封完一體化工藝的研究及應用

劉練 李會會 鄒偉 樊凌云 陳麗帆

中國石化西北油田分公司完井測試管理中心

油氣井鉆井和采油四通不能兼容時，完鉆后需將鉆井四通穿換成采油或鉆采一體化四通方可進行下步完井作業，或者井口裝置密封性失效時，需對其進行整改作業，此時井控處于無控狀態，風險極高，尤其對于漏失井，隨時存在井噴井涌的風險。臨時封堵工藝作為確保完井期間井筒完整和井控安全的常規工藝，可以在此期間暫時封堵油氣層［1］。目前該工藝已在塔河油田推廣應用近10 年，成功應用80 余井次，為井控安全做出巨大貢獻。

然而，臨時封堵工藝的工序流程比較復雜，包括：組下臨時封堵管柱、坐封RTTS 封隔器、上提送放管柱、整改井口裝置、組下打撈管柱對接底部封堵管柱、打泵出式堵塞閥、解封RTTS 封隔器、上提打撈管柱、組下完井管柱投產。繁雜的工藝存在以下弊端：①配套工具多(如伸縮節、丟手、RTTS 封隔器、扶正器等)，工具成本高，管柱安全性差；②工藝流程復雜、作業時間長，RTTS 封隔器坐封后需丟手上提送放管柱，井口處理合格后又需下入打撈管柱，對接成功后方可解封封隔器起出臨時封堵管柱，最后才能下完井管柱投產；③異常事故風險高，易發生丟手異常、管柱對接不成功或RTTS 封隔器解封失敗等風險；④對于漏失井，起下管柱期間必須持續灌漿，增加鉆井液成本，加重儲層污染。

傳統臨時封堵工藝的諸多弊端主要由于頻繁起下管柱造成的，為解決這個問題，筆者研制出二次坐封封隔器，利用封隔器的特點，進一步研究出封完一體化工藝，它將“臨時封堵管柱”和“完井管柱”合二為一，無需丟手、打撈等作業程序，保證井控安全的同時實現高效優質完井。

1 技術分析

二次坐封封隔器是實現封完一體化工藝的關鍵。塔河油田超深井具有“高壓、高溫、高含硫化氫”等特點，施工環境苛刻，因此封隔器需滿足以下要求：(1)坐封方式獨特：同時具備機械和液壓兩種坐封方式，且兩種方式不分先后，均可獨立完成封隔器坐封動作，一種方式坐封失敗或解封后可利用另一種方式進行二次坐封；(2)回收方式簡單：均可通過上提的方式實現封隔器解封回收；(3)性能可靠：膠筒承壓差能力達到70 MPa，耐溫能力達到177 ℃，且二次坐封時仍有較好的密封性［2-10］。

1.1 結構

二次坐封封隔器主要由機械坐封機構、液壓坐封機構及解封裝置組成，兩個坐封機構相互獨立，互不影響，實現二次坐封功能，可完成封完一體作業，具體結構見圖1。

圖1 二次坐封封隔器結構示意圖Fig.1 Schematic structure of two-setting packer

1.2 工作原理

1.2.1 機械坐封工作原理

機械坐封機構主要由摩擦塊、凸耳(焊接在中心管上)、J 型槽換位機構(摩擦塊內側)、卡瓦、錐體、膠筒組成。摩擦塊通過銷釘(剪切值20～40 kN)與卡瓦座連接。機械坐封時，只有中心管下行產生相對運動，對液壓坐封機構無任何影響(圖1)。封隔器下井時，摩擦塊始終與套管內壁緊貼，凸耳在換位槽(J 型)短槽的底端(圖2a)，當封隔器下到預定井深需要機械坐封時，先上提管柱，使凸耳上行至短槽的頂端(圖2b)，然后右旋管柱將凸耳從短槽換位到長槽內(圖2c)，最后下放管柱加壓縮負荷，錐體下行將卡瓦撐開嵌入套管壁，管柱繼續下行膠筒受壓膨脹緊貼在套管壁上形成密封(圖2d)，完成封隔器的機械坐封。

圖2 機械坐封機構示意圖Fig.2 Sketch of mechanical setting mechanism

1.2.2 液壓坐封工作原理

液壓坐封機構主要由液缸、中心管、卡瓦、膠筒組合、水力錨和棘齒鎖環組成(圖1)。活塞上部銑有180°對稱的兩條槽，穿過凸耳與卡瓦座連接，液壓坐封時對機械坐封機構無任何影響。

液壓坐封時投球堵塞油管，井口對油管內施加液壓，液壓通過封隔器中心管的傳壓孔傳給液缸，推動上部活塞向上運動，剪斷液缸上的啟動坐封剪釘，活塞繼續向上運動剪斷摩擦塊與卡瓦座之間相連的銷釘，推動卡瓦座上行，卡瓦與錐體接觸后被撐開錨定在套管上，繼續向上運動剪斷錐體銷釘，向上擠壓膠筒；同時向下的液壓力推動下部的活塞向下運動，通過中心管帶動水力錨向下運動，向下擠壓膠筒。雙向壓縮力致使膠筒膨脹緊貼在套管壁上形成密封。封隔器完成液壓坐封后，鎖環將封隔器鎖定在坐封狀態，避免液缸和活塞后退解封。

1.2.3 解封原理

機械坐封解封原理：在水力錨錨爪收回的情況下，上提管柱卸掉膠筒承受的壓縮力而使其恢復原來的自由狀態，錐體上行，卡瓦隨之收回，此時凸耳從長槽沿斜面自動回到短槽內，便可將封隔器起出井筒。

液壓坐封解封原理：在水力錨錨爪收回的情況下，上提管柱使中心管上行，剪斷解封銷釘后帶動水力錨隨中心管一起上行卸載掉膠筒的壓縮力使膠筒回縮，繼續上行帶動錐體上行使卡瓦失去支撐，卡瓦在彈簧的彈力下回收解除對套管的錨定，從而完成封隔器的解封。

1.3 主要技術指標

本封隔器金屬件材質采用42CrMo，膠筒材質采用HNBR 橡膠，密封圈材質采用FKM 橡膠，額定工作壓力70 MPa，額定工作溫度177 ℃；外徑147 mm，內徑60 mm，長度2 724 mm，適用于?177.8 mm 套管；完全坐封壓力為21 MPa。

2 封隔器性能驗證

2.1 強度驗證

根據二次坐封封隔器的結構及其工作期間受力情況進行分析，其主要受力部件是上接頭、膠筒襯套、水力錨、卡瓦、容積管，因此需對這些部件進行強度驗證，上接頭、膠筒襯套和容積管進行抗內壓和抗外擠強度驗證，水力錨和卡瓦進行錨定能力驗證。

(1)上接頭強度驗證。上接頭對兩個位置進行強度驗證，一是右側端部密封位置，另一個是O 圈溝槽位置(圖3)。根據相關API 標準［11］中計算公式得出兩個薄弱位置抗內壓和抗外擠強度分別為133.10、121.41 MPa 和131.42、120.03 MPa，均超過105 MPa，因此上接頭的強度滿足設計要求。

圖3 上接頭結構圖Fig.3 Structure of top joint

(2)膠筒襯套強度驗證。封隔器工作期間膠筒襯套受力最惡劣情況主要有以下兩種：一是膠筒襯套解封時受到最大拉伸力，受內壓；二是膠筒襯套酸壓作業時受到最大壓縮力，受外擠，期間不僅受到內壓和外壓，還受到軸向方面的載荷。對膠筒襯套O 型圈槽位置進行強度驗證(圖4)，根據相關API 標準［11］，計算出膠筒襯套三軸抗外擠強度為117.96 MPa，三軸抗內壓強度為123.41 MPa，均超過105 MPa，因此膠筒襯套強度滿足設計要求。

圖4 膠筒襯套結構圖Fig.4 Structure of rubber liner

(3)容積管強度驗證。容積管在封隔器工作時無軸向載荷，因此對容積管O 型圈位置進行強度驗證(圖5)，根據相關API 標準［11］中計算公式得出薄弱位置O 圈溝槽抗內壓強度109.40 MPa，抗外擠強度111.95 MPa，均超過105 MPa，因此容積管強度滿足設計要求。

圖5 容積管結構圖Fig.5 Structure of volume tube

(4)卡瓦錨定能力驗證。卡瓦齒尖與套管接觸并錨定，計算其齒尖剪切強度［3］，單片卡瓦有7 顆齒有效咬合套管，卡瓦錨定深度為1.00 mm，材料屈服強度為758 MPa，剪切強度τ系數為0.6，每顆齒剪切面積為147 mm2，4 片卡瓦的承載能力為1 874 kN。封隔器在額定壓差下活塞力為1 329 kN，受到的最大壓縮載荷為441 kN，卡瓦承受最大剪切力為1 770 kN，小于其承載能力，因此卡瓦強度滿足設計要求。

(5)水力錨抗剪切強度和錨定能力驗證。球齒齒尖與套管接觸并錨定，計算其齒尖剪切強度［12］，水力錨有8 顆齒有效咬合套管，球齒錨定深度為1.00 mm，材料屈服強度為758 MPa，剪切強度τ系數為0.6，每顆齒剪切面積為116 mm2，計算出水力錨承載能力3 801 kN。封隔器在額定壓差下活塞力為1 329 kN，受到的最大拉伸載荷為637 kN，錨爪承受的最大剪切力為1 966 kN，小于其承載能力，因此水力錨抗剪切強度滿足要求。

水力錨的額定錨定力為1 509 kN，相關標準［12］要求，水力錨的實際可承載錨定力應大于其額定錨定力的1.6 倍。通過實驗得到水力錨在不同壓差下對應的錨定力曲線，如圖6 所示。擬合計算得出，壓差為70 MPa 時對應的錨定力為2 491 kN，大于標準要求值2 415 kN，因此水力錨的錨定力滿足要求。

圖6 不同壓差下水力錨錨定力曲線Fig.6 Pressure difference and anchorage force of hydraulic anchor

2.2 功能試驗

2.2.1 常溫下地面坐、驗封及解封功能性試驗

機械坐、驗封：二次坐封封隔器置于?177.8 mm短套管內，拉力機拉力代替管柱下壓載荷，模擬封隔器機械坐封，下拉至163 kN 時，封隔器完全坐封。保持坐封狀態不變，環空打壓，驗證封隔器密封性，在高壓50 MPa 和低壓7 MPa 下各穩壓15 min，封隔器機械坐封合格。

機械坐封后解封：環空泄壓，釋放下拉力，封隔器解封。取出封隔器檢查，第一次坐封后膠筒和卡瓦完好，如圖7 所示。

圖7 第一次坐封后的膠筒、卡瓦情況Fig.7 Rubber and slip after the first setting

液壓坐、驗封：二次坐封封隔器下端堵死，將其放入?177.8 mm 短套管內，上端對其進行打壓坐封，打壓至21 MPa，穩壓10 min，封隔器完全坐封。泄掉封隔器內部壓力，環空打壓驗證封隔器密封性，在高壓50 MPa 和低壓2 MPa 下各穩壓15 min，封隔器液壓坐封合格。

液壓坐封后解封：環空泄壓，利用拉力機上提封隔器上接頭，上提157 kN 時拉力突降，封隔器正常解封。

2.2.2 高溫下模擬井筒坐封試驗

封隔器下入模擬井內，井筒溫度設定為177 ℃，管柱內打壓至15.9 MPa 時封隔器完全坐封。對環空上壓腔和下壓腔分別進行打壓，驗證封隔器膠筒上下的密封性，分別打壓至72 MP，穩壓15 min，封隔器液壓驗封合格。

3 封完一體化工藝

傳統臨時封堵工藝中，管柱組下到位后RTTS 封隔器坐封，此時泵出式堵塞閥和封隔器共同實現井筒封堵，確保拆換井口裝置期間的井控安全。為了方便井口拆換，上部的送放管柱需丟手、提出井筒，井口整改合格后再次下入打撈管柱與底部的封堵管柱對接，此時井筒內的管柱由于部分鉆桿需提供下壓載荷并不能滿足生產要求，因此需打掉泵出式堵塞閥內堵塞塊、解封封隔器、起出臨時封堵管柱，最后組下完井管柱才能投產。此外，為了提高對接和解封成功率，增加了扶正器和篩管等配套工具。

與傳統工藝相比，封完一體化工藝利用二次坐封封隔器設計出臨時封堵和生產一體化管柱，配套工具只有油管堵塞閥，利用封隔器機械坐封實現臨時封堵功能，利用封隔器液壓坐封實現投產功能，整個作業只需組下一趟管柱，減少丟手、打撈、上提臨時封堵管柱、組下完井管柱等工序，成本低、時效高、安全性更強。

傳統臨時封堵與封完一體化工藝管柱配置和工藝流程對比如表1 所示，可以看出，封完一體化工藝具有以下優點：(1)配套工具簡單、可靠：井下工具主要為二次坐封封隔器和泵出式堵塞閥，工具數量減少，降低成本，提高管柱安全性；(2)操作方便：井口處理完畢后上提解封封隔器，安裝采油(氣)樹、投球液壓坐封封隔器便可投產，減少作業工序和時間，提高時效以及作業一次成功率；(3)實現儲層保護：減少漏失井鉆井液灌入量，降低儲層污染。

表1 傳統臨時封堵與封完一體化工藝流程對比Table 1 Process comparison between traditional temporary plugging and setting-completion integrated technology

4 現場試驗

封完一體化管柱研制成功后，在塔河主體區塊進行了2 井次的現場試驗，成功率100%。TPxxCH2井是塔河油田托甫臺井區的一口開發井，第2 次?177.8 mm 套管開窗側鉆，完鉆井深7 552.00 m。本井所用為老式四通無法同時滿足鉆井和采油井控裝置的連接要求，作業期間需將其拆換成鉆采一體化四通，為了保證井控安全，以及減少作業時間，采用封完一體化工藝。封完一體化管柱：絲堵+篩管+多級球座+二次坐封封隔器+油管堵塞閥，井身結構如圖8 所示。

圖8 TPxxCH2 井井身結構圖Fig.8 Casing program of Well TPxxCH2

施工簡況：首先將封完一體化管柱組下至設計位置5 258.16 m 處，并在最后一根油管內坐封油管堵塞閥，然后上提管柱1.2 m，正旋轉10 圈，下放管柱加壓59 kN 的動作來完成二次坐封封隔器的機械坐封，然后對環空打壓15 MPa 驗封合格，此時達到油管和環空同時臨時封堵的目的；第二步，將鉆井四通穿換成鉆采一體化四通，并對套管頭主副密封試壓合格，完成井口拆換作業；第三步，上提管柱，解除封隔器的機械坐封，將鉆井井控裝置拆換成采油井控裝置，試壓合格后正打壓擊落油管堵塞閥，建立地面與儲層之間的流動通道；最后，為了保護酸壓和生產期間套管和井口裝置，投球、打壓完成封隔器的液壓坐封，環空打壓15 MPa 驗封合格后擊落球座。

TPxxCH2 井采用封完一體化工藝，完井作業施工時間為67 h，比傳統臨時封堵工藝節約83 h。二次坐封封隔器液壓坐封后進行酸壓作業，酸壓施工曲線如圖9 所示。二次坐封封隔器在后期服役過程中酸壓施工期間所承受的壓力最高為42.5 MPa，從施工壓力曲線上可以看出封隔器仍保持良好的密封狀態。

圖9 TPxxCH2 井酸壓施工曲線圖Fig.9 Acid fracturing construction curve of Well TPxxCH2

5 結論

(1)二次坐封封隔器集機械和液壓兩種坐封于一體，同時兩種方式不分先后，互不干擾，且均可通過上提解封，操作簡單可靠，可大大提高封隔器的坐封成功率。

(2)封完一體化工藝實現井口整改期間井筒暫堵，確保完井期間井控風險全程可控，同時降低儲層污染。

(3)封完一體化工藝實現臨時封堵與完井作業一趟管柱完成，單井可節約時效80 h，達到優質高效完井。

(4)封完一體化工藝節約施工和工具成本、提前原油建產時間，經濟效益可觀，且操作方便、可靠性高，具備廣闊的推廣前景。