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1注水井不密封原因分析1.1封隔器失效管柱在井下长期工作，在正常注水时，管柱上存在虎克定律效应，压力效应及温度效应，此三种效应的综合作用导致了分层注水管柱的伸长和缩短，造成封隔器在井下移位，使封隔器密封失效，甚至造成封隔器自动解封。
以一级二段分注为例分析：上层注水压力高于下层压力时，环空压力效应的作用力向下，使油管柱伸长，胶筒就向下蠕动。
上层注水压力低于下层注水压力时，在管柱上产生虎克定律效应压缩变形，螺旋弯曲效应和压力效应使管柱缩短变形，胶筒就向上蠕动。
这样反复进行蠕动，封隔器失效导致不密封。
分注管柱中的封隔器胶筒受到外力作用发生变形、破裂。
套管在长期高压作用下，会发生套管变形、破裂的问题，而且欢喜岭采油厂基本上是采用套管保护封隔器，因此在射孔层位发生套管变形、破裂的情况相对较多。
一旦发生套管变形、破裂，处于这个位置的封隔器就会随之发生变形或破裂，直接造成注入液流在层段间窜通，层段验封即出现不密封现象。
胶筒涨开不足，密封不严。
第一是封隔器胶件质量问题，释放时最大膨胀量没有达到套管的内径，不能形成密封。
第二是不按照刮蜡冲砂通井管柱标准施工，会出现下管柱中途遇阻封隔器坐封和封隔器的胶筒与套管壁结合不紧密，没有起到封隔密封作用，属于施工质量问题。
第三是释放时没有达到标准，造成封隔器释放效果不好，没有起到封隔密封作用，属于施工质量问题。
1.2配水器失效经过长期高压注水，高压液流在堵塞器与配水器水眼结合间隙处形成了沟槽，这在正常注水时影响不大，但在验封过程中由于液流从这些沟槽中窜通而造成测试仪器显示出压力和流量变化，分析绘解的依据是在测压压力计和流量计中记录下全过程的压力和流量变化情况，若以此分析封隔器的密封状况，则分析绘解结果必然是不密封。
1.3管柱失效分注管柱失效的问题在欢喜岭采油厂历年来的作业施工也曾经出现过，管柱失效意味着注水井内的井下工具全部或部分失去作用，但管柱失效的情况不同，出现的结果也有所区别。
分注井封失效存在问题及对策摘要：随着油田开发进入后期，细分注水在开发中显得越来越重要，注水分注率比例逐年增加。
确保封隔器稳定工作、延长封隔器有效期,是注水管理的首要任务。
当注水井因套管腐蚀变形，封隔器坐封环境变差，或注水管柱因洗井、测试、管线穿孔、停开井出现压力波动等情况时，容易引发封隔器失效，影响注水开发效果。
油田经过多年的开发，井下套管长期服役，出现破漏、变形情况日益增多，常规工具密封不严，锚定力过大，管柱解封困难，制约着注水井寿命。
通过对分注井封失效原因分析及对策研究，优化工艺管柱，取得了较好的效果。
关键词：注水，压力波动，封隔器失效一、存在的问题分析（一）注水压力高、压力不稳定，导致胶筒密封失效统计某油组的39口换封水井，平均注水压力达到28MPa，受到高压影响，出现封隔器有效期较短的问题。
封隔器有效期一年以内的井有8口，1-2年9口，2-3年10口，大于3年只有13口。
注水压力高，影响了注水管柱的有效期。
（二）管柱蠕动，导致胶筒密封失效当注水井因停注、测试或压力波动时，管柱受力状况发生变化，导致管柱蠕动，进而带动封隔器胶筒蠕动，直至封隔器失效。
该因素为引起封失效的主要因素。
（三）胶筒性能低，导致胶筒密封失效封隔器胶筒一般由弹性复合材料制备而成，压缩式封隔器胶筒是用的最普遍的一种。
封隔器胶筒作为封隔器的关键的弹性密封部件，其质量的好坏直接影响井下工具性能的高低，影响到措施的成败。
封隔器胶筒的使用工况是非常复杂和苛刻的：高温、高压、处于油水介质中，同时还受到硫化氢、酸等侵蚀，在这样的环境中，弹性体复合材料将会发生膨胀、老化等现象，致使材料硬度上升、强度下降、抗裂口增长能力降低，拉伸强度和伸长强度下降，导致封隔器胶筒密封件不耐高压失效。
（四）应力集中，导致胶筒密封失效胶筒在轴向压缩力作用下，当载荷大于50kN时，胶筒的工作面完全和套管壁相接触轴向压缩量达到了最大值，产生约束变形，肩部形成应力集中，没有肩部保护的情况极易产生破损失效。
分注井封隔器失效原因分析及防治对策【摘要】为提高分注井密封性能，保证分层注水开发效果，对分注井封隔器失效进行了研究。
发现封隔器胶筒结构、免释放机构和管柱蠕动是封隔器失效的主要原因。
分别相应提出改进封隔器、优化设计锚定式分注管柱和提高作业质量等防治措施。
【关键词】分注井封隔器失效改进措施海拉尔油田属于复杂断块油田，断块多、情况复杂，层间、层内差异大，分层注水工艺技术是油田注水开发实现有效注水的重要手段。
井下封隔器若密封不严密，将降低分层注水效果。
提高封隔器密封性能对于恢复地层能量、保证海拉尔油田可持续开发有重要的意义。
2 封隔器失效原因目前海拉尔油田分注井主要井下工具为Y341-114（可洗井）封隔器和QSPX 桥式偏心配水器。
2012年共发现12井次分注井封隔器失效，失效层比例65%，平均井龄7年，平均注入量56m3，占注水量40m3以上注水井33%，影响高注入量分注井注水效果。
本文从封隔器、管柱、作业等方面逐一分析，落实导致封隔器失效原因。
2.1 胶筒结构不合理导致应力集中胶筒的密封是靠水力载荷压缩胶筒实现的，其密封质量的好坏关键取决于井壁与橡胶筒之间接触应力的大小。
当压缩完成以后，封隔器3个胶筒与套管的接触压力分布为：上胶筒接触压力最小，中胶筒和下胶筒的接触压力依次增大，所以下胶筒在密封套管环空上下压差中起到关键作用。
从单个胶筒来看，上胶筒所受轴向载荷较小，胶筒表面接触压力呈拱形分布。
而中间胶筒和下胶筒接触压力分布是胶筒下端接触压力大于上端接触压力，呈鞍形分布，并且下胶筒表面接触压力变化梯度远大于中胶筒表面的接触压力变化梯度。
现使用封隔器三个胶筒材质、硬度相同，且下胶筒较短。
显然这种结构无法避免和有效应对应力集中问题，令承压能力较差的下胶筒承受了最大应力，易导致封隔器失效。
2.2 封隔器释放不完全封隔器座封时，是靠压缩活塞两边空气腔和连通油管内部压缩传压空的活塞端面之间的压差，来推动压缩活塞上行压缩胶筒。
分采、分注井井下封隔器验封测试规程
分采、分注井井下封隔器验封测试规程
一、概述
井下封隔器是油田生产中不可缺少的设备之一，一旦设备发生问题，会影响油田生产。
为确保井下封隔器的运行状态及有效性，需要对其进行验封测试。
本文规定了分采、分注井井下封隔器验封测试的具体步骤和注意事项。
二、测试前准备工作
1. 工具准备：验封测试需要准备丝锁钳、万能钥匙、打气筒等工具。
2. 安全检查：测试前需要检查现场安全措施是否到位，遵守相关安全规定。
3. 确认阀门状态：在测试前需要确认阀门状态，确认阀门处于关闭状态。
三、测试步骤
1. 充气压力测试：将打气筒连接到管道，充气到规定的压力值，待压力稳定后，记录阀门的开闭情况。
2. 防泄漏测试：将丝锁钳连接到阀门上，确认阀门处于关闭状态，然后将打气筒连接到丝锁钳上，充气到规定的压力。
等待一段时间后，检查阀门是否有气体泄漏情况。
3. 开启封隔器：使用万能钥匙将井下封隔器开启，记录开启时间及开启情况。
4. 完成测试：将封隔器开启后，再次进行压力测试和防泄漏测试，确认封隔器的有效性和稳定性。
四、注意事项
1. 在测试过程中，要严格按照操作规程进行操作，保护设备安全。
2. 在进行测试前，要对设备进行检查，确保设备处于正常状态。
3. 在测试过程中，要严格按照设备要求进行操作，确保测试结果准确可靠。
5. 测试完成后，要及时记录测试结果，以备将来参考。
以上就是分采、分注井井下封隔器验封测试的规程，希望能对相关人员的工作有所帮助。
第32卷第4期2008年8月测井技术W ELL LOGGING T ECH NOLOGYV ol.32N o.4Aug2008文章编号:1004-1338(2008)04-0363-04分注井中封隔器密封状态分析冯新茶1,邵维志1,孟凡增1,赵隆顺2,姜崇波1,陈兆影1(1.中国石油渤海钻探工程公司测井公司,天津300280; 2.冀东油田勘探开发处,河北唐海063200)摘要:封隔器是油田分注井中分层注水的必要井下工具,其密封与否直接关系到油田注水质量。
介绍了利用同位素示踪载体和氧活化水流测井技术检测封隔器密封状态的方法,分别对由于封隔器在井下工作时间的延长;长时间注水开发,部分注水井的套管发生变形、腐蚀现象;封隔器坐封在射孔位置;层间压差过大以及测井施工改变封隔器工作压力引起的封隔器不密封的几个测井实例进行了详细分析,并提出了相应的解决措施和建议。
关键词:生产测井;分注井;封隔器;密封;压力;施工中图分类号:T E931.2文献标识码:AAnalysis of the Sealing Status of Packers in Separate Injection WellFEN G Xin-cha1,SH A O W e-i zhi1,M EN G Fan-zeng1,ZH A O L ong-shun2,JIA NG Cho ng-bo1,CH EN Zhao-ying1(1.Well Logging Com pan y,CNPC Boh ai Drilling Engineering CO.L TD.,Tianjin300280,China; 2.Jidong OilfieldExploration and Development Institute,T an ghai,Hebei063200,China)Abstract:Packers are impo rtant dow nhole too ls for stratified w ater injection in separate injection w ell.T he sealing status of the packer directly relates to the quality o f w ater injectio n.Introduced ar e metho ds to detect packer sealing status by iso to pe tracer carr ier m ethod and o xy gen activ ation w ater flow log ging.Analyzed ar e some non-sealing cases resulted from:¹the packers'lo ng w ork-ing tim e in the w ell;ºdeformation and co rrosion of casings in so me injection w ells because of long w aterflo oding development;»packer setting in perforation location;¼higher interlayer pr es-sur e difference;and½packer w orking pressure chang es by log ging operations.Based on the a-bove analyses,proposed are several corresponding steps and sugg estio ns to solv e the mentioned pro blems.Key words:pr oduction lo gging,separ ate injectio n w ell,packer,sealing,pr essure,construction0引言油田开发进入中、后期,层间矛盾越来越大,分层注水是解决油田开发中的层间矛盾,实现有效注水,保持地层能量,维持油田长期稳产、高产,提高水驱动用储量和采收率的重要手段。
井下封隔器是分层注水的必要工具,主要用来封隔密封井筒内工作管柱与井筒内壁环形空间,在井下的密封状态直接决定着分层注水的质量。
若注水井井下封隔器密封不严密,将导致全井不能按设计要求分配注入水,降低分层注水质量,甚至加剧层间矛盾,直接影响注水合格率,从而影响油田注水开发效果。
本文介绍了利用同位素示踪载体法测井和氧活化水流测井技术检测封隔器密封状态的方法,并详细分析了封隔器不密封的几个测井实例,指出了测井过程中封隔器不密封的原因和相应的解决措施和建议。
1封隔器类型按传统分类,封隔器包括支撑式、卡瓦式、皮碗式、水力扩张式、水力压缩式、水力自封式、水力密封式和悬挂式等8种系列和多个种类,均以橡胶筒作为密封件,存在技术缺陷。
金属密封封隔器的研制作者简介:冯新茶,女,1970年生,1993年毕业于长春地质大学矿场地球物理专业,从事生产测井解释与研究工作。
成功,使封隔器产品扩大到9种系列。
压缩式封隔器是主流产品,卡瓦式其次。
我国封隔器分类及型号标准:第1位字母代表分类方式(Z 自封、Y 压缩、X 楔入、K 扩张);第1位数字代表支持方式(1尾管、2单向卡瓦、3无卡瓦、4双向卡瓦、5锚定);第2位数字代表坐封方式(1提放管柱、2转管柱、3自封、4液压、5下工具);第3位数字代表解封方式(1提放管柱、2转管柱、3钻铣、4液压、5下工具)。
目前应用的主要封隔器产品系列:Y111、Y211、Y221、Y241、Y341、Y342、Y344、Y441、Y442、Y443、Y445、Y541、K331、K341、K344等。
很多油田和制造厂的封隔器产品另有命名方法,在以上产品基础上的变形产品较多,通过调整一些细小结构,以适应不同的工况要求,如压裂、正洗井、反洗井、小直径堵水、注汽热采、逐级解封、免释放可洗井、可取可钻等,其中Y341的变形产品最多。
常用的封隔器主要是Y341、Y211、Y111等封隔器类型。
2 测井判别封隔器密封状态的方法利用同位素注水剖面测井和氧活化水流测井方法在分层注水井的注入剖面监测中经常检测到封隔器不密封的情况。
同位素注水剖面测井检测封隔器不密封是根据同位素示踪曲线不仅可以反映每个射开层位的吸水量的多少,还可以反映注入水在油套空间的运移方向,注入水流经了封隔器,就说明封隔器是不密封的。
氧活化水流测井是一种水流速度测井方法,测量方式为点测。
通过在每个射孔层间点测氧活化水流谱峰,得到该点的水流量和水流方向,通过逐层递减法可以得出每个小层的吸水量。
由于氧活化水流测井可以测量到管内和管外的水流方向和流量,因此,除了可以监测到每个射开层位的吸水情况,还可以检测封隔器密封与否,如果封隔器密封,则氧活化水流谱峰资料显示油套空间封隔器位置水的流量为0;如果封隔器不密封,在油套空间封隔器位置氧活化水流谱峰可以反映出流经封隔器的注入水的流量和水流方向。
3 封隔器不密封实例分析3.1 封隔器在井下工作时间的延长,造成封隔器不密封g1井是大港油田的1口注水井,该井1990年投注,最初是笼统注水,2001年改分注,日注水量120m 3,注水压力23M Pa,Y341-110封隔器位于368517m,喇叭口位于371016m,改分注后只对47、48号层注水,对43、44、45、46号层停注。
为了解47号层和48号层的吸水情况,在2007年9月进行同位素示踪载体法注入剖面测井(见图1),同位素曲线反映不仅在47号层和48号层吸水,在封堵的44号层也有同位素异常高值,综合所测几条同位素示踪曲线可以发现注入水是由油管底部的喇叭口进入油套空间流经368517m 封隔器上返到44号层,说明368517m 封隔器不密封。
该井在分层注水前几年的注入剖面监测中封隔器是密封的,而且封隔器上下地层压力比较均衡,认为不是由于压差造成的封隔器不密封,考虑到封隔器在井下连续工作6年以上,而且该井比较深,封隔器长时间处于高温高压环境,使封隔器密封件老化损坏,封隔器胶皮失效,因此认为该井封隔器不密封的原因是封隔器在井下工作时间过长造成的。
图1 g1井注入剖面测井解释成果图3.2 长时间注水开发,部分注水井的套管发生变形、腐蚀现象,造成封隔器不密封g 2井是大港油田1口油套分注井,封隔器位于2010135m,用于封隔套管注入水和从油管上返到油套空间的注入水。
为了解射开层位的吸水情况,2007年3月该井进行氧活化水流测井,测井资料反映在封隔器位置水流量不为0,有向下的注入水的流动(见图2),说明套管的注入水流经2010135m 封隔器进入35、36、37号层,说明2010135m 封隔器不密封,分层注水未达到设计目的。
作业区怀疑是由于套管存在腐蚀变形引起的封隔器不密封,因此在重新下入封隔器之前进行四十臂井径成像测#364#测 井 技 术 2008年图2g2井氧活化水流测井解释成果图井,发现该井在封隔器位置确实存在套变情况,分析认为该井是由于套管变形引起封隔器胶皮与套管之间存在间隙,引起的封堵油套空间不密封,导致分层注水失效。
在没有套变的位置重新下入封隔器,验封后发现封隔器密封。
3.3封隔器坐封在射孔位置引起封隔器不密封g3井是大港油田1口分层注水井,该井喇叭口位于144115m,封隔器设计位置在1419151m(在7号层和8号层之间),该井只对8号层注水,7号层没有进行注水。
为了解该井的吸水情况进行同位素注水剖面测井,同位素曲线反映在7号层有高放射性异常,同位素示踪曲线也反映同位素上返到了7号层,说明注入水由喇叭口进入油套空间后流经封隔器进入7号层(见图3)。
分析该井的封隔器实际下入位置在1410m,比实际位置下浅了915m,下在了7号层的射孔位置上,分析认为该井是由于封隔器卡封在射孔层段上,套管由于射孔套管形状由原来的圆形变为不规则形状。
当封隔器胶皮胀开后胶皮与套管之间存在间隙,不能有效地封堵油套空间,造成封隔器不密封从而导致分层注水失败。
因此在下入封隔器时下入位置准确与否非常关键,应尽力避开射孔位置。
3.4由于层间压差过大,造成封隔器解封g4井是冀东油田的1口分层注水井,该井分层注水时下入两级三段分层注水管柱,由于井组注水开发需要,正常注水时第3个配水器关闭。
但在注水剖面测井时发现主要吸水层段是第3段,怀疑3056126m封隔器不密封。
综合分析认为,第3段图3g3井注水剖面测井解释成果图注水层在笼统注水时就是个低压主要吸水层,分层注水后,由于地层压力低造成3056126m处的封隔器上下压差使得封隔器上的洗井通道被打开,注入水经洗井通道进入第3段射孔层段,造成分层注水失败。
