伊朗Y油田水平井封隔器解封技術探析

韋海濤

摘要：本文探討了在正常解封操作無法實現的情況下，各種非常規解封方案的可行性，并通過伊朗Y油田S22井封隔器的解封作業，對各種方案一一進行了驗證，最終表明“內外掏空法”對此種封隔器在水平井大井斜段解封有十分顯著的作用，具有推廣應用的價值。

關鍵詞：水平井；封隔器；解封；內外掏空

伊朗Y油田位于伊朗西南部胡澤斯坦省，是世界上有待全面開發的特大型油田之一。該油田所布26口水平井主要針對Sk重油油藏，水平段長平均為900～1000m，垂直深度在2900m左右。

1.封隔器的設計

如圖2-1所示，該封隔器的坐封原理是油管內投球后進行打壓，當達到坐封壓力后，壓力通過傳壓孔內活塞行程推動膠皮，從而使桶式卡瓦張開坐在7寸套管內壁。繼續打壓使封隔器膠皮壓縮膨脹，而由于封隔器內卡瓦的倒楔形設計，外筒上行后不能回落，從而實現封隔作用。

該封隔器的解封力基于在井底可能承受的最惡劣環境而設計：假設油管內部被瀝青質完全堵塞，而封隔器上部由于后期進行氣舉作業而將油管內部全部替空，此時地層壓力將全部直接作用于封隔器上。

2解封方案

該封隔器可通過過提或切割進行解封，當拉力達到剪切銷釘的抗拉強度后，銷釘被剪斷，桶式卡瓦相對封隔器下行，而不再卡在7寸套管內壁上，隨著油管串慢慢上下活動，膠皮逐漸回縮，從而實現封隔器解封。但在實際解封過程中井口過提至92T（油管自重為42T），達到三寸半油管的抗拉伸強度極限，并未實現封隔器解封。失敗原因初步分析為井斜角過大，導致上提力無法有效作用在剪切銷釘上。由于完井管串較為復雜，因此本著盡量不改變完井管串現有狀態的原則，從下部受力著手考慮解封方案，其完井管串圖及主要數據如下：

2.1環空打壓法

嘗試從環空打壓，壓力通過膠皮傳遞到剪切銷釘，再配合井口過提解封封隔器。壓力作用的有效面積為7寸油管內徑與封隔器心軸外徑形成的環形空間，即：[（0.157m）2 -（0.118m）2] × π/4；若環空打壓至3000psi（20.68Mpa），則作用在銷釘上的剪切力為17.92T。而油管在受外擠的情況下抗拉強度降低，根據有關在三維應力作用下的計算公式，可算得當油管受外擠3000psi時，抗拉強度降低至75T，那么此時作用在銷釘上的力最大可為17.92+75-42=50.92T，然而在實際操作中卻并沒有成功將銷釘剪斷，原因分析如下：

封隔器心軸外徑與三寸半油管外徑形成一個截面差，當3000psi的壓力作用在這個截面上時，對油管產生一個向下的推力，其大小計算可得9.87T，那么此時實際作用在銷釘上的力最大只有41.05T。若考慮摩擦阻力的影響，實際值會更加小于45T，從而無法順利將銷釘剪斷。

2.2油管內打壓法

用連續油管在完井管串3123m Landing nipple處坐入一個堵頭，油管內打壓至封隔器傳壓孔處，由于此時活塞已無行程，壓力直接作用在剪切銷釘上。假設油管內打壓4000psi，則作用在封隔器活塞上的力為11.62T，而這4000psi同時作用在油管內堵頭上，使油管產生12.76的預張力。下表是利用軟件模擬油管內施加不同壓力時，封隔器的受力情況，從中可以看出當油管內打壓4500psi時，銷釘受力為11.62+33.39=45.01T，接近銷釘的剪切值，但在實際操作中，還是未能實現封隔器的解封。

3油管內外打壓法

按方案1、2所述，環空打壓3000psi產生的作用在銷釘上的有效剪切力為：17.92 - 9.87 = 8.05T，而油管內打壓4000psi產生的作用在銷釘上的剪切力為11.62T。取摩擦力經驗系數1/6，此時井口拉力需42+（45.36-8.05-11.62）× 7 / 6=72.28T，可實現剪斷銷釘。此時井口理論最大可提升至92-12.76=79.24T。但該方案仍未成功，可能由于封隔器膠皮膨脹后坐在套管內壁，環空的壓力無法傳遞到位于膠皮下方的剪切銷釘上。

3.1油管內部憋壓

嘗試在油管上部2805m Landing nipple處再投一個堵頭，并在兩個堵頭中間圈閉一定的壓力，使其通過傳壓孔作用在剪切銷釘上，再井口配合過提進行解封。則作用在銷釘上最大力為：（P-Rgh）×S

其中，P為油管抗內壓強度為10000psi，約68.9Mpa；

R為壓井液密度，1.2g/cm3；

h為下部塞子垂深，2900m；

S為傳壓孔處活塞面積，0.004m2；

當油管內憋壓6000psi時，作用在銷釘上的力應為17.43T，而此時井口仍可過提至油管正?？估鞆姸?，但最終仍未實現封隔器解封。懷疑封隔器傳壓孔是否產生堵塞，油管內打壓并不能有效傳遞到銷釘上；或者由于井斜過大，憋壓對銷釘產生的剪切力仍不足以補償油管過提力損失在井壁上的摩擦力。

3.2油管內掏空法

泄掉油管內壓力后，嘗試將油管上部掏空，利用壓差產生的力作用在銷釘上，同時配合井口過提解封。以替液2000m計算，液柱壓力差產生作用在油管內堵頭向上的推力為11.1T，而此時2000m油管內外壓差為3480psi，與方案一類似，同樣會導致油管抗拉強度降低，最終該方案未能成功解封封隔器。

3.3油管內外掏空法

該方法即模擬封隔器設計時的最惡劣工況，打開位于2790m深度的滑套，將上部壓井液盡量用氮氣替空，對返出液體進行精確計量以便計算井內替空深度。以替液2000m計算，銷釘處直接承受的剪切力為：2000×1.2×0.0098×145×4.635×4.635×3.14/4=57514lbs，即26.1T，而由于液體替空導致完井管串所受浮力減少4.7T，即不計摩擦阻力的情況下，井口只需過提45-26.1+4.7=23.96T左右即可實現解封。

在實際操作中，液體替空至1730m，產生的剪切力約為23T，同時井口拉力至78T時，完井管串突然發生抖動，懸重突然降為3T左右，后再次試提至22T左右，同時節流管匯有油氣涌出，初步判斷封隔器解封。在循環壓井兩周后，試提管串至自由懸重42T，至此確認封隔器解封。

由上述理論計算和實際操作進行對比可以看出，井口過提36T后，實際只有24T傳遞至剪切銷釘處，過提拉力越大，油管柱高邊越容易貼在套管內壁形成應力集中點，導致多施加的上提力根本無法傳遞到下面，這也是前面以過提為主的方案解封失敗的原因。

4結論與建議

（1）由于完井管串裝有數百個化學注入管線保護器，其與套管內壁形成若干個支點，導致受力情況十分復雜，在受力分析上可根據現場需要進行適當簡化，嘗試多種解封方案。而在井斜角過大的情況下，上提力無法有效傳遞至井底，應多從下部受力進行分析，增加直接作用在銷釘上的剪切力；

（2）在進行完井方案設計時，安全系數的選擇不應過于保守，否則會給后期的修井作業帶來極大的困難；

（3）通過對現場實施的各種解封方案進行分析，“內外掏空法”看似在操作上存在一定的“誘噴”風險，但只要通過壓力計算好掏空高度，并做好井控防范，確實能成為水平井封隔器解封的一種好辦法，并且在大井斜段解封此類封隔器之前并未見論述，具有推廣應用的價值。

參考文獻

[1]宋戰培.伊朗Y油田完井技術探索與提高[J]. 內江科技，2012，1

[2]何漢平.伊朗Y油田基于流動保障的完井設計[J]. 石油鉆探技術，2010，38（5）

（作者單位：中國石化國際石油勘探開發有限公司）