7"分层封隔器总成，工具串组合（从下至上）：引鞋+变扣+7"分层封隔器总成+电缆坐封工具+GR+CCL 仪器短节+测井马龙头；仍然下放至尾管挂顶遇阻（尾管挂回接筒顶深2844.7m），多次活动未能通过，起出封隔器总成，期间保持环空液面。

现场拆封隔器引鞋及变扣，将分层封隔器总成底部4-1/2"LTC 公扣打磨斜角引鞋，测井电缆下入A 型7" 分层封隔器总成，工具串组合（从下至上）：7" 分层封隔器总成+电缆坐封工具+GR+CCL 仪器短节+测井马龙头；下放至3570m，上提管串，电缆校深（短套深度3556.57m～3561.52m）。继续下放至3627.95m 遇阻，多次活动未能通过。根据SBT 曲线对比后，判断遇阻点为套管接箍（SBT 套管接箍深度为3628.02m）。起出工具串，期间环空灌液。

2 分层封隔器结构与遇阻原因分析

2.1 分层封隔器结构组成

分层封隔器总成示意图如图1 所示，主要由电缆转换接头推筒1、封隔器推筒2、胶筒总成3、卡瓦总成4、下部接头5、圆口引鞋总成6 这几部分组成，其中圆口引鞋总成由双母变扣和圆口引鞋组成。

图1 遇阻分层封隔器示意图

分层封隔器的下入可以采用电缆和钻具下入两种方式，井斜小于60°时送入工具可选择电缆下入，采用电缆送入方式坐封一般具有速度快、坐封深度准确等优点[6-9]。因C1 井最大井斜51.96°，本次作业采用测井电缆送入方式下入，坐封工具为电动式，具体坐封原理[10-12]如下：测井电缆送封隔器到设计坐封深度并经过较深后，地面导通电流，通过电机带动变速箱输出轴的旋转运动，带动螺杆拉伸产生上行运动，从而使电缆转换接头推筒与螺杆产生相对位移，电缆转换接头推筒推动封隔器推筒下行，由于封隔器外筒受到限制，不能活动，在底部引鞋和坐封推筒的挤压作用下，使封隔器上、下规环和密封胶片同时上行，剪切销钉，推动卡瓦张开，胶皮径向膨胀，密封环形空间。封隔器的内卡瓦和心轴棘齿锁住，使压力释放时不能复位，保持坐封状态。当轴向推力达到销钉剪切值时，销钉剪切，从而使坐封工具与分层封隔器分离脱手。

2.2 井深2844.7m 处遇阻原因

根据第一次遇阻点深度显示判断遇阻点为尾管挂回接筒顶2844.7m，此处井斜约为47.4°，另经查阅相关套管及工具数据得知，Ø244.5mm 技术套管内径为224.4mm，尾管挂回接筒外径为195.4mm，可知回接筒与技术套管间隙约为14.5mm。根据作业简报，首先怀疑是分层封隔器总成下部引鞋上部的双母变扣阻挂回接筒，因此，工具起出后将双母变扣打磨倒角，再次下入至回接筒处仍遇阻；再次起出后拆除引鞋及双母变扣，将封隔器总成底部4-1/2"LTC 公扣打磨成斜角引鞋下入后顺利通过尾管挂回接筒。因此，第一次遇阻点为分层封隔器底部引鞋阻挂回接筒，导致工具无法顺利通过。

2.3 井深3627.95m 处遇阻原因

根据第二遇阻点深度，比对SBT 套管接箍深度，初步判断为分层封隔器在套管接箍处产生阻挂。经查阅Ø177.8mm 套管CLS 扣型介绍，CLS 扣型具有倒锥面连接型式和螺纹牙型的等螺距变宽的特点，使螺纹实现高抗扭矩的性能，保证螺纹不会因过扭矩或欠扭矩而导致螺纹连接失败；金属面密封和螺纹密封的两处密封结构实现了在高轴向载荷下能够保持很好的密封效果的目的。CLS 扣型不属于气密扣，现场上扣过程不需要扭矩监控，只要上扣至设定扭矩即表示上扣符合标准，套管内螺纹和外螺纹连接如图2 所示，其中1 表示CLS 接箍（内螺纹），2表示CLS 套管（外螺纹），外螺纹鼻端与内螺纹末端有间隙，此间隙的大小除了跟此扣型连接方式有关而客观存在外，还与管材加工精度及现场操作人员有很大的关系。根据C1 井井斜数据，此遇阻深度处于稳斜段（井斜范围47°～48°），且狗腿度较大（3.12°/30m），井眼轨迹复杂，考虑到分层封隔器外观结构，很容易导致分层封隔器的卡瓦或其他不规则结构在套管接箍处产生阻挂。因此，第二遇阻点是在井眼轨迹、套管接箍处间隙及分层封隔器外观结构综合影响导致的客观结果。

图2 CLS 螺纹连接示意图

3 技术对策

3.1 工具结构改进

通过上述封隔器遇阻的原因分析，认为封隔器工具总成结构不合理是下放遇阻的主要原因，主要有两点：一是工具组合总成长度过长，二是工具总成底部引鞋结构组成冗余。从这两方面出发，通过制定方案对工具长度和引鞋结构进行改进，改进前后对比示意图如图3 所示，首先将电缆转换接头推筒与封隔器推筒整合为一件，缩短推筒长度，适当增加电缆坐封接头长度；然后优化引鞋结构，抛弃变扣+引鞋的组合方式，直接采用倒角底部接头相连接方式，缩短引鞋长度，消除工具明显变径结构部分。通过以上改进，缩短了工具组合长度（含坐封工具接头），工具总长由2.9m 缩短至2.3m（不含坐封工具接头长1.83m），同时解决了工具串下入困难及坐封行程短导致坐封力无法完全释放的问题。实物如图4 所示。

图3 分层封隔器改进前后对比示意图

图4 分层封隔器改进后实物图

3.2 工具下入模拟

利用Landmark 软件的WELLPLAN 模块对C1 井进行电缆下入分层封隔器模拟分析，通过计算下入摩阻和钩载可以初步判断工具下入情况，根据下入管柱是否产生正弦或是螺旋屈曲以及轴向力图判断能否下到设计深度。模拟结果如图5 所示，根据对遇阻2.9m 长分层封隔器下入模拟产生正弦屈曲S 线，下放悬重较小，无法下到设计深度。通过对分层封隔器总成长度参数调整至2.3m，未出现正弦或螺旋屈曲线，下放悬重也较高，能够下至设计深度。说明工具总成长度越短，越有利于电缆下入，减少遇阻风险。

图5 C1 井分层封隔器下入模拟分析结果

目前，改进后的封隔器工具总成在渤海油田现场已入井达79 套，性能稳定，在尾管井中下入顺利，使用情况良好，现已大范围推广使用。

4 结论与建议

4.1 钻井过程中控制好井眼轨迹，避免狗腿度过大，尽量不超过3°/30m。

4.2 下入套管选择同型号同批次，保证上扣到位，避免出现内外螺纹连接间隙过大或有内台阶的情况。

4.3 分层封隔器长度设计应在满足坐封行程的基础上，尽可能短，最好不超过2.3m；引鞋设计应保证足够的坡度，避免在尾管挂遇阻；外形设计应保证本体外径一致，变径连接部分必须打倒角。