Y221型封隔器Word下载.docx
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Y221M-105
适用套管外径
mm
177.8
139.7
127
适用套管壁厚
全部
7.72/9.17
9.17/10.54
6.43/7.52
工具最大外径
147.5
115
111
105
工具最大长度
1480
1362
1170
耐压差
Mpa
80
50
耐温
℃
155
推荐座封压力
KN
100±
20
水眼通径
60
45
40
连接扣型
2′7/8″外加厚油管扣
三、操作规程
3.1作业前准备
❶、上提升负荷大于封隔器管柱悬重200KN的作业机；
❷、大钩应在提起全部管柱负荷情况下转动灵活，否则应备旋转短节；
❸、指重表（或拉力计）灵敏、可靠；
❹、推荐采用液压钳上卸封隔器起下管柱；
❺、依据施工设计选择卡封下井管柱尺寸及钢级；
❻、选择封隔器规格型号（按技术参数要求选择）；
❼、按要求对封隔器紧固。
3.2下井前准备
❶、依据设计选择封隔器规格型号，检查封隔器各部件是否灵活可靠。
❷、起出井内原管柱，下通井管柱，通至卡封井段以下10-20米，通井规要求为：
Y221M-148型用Φ150mm×
2.0m通井规；
Y221M-114型用Φ116mm×
Y221M-110型用Φ114mm×
1.6m通井规；
Y221M-105型用Φ108mm×
❸、下套管刮削器，在坐封井段上下10米反复刮削10次。
❹、下卡封管柱，检查下井封隔器，确认其型号无误，按施工设计管柱图进行连接下井。
管柱仔细丈量，确保坐封位置准确。
如封隔器卡点深度精确定位，需采用电测校深，依据电测解释结果调整井下封隔器深度。
❺、管柱丝扣应清洗干净，涂密封脂或缠密封带，并在下井过程中按管柱推荐扭矩上紧丝扣确保管柱密封可靠。
在工具下井全部过程中尽量防止管柱正转，防止在下井过程中工具重复多次座封而导致工具损坏，使胶筒失效，为此应打好背钳，一但出现中途座封，不可继续下放管柱加压，应上提管柱2-3米，确保工具解封后再试下管柱并进行下井管柱作业。
❻、起放管柱必须严格匀速（25根/小时）。
封隔器下到预定位置后，根据需要进行洗井，活性水替满井筒。
注意：
❶、工具下井前按要求拒矩紧扣。
封隔器在与油管连接时，注意不能斜着紧扣，保证扣型要对正，防止出现粘扣。
❷、在下井过程中，严禁管柱猛提猛放，防止封隔器中途坐封，导致胶筒损坏。
❸、在下井过程中，若中途遇阻，切记不要加压下放，应上提管柱2-3m，再试探几次，无遇阻时，再正常下放。
❹、在封隔器起下管柱作业过程中，井口安装防掉装置。
❺、执行安全、环保按有关规定执行。
3.3封隔器座封
❶、上提管柱S。
❷、正向旋转管柱，并保持正转扭距。
❸、下放管柱，加压座封。
参数确定：
❶、管柱加压下放长度S的确定：
S是指管柱对封隔器加压过程中，管柱悬挂器下放就位下行的距离。
计算方法为下公式：
S=F×
L×
K×
10-4m
F——封隔器加压座封力（KN），对于Φ139.7mm套管推荐80-120KN。
L——封隔器管柱长度，单位：
米。
K——管柱弹性伸长系数。
以上公式仅为管柱在弹性伸缩范围内的加压力计算公式，管柱内外压力变化，温度变化，流体效应对工具施加力的影响没有考虑在内。
推荐使用简易方法测算：
73mm管柱S=0.4777×
10-4×
T×
H
89mm管柱S=0.3123×
S--管柱加压下放长度（上提管柱距离）（米）
T--设计加压（一般为8-12）（吨）
H--封隔器坐封深度（米）
❷、正向旋转管柱圈数的确定：
工具仅需正转1/3圈就可完成卡瓦机构的换向，但考虑到井斜，管柱丝扣不紧等因素，推荐Φ73mm油管每千米转3圈，Φ89mm油管每千米转2圈。
3.4封隔器验封
试压验封，检验封隔器座封、密封性能，以及在此压力下的卡封管柱密封抗压性能。
3.5封隔器解封
起封前使井内油套连通后平衡油套压，上提管柱，封隔器解封若上提力过大，则上下活动管柱，管柱负荷恢复正常后，再继续上提管柱。
起出封隔器管柱。
在起管柱过程中应酬打好背钳，防止工具脱落。
3.6贮存与运输
封隔器应贮存在干燥通风的室内，防止钢体锈蚀。
封隔器远途采用包装箱发运，近途采用塑料袋包装发运，严禁装卸时猛扔猛放。
四、售后服务与承诺
4.1质量保证：
在用户遵守产品的运输、贮存、装卸规则的条件下，从产品的出厂之日起六个月内，如因制造原因发生损坏时，厂家负责给予免费修理或更换损坏的零部件。
保质期外出现的质量问题，厂家将有偿提供配件和维修服务。
4.2用户在使用过程中出现的质量问题，请随时与我公司营销部联系。
五、装箱单
随产品技术文件
文件名称
份数
本产品使用说明书
1
本产品合格证
产品出厂编号：
装箱检验员签字：
年月日
Y211FX型反洗井封隔器
一、反洗井封隔器在挤堵施工中应用的理论前提
化学堵水的目的是控制产出水层中水的流动和改变水驱油中水的流动方向，提高水驱油效率，使油田的产出水量在某一段时间内下降或稳定，以保持油田的增产或稳产。
从方法上可以分为选择性堵水和非选择性堵水。
非选择性堵水一般是全井段光油管堵水后，针对性地对油层进行重炮利用，但对于多层长井段层来说，成本较高，因此选择性化学堵水越来越成为中高含水开发油藏的提高采收率的工艺之一。
尽管选择性注入挤堵可以减少在施工过程中对非目的层污染，但是却不能有效根治。
因此，目前采用了多种施工管柱以适应对不同出水层位的挤堵需要，诸如：
①光管笼统挤堵后重炮；
②填砂保护下部油层对上部层进行光管挤堵；
③卡上封保护上部油层对下部水层进行挤堵；
④填砂保护下部油层，卡上封保护上部油层对中间水层进行挤堵等。
对于光管挤堵风险相对较小，油管漏失或因压力高时可以随时洗井避免卡钻事故发生，但对于必须卡封挤堵的施工则风险较大，目前降低挤堵风险的做法主要有：
在保证井况和方案设计安全的前提下，一是使用挤堵专用油管避免高压挤堵过程因油管漏失（短路）造成挤堵失败和卡钻工程事故，二是使用带反洗通道的封隔器，在坐封状态下，可以实现不解封带压反洗井，将无法顶替到位的堵剂从管脚以上彻底反洗出来，避免出现卡钻，造成大修事故。
针对中石化西北分公司，由于油田大部分是高压油藏，挤堵压力较高，卡封选用的是技术成熟、质量相对稳定的Y221系列带反洗井通道的高温高压封隔器，它在挤堵施工中担任着非常重要的角色，对降低施工风险起着非常重要的作用。
2008-2009年，Y221反洗井封隔器在中原文南油田的挤堵施工中发挥了重要的作用，减少卡钻事故隐患5井次，避免经济损失200万元，累计见效增油300t。
二、反洗井封隔器结构及工作原理：
2.1Y221FX型可反洗井封隔器结构
如上图所示，该封隔器主要由扶正块、外中心管、内中心管、支撑卡瓦总成、胶筒总成、洗井滑套、水力锚总成等组成。
从结构用途上可以分成坐封机构、密封机构、锚定机构和反洗机构四个部分组成，坐封机构部分的作用是实现封隔器的坐封，密封机构部分的作用是坐封后依靠胶筒实现油套管的封隔，保护上部套管或油层不受污染，锚定机构部分的作用是在高压挤堵施工压力较高的情况下锚定管柱，防止封隔器蠕动失效，而反洗机构部分的作用是正常挤堵状态下关闭，施工出现异常需要反洗井时，从套管打压打开反洗井通道，实现从管脚部位彻底反洗井，总之，这四个机构相互紧密的配合，实现了该工具的最大的使用效能，在挤堵施工异常时实现反洗井中发挥重要作用。
2.2、Y221FX-114（110）型反洗井封隔器主要技术指标
Y221FX-114型反洗井封隔器技术参数表
Y221FX-114
114
1660
150
100+20
反洗排量
m3/h
30
反洗压差
0.5
下入深度
M
4200
27/8UPTBG
2.3Y221FX型反洗井封隔器工作原理
下面以一种常用挤堵管柱为例说明Y221-114（110）工作原理。
施工工艺流程：
1、按设计要求下入图1所示挤堵管柱，座好直挂式挤堵井口；
2、上提管柱正转10-15圈，下放坐封Y221-114封隔器，坐封验封合格（反洗通道处于关闭状态），求视吸水指数（需具备挤堵条件）；
3、如图1所示箭头方向，向目的层正挤入堵剂（套管打平衡压力不得大于施工泵压，否则反洗通道可能打开）；
4、出现压力异常，无法将堵剂挤入目的层或顶替不到位时，当需反洗井时（如图2），洗井液沿油套环空、封隔器反洗流道、洗井滑套、从油管返出地面（洗井液量管脚以上井筒容积的1-1.5倍，将管脚以上堵剂洗干净，避免卡钻）；
5、最后依次完成以下工序：
候凝，起管，钻塞，试压，挤堵合格（直接上提油管，即可解封Y221封隔器）。
反洗井时，Y221-114（110）封隔器内部循环路线（见下图）。
三、典型井例分析
W137井地质要求挤堵上层，保护上部套管，挤堵目的层为S2下1.3.4.6，井段3140.6-3259.8m，11m/5n，保护层为S2下8S3上1.2S3中3.4，井段为3345.0-3511.8m，30.8m/17层，针对该井情况，方案设计为：
填砂于3280m，保护S2下8S3上1.2S3中3.4，然后下入φ89mm喇叭口×
3000m+KYY221-114封隔器（带反洗通道）×
2980m。
2008.3.12上修，起出原井管柱填砂至3280m合格，3.16下入挤堵管柱：
φ89mm喇叭口×
2980m+验管器+73mm油管，3.17坐封验封合格后，求视吸水指数为压力22MPa，地层吸水7.1m3，可以实施挤堵。
3.18组织挤堵一次成功，带压反洗后关井候凝至3.19，上提管柱解封Y221-114封隔器，下114mm钻头钻塞至3270m，验堵效证实合格，达到了地质要求的挤堵目的层的目的。
该井挤堵前工作制度：
38×
4.8×
5，日产液9t，日产油0.4t，综合含水96％；
挤堵后工作制度：
3，日产液1.9t，日产油0.7t，综合含水63％，达到了地质封堵目的。
通过施工分析，该井挤堵一次成功的关键，一是得力选用质量合格的堵剂，选用堵剂的配方、调配堵剂的浓度也比较合适；
二是方案设计思路正确，现场组织得力，没有发生管漏、封隔器失效等异常情况；
三是选择了质量过硬的Y221带反洗通道的封隔器，保证了挤堵管柱完好，并且起到了关键的反洗井保障作用。
详见该井现场挤堵施工记录如下：
文137挤堵施工记录
施工单位：
北京创世博鸿科技发展有限公司
作业队伍：
中原井下作业1队
施工时间：
2008.3.18
施工人员：
王红涛刘聪
施工层位
S2下1.3.4.6
施工井段（m）
3140.6-3259.8
施工厚度/层数
11m/5n
保护层位
S2下8S3上
保护井段（m）
3345-3511.8
保护厚度/层数
设计用量（m3）
实际用量（m3）
36
预处理用量（m3）
试挤压力（MPa）
22
挤堵最高压力（MPa）
顶替量（m3）
带压（MPa）
18
堵剂用量（t）
LC-D堵剂20t
挤堵管柱
￠89mm喇叭口×
3000m+Y221-114反洗封隔器×
2800m
时间
方式
堵剂
浓度
压力
小计m3
累计m3
备注
油压（MPa）
套压（MPa）
14:
00
试压验证封隔器，验封合格。
油井
09
正替
LC-D堵剂
35%
22
2
4
25
正挤
29
10
6
35
26
9
8
28
55
12
15:
27
14
40%
24
16
16:
18
39
23
58
50%
17:
15
32
46
34
18:
33
水
19:
38
20:
00:
00-22：
带压（38MPa）反洗井45m3
22:
候凝
上提油管解封
四、认识与结论
2008年卡封挤堵井施工应用于W99-11、W137、W72-87、W266-10、W33-34、W33-419、W88-29、W33-74共8井次，一次成功5井次，成功率为62.5%，其中W99-11井在挤堵过程中，施工参数正常，油套压正常，没出现窜漏现象；
在解封过程中，当上提悬重至36t时,修井机坏，没法修好，造成封隔器解封后，堵剂上窜至封隔器位置，（大修已证明），换完80t井架后拔钻，这时堵剂已凝固，解卡无效，造成卡钻；
W88-29在挤堵施工中，油压38Mpa，套压20Mpa（打平衡），油压突降至16Mpa，封隔器失效，起出封隔器发现胶筒有五分之一破碎，对应位置钢体有刺痕，原因分析：
1、套管壁不够清洁，当泵压达到38Mpa时，造成胶筒密封失效；
2、有可能封隔器入井后，下钻操作不当（如：
钻速过快，操作不够平稳等，造成封隔器胶筒损伤，以致挤堵泵压升高时，封隔器密封失效；
3、封隔器本身质量有问题，以致挤堵时封隔器密封失效。
W33-74在挤堵施工中，泵压15-49Mpa,套压11Mpa（打平衡），顶替清水8.8方到位后，反洗井时泵压30Mpa，反洗通道打不开，卸井口起出封隔器，经厂家解剖分析为操作原因。
通过对施工井的研究分析，可以得出一下几个结论：
1、Y221FX型反洗井封隔器解决的主要问题是解决不解封带压洗井问题，保证堵剂无法正常挤入目的层，防止堵剂凝固卡钻使用的紧急措施，不是保证挤堵成功的关键因素。
2、挤堵管柱必须使用挤堵专用油管或试压合格油管，并保障有足够的反洗排量（20m3/h以上）。
3、合格的堵剂是保证挤堵成功的首要条件。
针对文南油田低渗地层的挤堵施工，一般采用颗粒超细（堵剂、水泥粒径为400-600目之间）、配制浓度由低到高（30-60％）、多段塞注入地层的方法，这样既可以降低施工压力，又能保证堵剂设计用量挤入地层，大大提高了挤堵工艺的成功率，减少挤堵施工事故的发生。
总之为了保证施工成功率，避免卡钻井的发生，需要把好工作的每个环节。
五、效益评价
2008年卡封挤堵施工12井次，施工过程异常反洗井8井次，避免大修隐患8井次，单井大修费用平均按30万计算，直接避免经济损失240万。
挤堵卡封封隔器的应用，降低了施工风险，提高了施工一次合格率，有效提升了注水开发效果。
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