王克林，劉洪濤，何 文，何新興，高文祥，單 鋒

（1.中國石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆庫爾勒841000；2.新疆華油油氣工程有限公司，新疆庫爾勒841000；3.中國石油塔里木油田分公司生產(chǎn)運行處，新疆庫爾勒841000；4.中國石油塔里木油田分公司克拉油氣開發(fā)部，新疆庫爾勒841000）

封隔器能夠隔離地層流體，避免油管與套管之間環(huán)空被高溫高壓氣體侵入，是保障高溫高壓氣井完整性和長期穩(wěn)產(chǎn)的重要安全屏障。然而，隨著氣藏埋深不斷增加，井下溫度和壓力也不斷升高，井身結(jié)構(gòu)更加復(fù)雜，井眼通徑變窄，影響封隔器的坐封效果。位于塔里木庫車山前構(gòu)造帶的氣井屬于典型的超深、超高溫和超高壓氣井[1]，最大井深超過8 000m，溫度可達188℃，壓力可達136 MPa。同時，單井鉆遇多套壓力系統(tǒng)，壓力系數(shù)高達1.6～2.2，試油完井采用的鉆井液密度1.75～2.30 kg/L，井身結(jié)構(gòu)主體采用復(fù)合套管，完井作業(yè)時多在小井眼中進行，增加了完井作業(yè)的難度[2]。為適應(yīng)復(fù)雜的井下環(huán)境，保護井筒完整性，確保高壓氣藏長期穩(wěn)定生產(chǎn)，完井管柱多采用液壓永久式封隔器。

然而，現(xiàn)場實踐表明，由于封隔器與套管之間縫隙小、井筒容積大、替液排量小且時間長，液壓永久式封隔器在深層高溫高壓氣井仍然存在失效風(fēng)險，極大地影響了完井作業(yè)安全和效率。2013—2015年，庫車山前大北、迪北、克深等區(qū)塊部分氣井內(nèi)徑115.5mm的套管下入Y443-111封隔器進行完井作業(yè)時，反替液過程中出現(xiàn)憋泵，封隔器提前坐封失效、損壞，導(dǎo)致井筒密封完整性失效、油管與套管之間環(huán)空帶壓，增大了后期修井的難度和成本，同時油套環(huán)空液體進入地層造成儲層二次污染[3–4]。關(guān)于該問題，現(xiàn)有研究大多集中于高壓氣井永久式液壓封隔器的失效應(yīng)力分析[5–9]，未對封隔器替液失效、損壞原因和控制措施進行研究。為此，筆者針對塔里木油田庫車山前高溫高壓氣井完井作業(yè)中的Y 443-111封隔器，分析了完井作業(yè)反替液時封隔器憋泵、封隔器失效損壞的表征和原因等，從井筒準(zhǔn)備、試油鉆井液性能和替液影響等方面入手，結(jié)合現(xiàn)場實踐經(jīng)驗，制定了降低替液排量、清除井筒雜質(zhì)、優(yōu)化試油鉆井液性能、提高井筒工作液質(zhì)量和縮小封隔器外徑等控制完井封隔器失效的措施，并進行了現(xiàn)場應(yīng)用，為高溫高壓氣井封隔器完井作業(yè)提供了工程依據(jù)。

1 高溫高壓氣井完井管柱

封隔器需滿足高溫高壓氣井改造和投產(chǎn)等典型工況的要求，確保15～20年不動完井管柱，同時兼顧后期井筒作業(yè)要求，因此，庫車山前氣井主要采用Y 443-111封隔器，其主要參數(shù)為：外徑110.7mm，內(nèi)徑58.6 mm，抗內(nèi)壓/外擠強度103.4 MPa，耐溫232℃，設(shè)計等級為API 11D1V0[10]。

庫車山前高溫高壓氣井的典型完井管柱（?196.8mm+?139.7mm復(fù)合套管）為：油管掛+氣密封扣油管+上提升短節(jié)+上流量短節(jié)+井下安全閥+下流量短節(jié)+下提升短節(jié)+氣密封扣油管+Y 443-111封隔器+投撈式堵塞器+氣密封扣油管+全通徑壓裂閥+氣密封扣油管+球座（見圖1）。與之對應(yīng)的典型完井工藝為：在試油鉆井液中將完井管柱下至預(yù)定位置，換裝井口，用環(huán)空保護液反替出井筒內(nèi)的試油鉆井液，投鋼球至坐封球座并分級加壓坐封封隔器，環(huán)空加壓驗證封隔器的密封性，合格后擊落球座，最后進行儲層改造，放噴求產(chǎn)?，F(xiàn)場應(yīng)用中，庫車山前5口井應(yīng)用Y443-111封隔器在替液過程中出現(xiàn)了憋泵現(xiàn)象，造成封隔器坐封失敗。為此，以庫車山前高溫高壓氣井典型完井管柱為研究對象，分析了封隔器與套管間隙、替液排量及井筒清潔程度對封隔器失效的影響。

圖1 庫車山前高溫高壓氣井的典型完井管柱Fig.1 Sketch of the typical com p letion string structure in HPHT gaswells in the Kuqa foreland

2 封隔器失效原因

封隔器進行優(yōu)化改進的基礎(chǔ)是明確其失效原因。為此，分析了替液壓力曲線的變化規(guī)律，解析了失效封隔器的結(jié)構(gòu)及參數(shù)配合，研究了封隔器與套管間隙、替液排量和井筒清潔情況對封隔器失效的影響。

2.1 封隔器失效表征

以應(yīng)用Y 443-111封隔器出現(xiàn)問題的5口井之一的TLK8003井為例進行分析。將Y443-111封隔器下入密度為1.88 kg/L的試油鉆井液中，下至預(yù)定位置后，用15m3密度1.50 kg/L的過渡漿+8m3密度1.20 kg/L的隔離液+4m3密度1.40 kg/L的環(huán)空保護液反替試油鉆井液，排量130～150 L/m in，替入27m3時封隔器發(fā)生憋泵失效。該井替液過程中的反替試油鉆井液施工曲線如圖2所示。

圖2 TLK 8003井反替試油鉆井液施工曲線Fig.2 Curves of fluid displacement inWell TLK 8003

由圖2可知，該井反替試油鉆井液時泵壓突然升高，出口不出液，發(fā)生憋泵。為明確憋泵原因，起出完井管柱，檢查封隔器，發(fā)現(xiàn)中間膠筒、上端膠筒和上端支撐系統(tǒng)已經(jīng)損壞。同時，啟動銷釘剪斷，活塞運行了7mm，上下卡瓦未撐開，上下楔形塊剪斷銷未剪斷，封隔器下端四丙氟橡膠（Aflas）膠筒橫截面有縱向破裂，下支撐系統(tǒng)裂開，上、中膠筒微變形，封隔器未坐封。

表1 —表4分別為封隔器膠筒尺寸、密度、抗拉強度和PTFE支撐環(huán)的檢測結(jié)果。由此可見，相比于設(shè)計公差，封隔器膠筒尺寸微膨脹變大。膠筒硬度在工作溫度下發(fā)生軟化膨脹，密度在設(shè)計范圍內(nèi)；抗拉強度較低，但拉斷點升高了，金屬絲網(wǎng)支撐環(huán)和PTFE支撐環(huán)的尺寸變大。根據(jù)以上表征，應(yīng)主要從封隔器與套管間隙、替液排量和井筒清潔情況3方面分析失效原因。

表1 A flas膠筒尺寸對比Table 1 Size com parison of Aflaspacker rubber

表2 膠筒性能Table 2 Properties of packer rubber

表3 金屬絲網(wǎng)支撐環(huán)尺寸Table 3 Size of support rings for w ire mesh

表4 PTFE支撐環(huán)尺寸Table 4 Size of PTFE support rings

2.2 封隔器失效原因分析

2.2.1 封隔器與套管間隙

失效案例中，生產(chǎn)尾管是外徑139.7mm、內(nèi)徑115.5 mm的非常規(guī)套管，Y 443-111封隔器外徑110.7mm，套管和封隔器的間隙僅2.4mm。封隔器膠筒和支撐環(huán)安裝時可與芯軸相對滑動，替液時高密度、高黏度試油鉆井液在封隔器與套管間流動。由于液體的表面張力，封隔器與套管間隙越小，流動產(chǎn)生的摩擦力會越大，導(dǎo)致堵塞可能性越大。封隔器的楔形塊錐體組裝后由銷釘固定，銷釘被剪切后錐體可自由活動，并可撐開相對應(yīng)的卡瓦。當(dāng)施加在膠筒上的流體摩阻足夠高時，膠筒被推動擠壓和膨脹；另外，膠筒在高溫下會產(chǎn)生微小的膨脹變形，使本來窄小的間隙變得更加窄小。由此可見，封隔器膠筒與套管間隙小，容易造成替液時流體摩阻較大和堵塞，這是導(dǎo)致封隔器失效的主要原因。

為進一步確認封隔器與套管間隙的影響，利用環(huán)空冪律流體計算公式[11]，計算反替液體流經(jīng)膠筒與套管間隙的摩阻：

式中：Δp為反替液體流經(jīng)膠筒與套管間隙的摩阻，MPa；Di和Do分別為套管內(nèi)徑和膠筒外徑，m；Q為注入流量，m3/h；K為液體稠度系數(shù)，Pa·sn；n為流性指數(shù)；L為膠筒長度，m。

為了得到膠筒和套管間隙與過流摩阻的關(guān)系，采用牛頓流體并設(shè)膠筒長度為定值，計算了膠筒與套管間隙的過流摩阻，結(jié)果如圖3所示。由圖3可知，隨著注入排量增大，膠筒與套管間隙過流摩阻升高；隨著膠筒與套管間隙增大，過流摩阻降低。膠筒外徑為112.2 mm時，膠筒與套管間隙平均為1.6mm，當(dāng)替液排量達到250 L/m in時，流經(jīng)此處的液體摩阻約為2.0MPa，導(dǎo)致泵壓升高。加之試油鉆井液中存在固相顆粒，使膠筒與套管間隙部分阻塞，導(dǎo)致過流摩阻進一步增大。

圖3 膠筒與套管間隙過流摩阻計算結(jié)果Fig.3 Calculation results of friction in the gap between rubber and casing

2.2.2 替液排量

經(jīng)統(tǒng)計，庫車山前高溫高壓氣井采用Y 443-111封隔器在替液中出現(xiàn)憋泵的有5口井（見表5），替液排量均超過了120 L/m in，最高超過了150 L/m in。為分析替液排量對封隔器失效的影響，進行了地面模擬試驗：采用密度1.85 kg/L的油基鉆井液，排量分別為100，120，150，200和250 L/m in，溫度99.3～108.0 ℃，模擬Y443-111封隔器在內(nèi)徑115.5 mm套管內(nèi)的反替液情況，結(jié)果如圖4所示。

表5 采用Y443-111封隔器的失效井統(tǒng)計結(jié)果Table 5 Statistics of failure wellsusing Y443-111 packer

圖4 替液循環(huán)過程中的排量和泵壓曲線Fig.4 Curves of flow rate and pum p pressure during fluid disp lacem ent circulation

從圖4可以看出，隨著替液排量逐步增大，泵壓逐漸升高，當(dāng)排量達到250 L/m in時發(fā)生憋泵。檢查發(fā)現(xiàn)，封隔器上下卡瓦未發(fā)生位移，上下楔形環(huán)銷釘未剪斷，啟動坐封銷釘沒有受力剪切痕跡，活塞未發(fā)生位移，但下特氟龍支撐環(huán)、下金屬絲網(wǎng)支撐環(huán)、下銅支撐環(huán)和下鐵支撐環(huán)的外徑均有不同程度的變大。綜合分析認為，替液排量越大，所產(chǎn)生的摩阻越大，越容易憋泵造成封隔器失效。

2.2.3 井筒清潔情況

井筒內(nèi)試油鉆井液中殘留有固井作業(yè)時的水泥漿和鉆井產(chǎn)生的巖屑等雜質(zhì)，在溫度的影響下容易發(fā)生變質(zhì)沉淀，形成固體堆積。由于封隔器膠筒和套管間隙較小，替液過程中試油鉆井液中的殘留固體會滯留在封隔器處，堵塞替液通道，瞬間憋壓推動膠筒并向下膨脹，造成憋壓堵塞。

同時，被污染試油鉆井液的固相含量升高，進一步增大了液體流動的摩阻。替液時產(chǎn)生的液體摩擦力過大，也是造成封隔器失效的原因之一。同時，在小間隙情況下，工作溫度下膠筒變軟，試油鉆井液性能不穩(wěn)定，加上產(chǎn)生的摩擦力，替液過程中膠筒受到擠壓產(chǎn)生變形，導(dǎo)致憋泵，造成封隔器失效。

3 封隔器失效控制措施

根據(jù)封隔器失效原因分析結(jié)果，為降低摩阻、避免憋泵失效和改善封隔器坐封效果，從優(yōu)化替液排量、提高井筒清潔程度和擴大封隔器與套管間隙等3方面出發(fā)，制定了降低替液排量、清除井筒雜質(zhì)、優(yōu)化試油鉆井液性能、提高井筒工作液質(zhì)量和縮小封隔器外徑等控制完井封隔器失效的措施。

3.1 優(yōu)化替液排量

分析可知，替液排量太大是發(fā)生憋泵的重要原因之一。替液排量反映的是液體在封隔器位置的流速，不同排量對應(yīng)不同的流速，流速越大摩阻越高，而摩阻高容易造成封隔器膠筒形變和憋泵失效，當(dāng)發(fā)生憋泵的外力達到剪切坐封銷釘?shù)募羟辛r，會造成封隔器坐封失效。因此，結(jié)合前述研究結(jié)果，將封隔器坐封銷釘?shù)膯訅毫τ?.0 MPa提高至13.5MPa，將替液排量控制在250 L/m in以內(nèi)。與此同時，應(yīng)考慮到封隔器臨界替液排量是在地面模擬條件下獲得的，而井下實際工況更為復(fù)雜。如表5中所列5口井的替液排量為120～180 L/m in，但都出現(xiàn)了替液憋泵現(xiàn)象，而同區(qū)域的類似井，當(dāng)替液排量控制在100～120 L/m in時，未出現(xiàn)替液憋泵問題。因此，綜合以上分析，并結(jié)合現(xiàn)場實踐經(jīng)驗，推薦替液施工排量不超過120 L/m in，封隔器與套管環(huán)空對應(yīng)流速為2.36 m/s（將其視為“安全流速”）。

3.2 提高井筒清潔程度

從清除雜質(zhì)、優(yōu)化試油鉆井液性能和提高井筒工作液質(zhì)量入手，提高井筒清潔程度?？刹捎霉伪谕ň姆绞角宄s質(zhì)，施工時應(yīng)充分考慮套管內(nèi)徑變化、井內(nèi)試油鉆井液沉淀、尾管懸掛器的損壞或變形、井斜和狗腿度等因素的影響。對整個井筒刮壁，尤其是封隔器坐封井段上下50 m處應(yīng)至少刮壁3次，以確保井壁干凈；然后下入套管通井規(guī)，通井至人工井底。對于Y443-111封隔器，采用?112.0 mm、長度1.50～2.00m的螺旋槽通井規(guī)，無掛卡遇阻現(xiàn)象為通井合格，循環(huán)調(diào)整試油鉆井液至性能良好。循環(huán)通井時，要求大排量反循環(huán)沖洗井壁，將井壁黏附的各種碎屑攜帶出井。試油鉆井液應(yīng)清潔且性能穩(wěn)定，入井前需做高溫老化測試，測試溫度應(yīng)高于井底溫度10～15℃，靜置15 d后加重材料不沉淀為合格。要過濾隔離液、過渡漿和有機鹽（精細過濾），以保證其中無固體雜質(zhì)。替液循環(huán)時，需要加裝100目濾網(wǎng)濾除固體雜質(zhì)。

3.3 擴大封隔器與套管間隙

在保證封隔器性能的前提下，減小封隔器外徑，可以擴大封隔器與套管的間隙，避免憋泵，提高替液臨界排量。為此，利用有限元分析方法，分析了封隔器在最大工作載荷和最高額定溫度下的整體塑性變形、局部失效和屈曲情況。在此基礎(chǔ)上，通過試驗優(yōu)化了Y 443-111封隔器技術(shù)參數(shù)，結(jié)果如圖5所示。

圖5 優(yōu)化后的Y443-111封隔器性能信封曲線Fig.5 Property envelope curves of optim ized Y443-111 packer

優(yōu)化后，Y 443-111封隔器最大壓差由103.4MPa減小為91.0 MPa，最大抗拉強度由778 kN增大為1 089 kN，最大外徑由110.7mm減小為108.2 mm，通過了API 11D1[10]標(biāo)準(zhǔn)的V 0等級測試。優(yōu)化后的Y 443-111封隔器與套管的間隙由2.39 mm增大為3.66 mm，臨界替液排量也隨之增大，計算表明，安全流速為2.36m/s時，替液排量可達182 L/min，縮短了替液時間。

4 現(xiàn)場應(yīng)用

截至2020年9月，庫車山前高溫高壓氣井完井封隔器失效控制措施累計應(yīng)用43井次，施工成功率由之前的88.1%提高至97.6%，取得了顯著效果，驗證了失效原因分析的準(zhǔn)確性和失效控制措施的有效性。

TLB302井采用?196.8mm+?139.7mm復(fù)合套管完井，地層壓力110.5MPa，地層溫度134.6℃，試油鉆井液密度1.89 kg/L?，F(xiàn)場施工情況為：

1）下入完井投產(chǎn)管柱前，先下入磨銑—刮壁—強磁一體化井筒清潔管柱，磨銑尾管喇叭口，對喇叭口上部套管進行刮壁和強磁清理，結(jié)束后再下入?112.0mm、長度2.00m的螺旋槽通井規(guī)通井，為該井后續(xù)施工創(chuàng)造了較為清潔暢通的井筒環(huán)境。

2）該井所用尾管內(nèi)徑115.5 mm，采用密度1.89 kg/L的超微重晶石（STSW）完井液，其在150 ℃下靜置15 d無沉淀[12]，下入完井投產(chǎn)管柱過程中未發(fā)生遇阻現(xiàn)象，反循環(huán)替液排量100～130 L/m in，未發(fā)生憋泵現(xiàn)象，封隔器順利坐封（見圖6）。

圖6 應(yīng)用封隔器失效控制措施后的替液施工曲線Fig.6 The curve of fluid disp lacement after app lication of controlling measures

3）酸壓施工泵壓71.13～87.63 MPa，平均78.02 MPa；套壓27.58～38.07 M Pa，平均35.20 M Pa；排量0.23～5.00m3/m in，平均3.36m3/m in；擠入地層總液量365 m3。采用?7.0 mm油嘴放噴求產(chǎn)，油壓73.41MPa，日產(chǎn)油量79.9 m3，日產(chǎn)氣量412 758 m3，改造和求產(chǎn)施工過程中封隔器密封良好，性能可靠。

5 結(jié)論與建議

1）針對庫車山前典型高溫高壓氣井常用完井管柱，結(jié)合試驗研究、理論分析、現(xiàn)場數(shù)據(jù)和實踐經(jīng)驗，認為封隔器與套管間隙小是造成封隔器失效的主要原因，而施工過程中替液排量過大、井筒不清潔也會增大封隔器失效風(fēng)險。

2）通過控制替液排量，確保封隔器與套管間隙的最大流速不超過推動膠筒的臨界流速；按照標(biāo)準(zhǔn)進行井筒通井刮壁、優(yōu)化試油鉆井液性能、提高井筒工作液質(zhì)量，解決井筒清潔問題；縮小封隔器最大外徑，增大封隔器與套管的間隙。該措施現(xiàn)場累計應(yīng)用43井次，成功率達97.6%。

3）通過采取制定的封隔器失效控制措施，單封隔器失效問題得到了有效控制，但不能滿足庫車山前儲層精細化改造需求。目前，正在試驗多封隔器機械分層改造工藝，但如何保證多封隔器安全施工，還需進行深入研究。