井PHL封隔器完井管柱设计

1、DLK1井PHL单封完井施工设 计编写： 孙 隆 飞 审批：北京华油油气技术开发有限公司二零零五年十二月三十日一、施工目的：下入7PHL液压可回收式单封隔器完井管柱。二、基本数据：1、井的基本数据：地理位置：位于YH6南西211°53方位平距388m，S45井南西248.0°方位，平距3073m处。构造位置：大涝坝2号构造。井位坐标：X: 4625 120.174 ； Y: 14715 150.977地面海拔/ m补心高 9.0 m井号DLK1井井别开发井开钻日期2005年07月20日完钻日期2005年12月11日完井日期年 月 日完钻井深5196.22 m水泥返高/ m目

2、前人工井底/ m油补距/ m套补距/ m2、压井液及完井液基本数据：压井液类型泥浆密度1.41 g/cm3粘度：漏粘/塑粘/s滤液Cl/切力:初切/终切/含沙/泥饼/PH值/环空保护液类型盐水密度1.12 g/cm3粘度/sCl/完井液类型原油密度0.86 g/cm3粘度/sCl/3、井身结构数据： 钻头程序 套管程序及数据尺寸mm深度 m规格mm钢级壁厚mm下深 m固井质量444.502300.00339.70P110B12.192298.05合格311.154930.00244.50P110/TP110T11.994927.44合格215.905196.22177.80P110B/Cr11

3、012.6511.5112.650-955.70合格7套管悬挂器及定位短节（工程深度）7套管悬挂器1#定位短节2#定位短节无封隔器附近套管接箍4920.45 m；4931.75 m套管头TFQ13 3/8"×9 5/8"×7" -70MPa封井器耐压70MPa4、目的层数据：DLK1井测井解释数据表大涝坝2号构造地层层位解释井段(m)厚度(m)孔隙度(%)含油饱和度(%)解释结果射孔井段(m)厚度(m)N1j14683.504687.504.00差油气层24881.504890.509.00水层E3s34959.504968.008.50气层4

4、4972.004989.5017.50气层K1bs55138.005140.002.00差气层65141.505145.003.50气层75147.005161.0014.00气层85161.005165.004.00水层95168.505185.0016.50水层三、设计依据：1、预计目的层参数：目的层中部最高压力 53.507 MPa目的层中部最高温度 125.0 2、封隔器坐封深度：4935.00m左右，但要避开套管接篐。四、施工要求：1、管柱结构：自上而下：油管挂3½"FOX双公短节3 ½"FOX KO-13Cr110调整短油管3 ½&

5、quot; KO-13Cr110FOX油管流动短节安全阀流动短节3 ½" KO-13Cr110FOX油管变扣接头2 78" KO-13Cr110FOX油管伸缩节7"PHL封隔器2 78" KO-13Cr110FOX油管坐落短节2 78" KO-13Cr110FOX油管球座2 78" KO-13Cr110FOX高级防砂筛管2 78" KO-13Cr110FOX沉砂油管堵头。2、刮管、通径a、下入7"套管刮壁管柱，对封隔器坐封井段4935.00 m上下20.00m反复刮壁3次。b、起出刮壁管柱。c、下入150

6、mm通径管柱，通径至人工井底。3、对工具的要求： A、入井每件工具都必须保证性能良好，完全适应本井各种工况下的作业要求。B、井口采油树和地面管线必须按标准严格试压，保证达到施工要求。4、对操作的要求：地面各部各岗位紧密配合，服从统一指挥，操作必须准确，无误。五、井筒及设备准备：1、为便于管柱起下顺利、封隔器座封严密，下管柱前应下7刮壁 器刮壁至座封井段以下.并按设计要求充分循环调整泥浆，保证泥浆性能稳定。2、入井油管要用标准的通径规通径，以保证47.60mm的钢球顺利通过。3、入井油管要涂好密封脂，并按规定扭距上扣，保证钻具在额定压差下不刺不漏。4、井队大钩应转动灵活，指重表要灵敏可靠。六、施

7、工准备：1、 各施工队伍应作好自己充分的准备工作，确保工艺成功。2、 由于本次施工有一定难度，井矿复杂，为保证施工安全，所以井口有关设备必须按要求严格试压，确保达到施工要求。七、施工程序：1、下完井生产管柱1.1、完井封隔器服务队工程师配合井队工程师一起做好完井联作施工管柱设计，并经现场甲方相关部门审核签字后方可施工。1.2、按完井管柱设计结构准确计算入井油管数量及深度。并检查安全阀、伸缩节、封隔器、坐落短节和球座，确保性能良好，销钉数量和剪切值准确无误。1.3、按完井管柱设计结构顺序联接工具，并按规定扭距上好每道丝扣，下钻速度不超过60秒/根。1.4、连接3 ½"井下安全

8、阀总成，接安全阀控制管线，并对接头试压10000psi ，稳压10分钟不降为合格；放压至4000psi,保持压力继续下井（井下安全阀处于打开状态）。1.5、连接7根3 ½" KO-13Cr110 FOX油管入井，边下边打安全阀控制管线保护器。1.6、到位前测上提下放负荷并作记录，确认入井管柱数量和深度无误。1.7、调整管柱长度，使封隔器坐封于设计要求处。1.8、连接油管挂和井下安全阀控制管线，连接后打开安全阀。2、换井口2.1、坐试压塞，拆封井器组。2.2、拆卸喇叭管、变径法兰、防喷器组。2.3、装气密封采油树，注意采油树安装方向要符合工程安装的要求，按API标准上紧全部紧

9、固螺栓。注密封脂，并按要求对采油树整体试压合格。2.4、接地面放喷和替液管线，并按规定进行严格试压。2.5、观察液控箱，确认井下安全阀处于开启状态。2.6、确认采油树清腊阀门关闭，投球于清腊阀门上部，上好顶部丝堵。3、地面泵车及替液管线准备，并保证试压合格4、替液4.1、确认采油树主阀和翼阀完全打开，套四通阀门完全打开。4.2、按0.3m3/分钟的排量反循环，测摩阻和起始泵压。4.3、按0.3m3/分钟的排量反替密度为1.12 g/cm3的环空保护液90m3+1.12g/cm3的油田水18m3。并随时监控进出口排量。4.4、按0.3m3/分钟的排量正替密度为0.86 g/cm3的完井液18 m

10、3。并随时监控进出口排量。4.5、关闭采油树主阀和翼阀。5、投球5.1、完全打开清腊阀门，确认钢球落入采油树主阀上，关闭清腊阀门。打开采油树主阀，确认钢球落入管柱内，关闭采油树主阀。5.2、停等90分钟待钢球入座（钢球下落速度60m/分钟，至少需要83分钟到达球座）。5.3、打开采油树主阀，管柱内正打压至5.00MPa停泵观察，验证球与球座是否密封。6、坐封、验封和打掉球座操作6.1、将井下安全阀控制管线压力增至12000 PSI。6.2、管柱内分级正打压至11.71MPa，剪断封隔器销钉活塞启动，稳压5分钟。观察套压变化情况，之后每增压5.00 MPa停5分钟直到打压至24.12 MPa，稳

11、压20分钟，封隔器完全坐封。泄压至零。6.3、从油套环空分级打压至15.00MPa，稳压15分钟，验证封隔器是否密封。泻套压至5.00MPa后关闭套压阀门。6.4、从管柱内分级正打压至28.73MPa打掉捉球器的钢球和球座。7、放喷求产（由地面测试队提供服务）7.1、地面油嘴管汇、放喷管线准备。7.2、慢慢开采油树主阀，并用可调油嘴控制放喷排液。同时时刻观察油套压变化。7.3、排液完毕，用固定油嘴放喷求产，并进入分离器分离计量。出口点火。7.4、放喷试求产达到完井地质要求后，关井，完井。7.5、完井生产管柱施工资料整理，经现场监督审核无误后签字上交。八、应急预案和措施：1、可能出现的问题点1.

12、1、完井封隔器管柱下钻中途遇阻。1.2、封隔器中途意外坐封。1.3、钢球在油管内中途遇卡，不能到位。1.4、钢球与球座不密封。1.5、封隔器验封不合格。1.6、压力剪切球座打不掉。1.7、安全阀无法正常开启。1.8、安全阀无法正常关闭。2、原因分析2.1、套管变形；井内落物；封隔器下卡瓦损坏。2.2、封隔器过防喷器时卡瓦被刮坏；坐封销钉数量设置错误；管内意外高压。2.3、安全阀没有打开；油管内有堵塞物；钢球外径大于管柱中变扣接头的内径。2.4、井浆不干净，有沉淀物或杂质。2.5、封隔器坐封位置上部套管破损，管外窜露；下钻或替液期间，将封隔器胶筒损坏；坐封段套管变形；封隔器坐封销钉未剪断。2.6

13、、剪切销钉数量或剪切值错误；砂埋。2.7、操作压力计算错误；控制管线渗漏。2.8、安全阀弹簧变形卡死；控制管线堵塞。3、应急措施：3.1、上下活动管柱直到解阻。若经多次活动管柱仍无法解阻，则需起出本次完井管柱。3.2、可回收式封隔器直接上提管柱解封，永久封隔器倒扣钻磨。3.3、检查安全阀，确认阀板打开；正反循环激动。3.4、反循环冲洗球座。3.5、重复封隔器坐封操作，分级增压至剪切球座所允许的最大压力后，停泵稳压20分钟，使封隔器有充分的密封过程。若再次验封无效，则需起出本次完井管柱。3.6、反循环激动，分级提高地面操作压力，直到打掉。3.7、 哈里伯顿PHL液压可回收式封隔器需要解封时，只需

14、要在油管柱上施加上提力，剪断解封销钉；当解封销钉剪断后，主心轴向上移动，台肩撞击在楔形块支架上；楔形块支架向上移动，使得上部楔形块缩回，上卡瓦解封；主心轴继续向上移动，主心轴上的两个台肩带动胶筒心轴及活塞。此时胶筒缩回，下部楔形块从下卡瓦上移开，整个封隔器解封。3.8、安全阀故障检修表存在问题解决方法安全阀没有打开， 控制系统无渗漏紧跟操作步骤，确保控制管线压力无误，确保关闭机构上下压力已完全平衡。在液压管汇中查找问题：1、将管汇从系统中卸下。2、用手压泵操作安全阀。检查控制管线内有无空气1、向控制管线加压至4000Psi (27.58Mpa),并保持20分钟。2、慢慢放掉控制管线内的压力并观

15、察有无气泡经过。3、重复第1和第2步直到从控制管线返回的液压油无空气时为止。4、按打开步骤去做。循环控制管线的压力以排除操作机构的故障1、确定活塞的位移情况。2、在油管压力以上0-4000 Psi (27.58Mpa)循环控制管线压力10次。同时连续泵向关闭机构以确保其压力平衡。如果可能的话用清水，因为这样可以洗掉操作机构的砂子和脏物。3、检查活塞的位移情况以确定安全阀能否进一步打开。4、至少重复一次上面的步骤。注意：不要超过第2步确定的控制管线最高压力。安全阀没有打开，控制系统无渗漏将安全阀锁定在打开状态。1、如果可能的话，将安全阀锁定在打开状态前与达拉斯联系。2、按照25页上“将安全阀锁定

16、在打开状态的步骤”，将安全阀锁定在打开状态。3、向达拉斯递交书面报告，说明操作情况、步骤和所做的试验。安全阀打开后控制管汇继续缓慢泵压检查管汇1、关闭采油树上的针形阀。2、泵启动，此时压力应该上升然后停止。检查有无渗漏1、在油管回收式活瓣阀的上接头内下入一个可靠的堵塞器，将油管和控制管线内的压力释放至零。2、控制管线上接一个手压泵。3、向油管内加压，如果控制管线压力升高，那么油管柱有可能漏。4、向控制管线加压，如果必须开泵才能使压力保持在井下关井压力以上，那么控制管线和油管柱内的套管之间有渗漏，或者环空有漏失，或者安全阀盘根有漏失。5、如果可能的话，向套管内加压，如果控制管线压力增加，表明控制

17、管线与套管之间有渗漏。6、控制管线上保持压力以确保安全阀打开。下入一个隔离总成横跨在安全阀上。如果控制管线压力不变，那么很可能是安全阀有漏失。九、DLK1井完井生产管柱名称内径(mm)外径(mm)扣型数量(根)长度（m）下入深度（m）油管挂3 1/2FOX B11.5310.13双公短节76.0089.003 1/2FOX P×P10.1810.31FOX短油管76.0089.003 1/2FOX B×P3.7414.05FOX油管76.0089.003 1/2FOX B×P767.2081.25流动短节76.00107.953 1/2FOX B×P11

18、.2282.47安全阀71.45142.753 1/2FOX B×P11.4083.87流动短节76.00107.953 1/2FOX B×P11.2285.09FOX油管76.0089.003 1/2FOX B×P54518.40603.49变扣61.4498.883 1/2FOXB×2 7/8FOXP10.36603.85FOX油管62.0073.002 7/8FOX B×P4325.004928.85伸缩节60.20108.02 7/8FOX B×P14.404933.25PHL封隔器60.00148.02 7/8FOX B&#

19、215;P11.754935.00FOX油管62.0073.002 7/8FOX B×P19.604944.60坐落短节58.7584.252 7/8FOX B×P10.484945.08FOX油管62.0073.002 7/8FOX B×P19.604954.68球座37.4/60.182.002 7/8FOX B×P1高级防砂筛管2 7/8FOX B×P2沉砂油管62.0073.002 7/8FOX B×P2堵头2 7/8FOX B1油补距：8.60m(估计)十、附: 完井管柱结构图（调整后完井的管柱图）名称内径(mm)外径(mm)扣型数