井下封井器研制与应用

井下封井器的研制与应用*(2006-8-02)
宋朝晖李晓军高本文
(新疆石油管理局钻井工艺研究院)
摘要：井下封井器与欠平衡钻井作业设备配套可实现钻井、完井、测井等作业全过程欠平衡施工。

本文介绍了新疆石油管理局钻井工艺研究院研制的拥有自主知识产权并获多项国家专利授权的井下封井器的系统组成、工作原理、室内检测和现场应用情况。

实践表明该工具完全满足全过程欠平衡作业要求，可替代进口产品，应用前景广阔。

主题词：全过程欠平衡井下封井器钻井
引言
欠平衡钻井技术作为一项重要的油气层保护手段备受人们青睐。

近年来，已得到越来越广泛的应用，但由于常规的欠平衡钻井工艺无法解决提下钻、完井等作业过程中井底欠压差的连续保持问题，即无法做到全过程的欠平衡作业，因而使该项技术的应用受到一定程度的限制。

为了解决全过程的欠平衡工艺技术问题，国内外都投入了相当的精力研发配套的工具与工艺。

相继开发了用于解决钻柱、油管入井和提出的“不压井强行起下钻”装置，在一段时间内缓解了这方面的矛盾。

但该装置由于存在系统体积大、占用作业空间大、作业效率低、使用费用高等问题，且用其对管柱下部组合有一定的要求，因此，不能完全解决钻进、起下钻、完井、电测各施工环节的全过程欠平
衡作业衔接问题。

针对这种现状，新疆石油管理局钻井工艺研究院自2000年开始致力于研发一种能够预置于井下、保持原有钻井工艺的施工完整性的井下工具，能彻底解决全过程欠平衡工艺实现的问题。

井下封井器就是历经三年多时间研制出第一代用于全过程欠平衡施工的井下控制工具，该产品目前已成功应用于三口井。

井下封井器的系统组成及工作原理1、系统组成
井下封井器由地面控制部分、井下部分和中间连接部分组成。

其中，地面控制部分包括气动泵、油箱、气路管线、泄荷阀、闸阀、气压表、油压表、定滑轮、滚筒和计量器具等组成。

井下部分由井下封井器本体和管接头等组成。

中间连接部分包括液压副管、卡箍、管接头、液压软管和井口装置。

卡箍的作用是保护液压副管。

2、井下封井器本体的结构
如图1所示，Φ177.8mm井下封井器由套管短节A（1）、油管接头（2）、上外筒（3）、内筒（4）、管阀总成（5）、转换接头（6）等几部分组成。

1、套管短节A
2、油管接头
3、上外筒
4、内筒
5、管阀总成
6、转换接头
图1Φ177.8mm井下封井器的结构示意图
3、井下封井器本体的工作原理
Φ177.8mm井下封井器图2所示状态为井下封井器开启状态，要使井下封井器关闭，那么仅须从一根副管内打压，压力经上外筒（3）推动内筒（4）上行，管阀总成（5）上的舌板在辅弹簧的作用下关闭。

要使井下封井器开启，仅须从另一根副管内打压，内筒（4）下行，内筒（4）推动管阀总成（5）上的舌板打开。

3、井下封井器系统的工作原理
井下封井器作为上层套管的一部分下到预定位置，并通过控制管线使其与地面液压控制系统相连。

钻进过程中，封井器呈开启状态，对作业不产生任何影响；当提钻至封井器以上一定的位置时，将其关闭，即可达到控制井内流体和压力的目的，并在封井的条件下快速进行后续作业。

当下钻至封井器以上一定的位置时，将其打开，即可使井眼畅通，继续下钻，或进行其它作业。

井下封井器的特点
1、保护油气层
可与配套设备结合实现全过程的欠平衡作业，包括钻井、完井、测井过程，从而避免了常规欠平衡钻井施工过程中超压给油气层造成的损害。

2、减少钻井时间
与不压井强行起下钻设备相比可节约起下钻的时间。

3、减少钻井液费用
代替重泥浆压井，从而减少重泥浆的用量。

井下封井器的规格及性能参数
井下封井器的规格参数见表1。

表1 井下封井器规格参数表
井下封井器的性能参数见表2。

表2 井下封井器性能参数表
*：不包括控制管线的压力损耗。

井下封井器的室内试验
1、井下封井器主阀板开启关闭及密封承
压试验
2、疲劳变形试验
3、控制管路高压密封试验
4、井下封井器整体强度和抗压测试
实验表明，开发的井下封井器达到设计要求。

井下封井器的应用要点
采用井下封井器技术可以实现全过程的欠平衡钻井、电测和完井。

在需要钻柱或其它作
业管柱通过井下封井器时，作业管柱下至井下封井器顶部位置，通过地面压力控制打开井下封井器，允许作业管柱通过。

在需要关闭井下封井器平衡地层压力时，通过地面压力控制，关闭井下封井器。

1、井下封井器下入深度的确定
对井下封井器的使用来说，首先应根据施工井的井身结构、地层压力系数、钻具尺寸、欠平衡条件下的下入管柱特征参数以及可能的作业时间，来确定井下封井器的规格、性能参数及下入深度。

2、钻进工况
在正常的欠平衡钻进过程中，井下封井器处于完全打开状态，其通径为该层套管的通径，可以允许作业管柱自由通过。

3、起钻工况
当需要起钻时，不需要事先替入重浆平衡地层压力，只需借助井口旋转防喷器进行合理的回压控制，进行带压起钻。

当将钻柱起过井下封井器位置后，通过地面液压控制操作，关闭井下封井器，用井下封井器平衡下部井眼地层压力，然后就可以敞开井口按正常作业程序起钻。

4、下钻工况
当钻柱下至井下封井器上部位置时，停止下钻，实施地面压力控制，打开井下封井器后可继续下钻。

如果井下封井器以下未出现蹩压情况，则可直接通过地面液压操控打开井下封井器。

如果井下封井器以下出现较大蹩压，则应先关闭单闸板防喷器，开泵憋压，通过管内憋压逐步平衡井下封井器舌板上下压力，然后通过地面液压操控，打开井下封井器。

井下封井器打开后就可以带压下钻了。

5、下完井管柱
下完井管柱时其作业过程与下钻柱基本相同。

现场试验
1、井下封井器在夏202井的应用
①夏202井概况
地理位置：位于准噶尔盆地西北缘乌夏断阶带下盘斜坡带夏40井背斜。

钻井目的：落实夏72井二叠系风城组油层在背斜东部的展布和发育情况，以确定油藏的类型、规模和控制因素。

设计井深：4910m。

实钻井深：4900m。

一开：φ444.5mm钻头钻至井深530m，下φ339.7mm表层套管，水泥浆返至地面。

二开：φ311.2mm钻头钻至井深3900m，下φ244.5mm技术套管和φ244.5mm井下封井器，φ244.5mm井下封井器下深400.22m,内管注水泥，水泥浆返至井深2900m。

三开：φ215.9mm钻头钻至完钻井深4900m，下φ178mm×φ139.7mm套管固井，水泥浆返至井深3800m。

②试验数据
表3 夏202井的现场试验数据
表3是封井器在夏202井的现场试验数据。

可以看出，前六次开启井下封井器时，其上下
的压差始终为零，此时，无需辅助憋压，地面
可自动控制开启、关闭。

第七次开启井下封井器时，由于工具已在
井下关闭时间近11小时，工具上下的压差达到
9MPa。

这一方面说明了井下确实是欠平衡状态，
另一方面，也充分证实了工具良好的密封和封
井效果。

第七次开启的过程：接好管线后憋压起动，
15MPa压力持续2min后升至19MPa，地面液压
控制系统显示井下封井器无动作。

分析其原因，
在于工具已在井下关闭近11小时，工具上下已
经形成了较大的压差，因此，必须以井筒憋压
的方式平衡工具上下的压差。

为此，关半封井
口打压，从1MPa增至9MPa, 地面液压控制系统
开始显示工具动作，随后按正常程序将工具打
开，使井眼恢复畅通。

2、井下封井器在新光1井的应用
井下封井器于2005年7月23日下入井深428m位置，7月30日第一次开关至2005年8月7日完钻，井下工作9天，开关5次，井下工作正常。

井下封井器的最新进展
为进一步提高井下封井器在井下工作的可靠性以及完善井下封井器的使用工艺，又进行了第二代井下封井器产品的攻关研究。

第二代井下封井器产品可在地面通过井下封井器上安
装的压力变送器以及测量机构准确识别井下封井器的开关状态和测量出井下封井器关闭状态时所承受负压值，为井下封井器的地面开关操作提供施工参数，增加井下封井器使用的安全性。

第二代井下封井器产品，现已完成样机的试制，准备进行现场试验。

结论
1、采用井下封井器技术实现了全过程的欠平衡钻井，显著提高了欠平衡钻井工艺水平和作业水平，由于在起下钻过程中不需要预先加入重浆，因此可有效地保护和发现油气层，真正满足了油田勘探开发部门对油气储层科学、准确地识别和评价的工艺技术要求。

2、井下封井器技术与使用不压井强行起下钻设备相比大大节约了钻井作业时间，具有更好的适应性和使用性能，完全可以取代不压井强行起下钻设备。

3、夏202井、新光1井等3口井的现场试验表明井下封井器达到设计要求和预期的目的，完全达到了全过程欠平衡工艺的技术要求，可替代国外产品。

4、井下封井器的开发成功，并形成系列产品，显著提高了新疆石油管理局欠平衡钻井工艺的整体配套水平和作业能力，使新疆石油管理局拥有了全过程欠平衡工艺的全套技术装备，形成了具有自主知识产权的装备技术,应用前景广阔。