双封管柱应用评价..doc

双封管柱应用评价 1 双封管柱简介 1.1 双封管柱概述 双封管柱指为达到不同的目的在完井管柱中设计有两个封隔器的管柱，主要包括两个套管封隔器的双封管柱、一个套管封隔器一个裸眼封隔器的双封管柱和两个裸眼封隔器的双封管柱。 1.2 双封管柱使用情况 1.2.1 双套管封隔器管柱 双套管封隔器的双封管柱一般由一个机械套管封隔器和一个液压套管封隔器组成，这类完井管柱主要应用于需要穿换井口的漏失井，机械封隔器的作用是保证穿换井口期间的井控安全，井口穿换完成后一般将其解封，液压封隔器的作用是保证后期生产期间的环空安全。 这类完井管柱随着钻采一体化四通的推广应用已经很少再使用，其中比较典型的案例就是S72-7井。 S72-7井完井管柱组合为3-1/2″油管+压井滑套+7-5/8″SHR-HP封隔器+7-5/8″RTTS封隔器，完井管柱下到位后上提管柱2.1m，正转8圈，下压12t，RTTS封隔器坐封，反打压5MPa，稳压10min，验封合格。拆防喷器、穿换井口，解封RTTS封隔器，安装井口并试压合格后进行替液，初期由于井口见气油压最高达到38MPa，后期反挤期间由于油套不连通，最高套压达到35MPa。 坐封7-5/8″SHR-HP封隔器失败后起出完井管柱，检查发现封隔器未启动坐封，水力锚外传压管落井，水力锚本体有5mm穿孔 ，水力锚和活塞外筒之间间隙增加至40mm，上接头传压孔周向上刺坏严重，中心杆伸长40mm。 分析认为RTTS封隔器解封后胶筒回缩不完全，加上可能存在泥浆沉淀，导致封隔器胶筒与套管内壁形成密封，反替时在环空压力（最高泵压高达35MPa）作用下推动RTTS封隔器下行，使SHR-HP封隔器内中心管承受高达63.2t的轴向拉力，该拉力超过了内中心管的抗拉强度（46.3t）导致SHR-HP封隔器的内中心管屈服并产生塑性伸长，内中心管被拉长后，SHR-HP封隔器水力锚下端面与活塞外筒上端面之间的距离增至40mm。 通过本井的案例得出的经验教训是如果使用套管双封封隔器，将液压封隔器放在机械封隔器下面可以有效避免S72-7井的情况发生，由于机械封隔器中心管为一整体，不会影响后期完井管柱的长期密封性。 1.2.2 套裸封隔器管柱 套裸组合的完井管柱由一个套管封隔器和一个裸眼封隔器组成的完井管柱，主要应用于裸眼分段酸压的油气井，裸眼封隔器的作用是封隔上部裸眼段（可能是后期需要单独酸压或是水层），套管封隔器的作用是保护套管。 裸眼封隔器主要分为两种，一种是可保持长期坐封的K341或PIP裸眼封隔器，一种是靠节流压差坐封，即酸压时封隔器坐封，酸压结束后自动解封的K344或PDP封隔器。同样套管封隔器也分为两种，一种是套管机械封隔器，如Y211或RTTS封隔器，一种是套管液压封隔器，如PHP、MFH、PHP-MCHR、SH1X等。 TH10254X井采用7-5/8″SH1X套管液压封隔器+K341-150裸眼封隔器的酸压完井管柱。酸压施工泵压60-88MPa，套压0.3-27.2MPa，停泵测压降，泵压31.1↓25.3MPa，套压23.7↓18.2MPa。酸压施工期间，套压异常升高，停泵测压降期间，套压异常降低，表明本井油套连通。 本井正注比重1.01清水12m3，比重0.89轻质油32m3，环空反注比重1.01的清水60m3，正反注完毕14小时后油管液面500m，环空液面1215m。油管内流体分布：5518m比重0.89的稀油；环空流体分布：3797m比重1.01的清水，1005m比重1.16的油田水，计算环空压力49.98MPa；油管压力50.56MPa，说明油套此时基本平衡，进一步验证油套连通。 综合分析本井油套连通的各种原因，认为套管封隔器失封，套管封隔器和裸眼封隔器之间管柱存在漏点是本井油套连通的主要原因。套管封隔器失封的原因为裸眼封隔器推动油管上行导致套管封隔器提前解封。裸眼封隔器上行的原因为本井完井管柱为双封，环空背压无法有效作用到裸眼封隔器上，且裸眼封隔器以上为漏层，地层压力系数低，导致裸眼封隔器最大承受48.91MPa压差，产生94.08t上顶力。 1.2.3 双裸眼封隔器组合 双裸眼封隔器的完井管柱主要应用于封隔器坐封位置井眼质量差的油气井，裸眼封隔器的作用是对封隔器以下的裸眼段进行储层改在或是封堵封隔器以上裸眼段的水层。 两个裸眼封隔器主要包括两个K341(PIP)或两个K344(PDP)，在完井管柱中两个裸眼封隔器之间一般连接一根短油管。 TP319井采用两个K341-138裸眼封隔器的完井管柱，管柱下到位后投45mm钢球，油管逐步打压3-6-9-12-14 MPa，各稳压3min，重复以上动作后打球座，压力由19MPa突降至12MPa，球座击落。正打压至0-18MPa，稳压20min压力不降，环空不返液，