韋海濤

摘要：本文探討了在正常解封操作無法實現(xiàn)的情況下，各種非常規(guī)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(yè)，對各種方案一一進行了驗證，最終表明“內(nèi)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(nèi)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(fā)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(nèi)投球后進行打壓，當達到坐封壓力后，壓力通過傳壓孔內(nèi)活塞行程推動膠皮，從而使桶式卡瓦張開坐在7寸套管內(nèi)壁。繼續(xù)打壓使封隔器膠皮壓縮膨脹，而由于封隔器內(nèi)卡瓦的倒楔形設計，外筒上行后不能回落，從而實現(xiàn)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(huán)境而設計：假設油管內(nèi)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(yè)而將油管內(nèi)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?shù)目估瓘姸群?，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(nèi)壁上，隨著油管串慢慢上下活動，膠皮逐漸回縮，從而實現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)有狀態(tài)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(shù)據(jù)如下：

2.1環(huán)空打壓法

嘗試從環(huán)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(nèi)徑與封隔器心軸外徑形成的環(huán)形空間，即：[（0.157m）2 -（0.118m）2] × π/4；若環(huán)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(jù)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(chǎn)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(nèi)打壓法

用連續(xù)油管在完井管串3123m Landing nipple處坐入一個堵頭，油管內(nèi)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(nèi)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(nèi)堵頭上，使油管產(chǎn)生12.76的預張力。下表是利用軟件模擬油管內(nèi)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(nèi)打壓4500psi時，銷釘受力為11.62+33.39=45.01T，接近銷釘?shù)募羟兄担趯嶋H操作中，還是未能實現(xiàn)封隔器的解封。

3油管內(nèi)外打壓法

按方案1、2所述，環(huán)空打壓3000psi產(chǎn)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(nèi)打壓4000psi產(chǎn)生的作用在銷釘上的剪切力為11.62T。取摩擦力經(jīng)驗系數(shù)1/6，此時井口拉力需42+（45.36-8.05-11.62）× 7 / 6=72.28T，可實現(xiàn)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(nèi)壁，環(huán)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(nèi)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(nèi)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(nèi)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(xiàn)封隔器解封。懷疑封隔器傳壓孔是否產(chǎn)生堵塞，油管內(nèi)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(chǎn)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(nèi)掏空法

泄掉油管內(nèi)壓力后，嘗試將油管上部掏空，利用壓差產(chǎn)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(chǎn)生作用在油管內(nèi)堵頭向上的推力為11.1T，而此時2000m油管內(nèi)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(nèi)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(nèi)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(xiàn)解封。

在實際操作中，液體替空至1730m，產(chǎn)生的剪切力約為23T，同時井口拉力至78T時，完井管串突然發(fā)生抖動，懸重突然降為3T左右，后再次試提至22T左右，同時節(jié)流管匯有油氣涌出，初步判斷封隔器解封。在循環(huán)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(nèi)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(shù)百個化學注入管線保護器，其與套管內(nèi)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(jù)現(xiàn)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(shù)的選擇不應過于保守，否則會給后期的修井作業(yè)帶來極大的困難；

（3）通過對現(xiàn)場實施的各種解封方案進行分析，“內(nèi)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(zhàn)培.伊朗Y油田完井技術探索與提高[J]. 內(nèi)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(fā)有限公司）