永久式封隔器在储气库老井应用中的实践及认识.pdf

.-19-第8 期永久式封隔器在储气库老井应用中的实践及认识张赫（中国石化东北油气分公司石油工程环保技术研究院吉林长春130 0 6 2）摘要】地下储气库，具有季节调峰、战略储备等重要作用。目前中石化也在积极开发建设地下储气库，而在实践中发现永久式封隔器会出现提前坐封的现象，针对该问题进行了具体分析，并提出改进措施，保证注采管柱的顺利入井。【关键词】地下储气库、注采井、永久式封隔器、球座1概述地下储气库是重要和有效的天然气调峰手段，针对枯竭气藏型储气库，由于注采井需要具有“强度高、安全等级要求高、寿命要求高、多轮次反复性”的特点，通过评估国内外的注采工艺管柱结构，中原文2 3储气库研发了满足建库运行的多功能注采完井管柱，该管柱结构包含永久封隔器 2 。榆林南地下储气库注采井管柱结构同样采用的是永久式封隔器 3。因此为了能满足强注强采交替变化的应力作用，在注采井管柱结构设计上，采用永久式封隔器，既能实现油套封隔，还能够保护上部套管。注采井管柱结构如图1所示。ATTTTTT7T777井下安全阀循环滑套永久封隔器球座产层图1注采井管柱结构示意图2问题描述在利用枯竭气藏老井建设储气库的过程中，其中一口注采井在完井管柱封隔器坐封时，由于球座提前剪切，封隔器胶皮未能充分挤压，导致环空未完全封隔。而且封隔器为永久式封隔器，不能进行二次坐封，出现封隔器封不住、管柱提不出的现象。3原因分析3.1销钉剪切值的影响XX井，一口注采井，生产层段：139 7.0-1403.2m，140 5.0-1412.5m，1434.0-1437.0 m，预测地层压力1.9 MPa。完井时使用1.0 g/cm3的清水作为完井液。设计剪切球座深度138 7 m，封隔器坐封位置136 0 m。坐封球到位以后，在考虑漏失不大的情况下，依据静液柱压力计算公式：P=p*0.0098*h，其中：P-液柱压力，MP。-液体密度，g/cm3。h-液柱高度，m。计算球座上端压力P1上=1.0*1387*0.00981=13.6MPa，球座下端压力等于环空液柱压力P1下=1.0*138 7*.0 0 9 8 1=13.6 MPa。此时球座上下压力相等。地面打压，坐封封隔器，直至将封隔器胶筒挤压到套管壁上，此时井下压力系统发生了变化。球座上端的压力P2上=静液注压力+地面泵压作者简介：张赫（19 9 0-）、女、汉族、辽宁省、工程师、硕士、研究方向采油气工艺。20-2023年第2 6 卷论文广场石油和化工设备力=13.6 MPa+P泵。由于封隔器胶筒封隔了环空中胶筒上端的静液注压力，此时球座下端的压力P2下=地层压力=1.9 MPa。由此可见，封隔器胶筒封隔以后，作用在剪切球座销钉的压力为P2上-P2下=13.6+P泵-1.9=11.7 MPa+P泵。当P泵=19 MPa时，销钉处压力为30.7 MPa，该值即为剪切压力值。因此，地层压力越低，则作用在剪切销钉上压差越大。同样的地面泵压，当地层压力低，则达到销钉剪切值速度快，会出现销钉提前剪切的现象。所以，对于压差大的井，需要合理调整销钉剪切值。3.2环空液注高度的影响封隔器胶筒下端受两个力，一个是地层压力对环空向上的推力，P地=1.9 MPa。另一个是地面施加的压力作用在推筒向上的推力，已知封隔器坐封地面打压P泵=19 MPa，环空面积S1=5088mm，推筒面积S2=6640mm2。则封隔器胶筒受到的力F向上=（1.9*50 8 8+19*6 6 40）/9 8 0 0=13.8 6 T。由于环空中存在液体，封隔器胶筒受到环空静液注压力P3上=1.0*136 0*0.0 0 9 8 1=13.34MPa，方向向下，则受到的力F向下=13.34*50 8 8/9 8 0 0=6.9 2 T。所以，作用在胶筒的力为6.9 4T，方向向上。如果封隔器胶筒上下没有压差，坐封压力19MPa产生的推力为12.8 7 T，比存在压差的情况多了5.9 3T，由此可见接近一半的推力被抵消，这也是胶筒推挤压不充分的另一个原因。当封隔器推筒销钉剪切以后，推筒的推力会绝大部分作用在下卡瓦上，主要使下卡瓦尽可能的咬住套管内壁，提高其悬挂能力。因此，适当的降低环空液柱高度，减小封隔器胶筒上下压差，对封隔器的坐封有很大帮助。3.3地层压力的影响根据渗透率公式 4：Q=KPA/10 L，漏失量与井筒液柱和地层之间的压差有关系。式中Q-单位时间内流体通过岩石的流量，cm/s。A-液体通过岩石的截面积，cm。-液体的粘度，mPa.S。P-岩石两端的压差，MPa,L-岩石的长度，cm。K-岩石的渗透率，m。现场施工时，地面打压19 MPa，球座不是立刻剪切，而是在15分钟以后才将球座剪切。在此过程中，封隔器胶筒将其上的液体封隔，在压力的作用下，封隔器胶筒下端的液体逐步漏失至地层，当封隔器下端压力达到地层压力后，达到球座剪切压力，将球座剪切。因此，地层压力低，漏失量多，达到剪切压差的速度快，所以球座提前剪切。为此准确测准井底压力，对于作业成功至关重要。同时也要注意，漏失量和渗透率是正比关系。如果地层渗透率不高，或存在污染等情况，即使存在较大压差，漏失量也可能不大。4采取的对策（1）确定剪切值。测试同批次产品性能，任选1套，使用同样的销钉，在现场进行一次剪切试验，确定销钉的剪切值是否准确。图2,3为球座剪切试验前和试验后现场图。通过试验确定剪切值设计是否符合预期，并通过拆解观察密封圈表面无损伤。O图2 球座剪切前图3球座剪切后拆解收稿日期：2 0 2 3-0 2-2 2 修回日期：2 0 2 3-0 7-1321张赫永久式封隔器牛应用中的实践及认识第8 期（2）清洁工具。检查完井工具，特别关注胶皮，卡瓦是否损伤。使用清水，将完井工具内外进行全面的清洗，防止脏东西堵塞封隔器传压孔等重要部位。（3）测试地层压力。下入井底压力计，对井底压力进行测量。对不使用坐落接头的注采井，根据实际地层压力，通过改变剪切球座的销钉材质、改变销钉孔尺寸并使用剪切力更大的销钉等方式，规避球座提前剪切的风险。同时由于地层压力测量存在误差，可在测算后的压力值上增加1个压力值进行保压，以保证封隔器的坐封效果。使用坐落接头的注采井，使用钢丝作业进行投捞堵，采用堵塞器与坐落接头配合的模式对封隔器进行坐封，待捞出堵塞器后，再投球后打压剪切球座，从而保证封隔器坐封成功。（4）对井筒的漏失量进行测量。（5）由于利用井套管内径10 1.6 mm，当前使用的BGT3油管接箍8 8.9 mm，二者间隙偏小，当前配合使用的液控管线直径6.35mm，存在挤压控制管线的情况。尤其在注采的过程中，单井产能高、注采转换频繁，注采运行中温度、压力变化较大 5，井筒内的管柱会震颤，导致液控管线受挤压的情况加剧。建议使用外径更小的油管接箍，增加间隙，以减小管柱震颤所造成的影响，也为后续动管柱留有空间。5施工步骤及注意事项（1）按照完井管柱结构依次下入完井工具。特别注意单根的下入速度，单根的下放速度控制在15s/根以上。注意井口保护和不要旋转管柱。特殊扣上扣时，先用手带入几圈后，再使用液压钳上扣，严禁偏扣、错扣，并记录扭矩值。（2）井口连接井下安全阀并进行试压35MPa，稳压15分钟，压力不降为合格。液控管线带压30 MPa以上下入，随时观察下入时的压力值，出现明显压降需停止作业进行检查。液控管线需用专用保护器进行固定。（3）穿越油管挂、井口，安装采气树。对井下安全阀再次进行试压35MPa，稳压15分钟，压力不降为合格。（4）静止，根据之前测量的漏失量，使液面下降至距井口8 0 0 m以下。（5）连接地面管线并试压35MPa，稳压15分钟，压力不降为合格。（6）打开清蜡阀，主阀、井下安全阀。向油管内投入对应尺寸的坐封球，清蜡阀上端连接压力表。（7）封隔器坐封。若球座剪切困难，可通过反复打压增加销钉疲劳的方式进行剪切。6结论（1）储气库注采井在注采期间，会承受交变载荷的影响，为了保证注采井安全平稳工作，采用永久式封隔器，实现油、套封隔，达到保护上部套管的目的，能阻断封隔器以下流体通道，实现上部不压井作业。（2）在实践中，针对永久式封隔器球座提前剪切的问题，进行了分析，得出地层压力低、漏失量大以及销钉剪切值设置不准确是影响剪切的主要因素。并提出改进措施，测试地层压力，根据计算结果调整安装球座、封隔器等各处的销钉，保证了封隔器的一次坐封。（3）利用老井建设储气库，需要充分考虑井筒自身的结构，针对小井眼的井，需要充分考虑和工具之间的匹配，避免管线挤压。参考文献1李朝霞,何爱国.砂岩储气库注采井完井工艺技术 .石油钻探技术,2 0 0 8,36（1）:16-192赵金洲.文2 3地下储气库关键工程技术 J.石油钻探技术,2 0 19,47(3):18-243汪雄雄，樊莲莲，刘双全，韩强辉.榆林南地下储气库注采井完井管柱的优化设计.天然气工业,2 0 14,34(1):9 2-9 64邹艳霞采油工艺技术M.北京：石油工业出版社,2 0 0 6,185王鹏,腰世哲.文9 6 储气库注采井井筒完整性研究J.石油化工腐蚀与防护，2 0 2 0,37(6):11-14