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时间:2020-03-27
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1、设备管理测试求产管柱封隔器漏失原因及对策分析11211齐璐刘西增陈龚王海兵黄玉平(1.青海油田井下作业公司试油测试大队青海海西816400)(2.青海油田井下作业公司设备管理部青海海西816400)摘要:随着地层测试技术的普遍应用,地层测试时漏失现象座封时加压120.0KN,封隔器胶筒完好,判断为路途遥远、路况成为不可忽视的问题,经过长期的跟踪、总结,归纳起来有封隔器2010.11.龙1井1667.53差,运输途中端面密封件损坏,导10漏失、油管漏失、射孔工具漏失、套管漏失等4种原因。各个方面致封隔器漏失。射孔振松封隔器?的原因都会造成测试作业失败,导致试
2、油地质资料录取不准确,座封时加压80.0KN,后抽汲时英东205油水产量计算差错。而上述4项的漏失中,尤其以封隔器的漏失2013.8.2984.80油管蜡堵,环空打压打开RD阀井洗井。实际封隔器未漏失。居多,为杜绝和正确预防漏失,有必要找出封隔器漏失的原因,给座封时加压100.0KN,后抽汲时英东118出预防对策。2013.5.61744.80油管蜡堵,解封洗井。实际封隔井器未漏失。关键词:封隔器漏失原因;对策分析该井使用耐温120℃的封隔器密一、漏失统计2013.9.1110.5封件,座封时加压110.0KN,起牛101井3431.93出后检查封隔器胶筒
3、有碳化现2012年2月-2013年12月试油测试大队共使用封隔器进行31象,部分位置失去弹性,导致封隔测试求产278井次,其中漏失16井次,漏失率5.76%。漏失情况器缓慢漏失。正转管柱4圈,反复座封多次,管统计见下表:2013.3.2挂均不能座入采油树大四通内。梁106井781.83(下深)2因井浅管柱吨位不够,加压不够,封隔器P-T封隔器RTTS封隔器累计不能顺利座封。类型座封时加压100.0KN,起出后检套管类2013.5.251/112”其他累计5/2”其他累计5/2”其他累计梁107井2113.05查封隔器胶筒完好,判断为管柱型6漏失。施工井15
4、812170102610826418278座封时加压120.0KN,起出后检次2013.7.1梁108井1966.71查封隔器胶筒完好,判断为管柱正常井314812160100410224816261漏失。次该井使用耐温120℃的封隔器密漏失井1001042616216封件,座封时加压140.0KN,抽次汲时环空轻微渗漏,起出后检查漏失率6.3305.893.9333.345.566.0611.125.76116.0扎205井2014.3.23260.93封隔器胶筒碳化严重。因胶筒耐8从上表统计可以看出:温性能较差,井下温度较高、工作时间过长,胶筒完全失去
5、弹性,导1.漏失大部分发生在51/2”套管的测试求产过程中,在该种致封隔器缓慢漏失。套管中施工264井次,漏失16井次;其他类型套管测试求产18井表3、RTTS封隔器测试求产时漏失情况及原因分析表:次,漏失2井次,漏失率偏高;漏失日封隔器卡点井温1井号漏失原因2.5/2”套管的测试求产漏失率为6.06%,其中P-T封隔器期(m)(℃)座封时加压140.0KN,抽汲时漏失率为6.33%,RTTS封隔器漏失率为3.93%,P-T封隔器漏失2012.11环空漏失,起出检查反阀销子断鄂7井1941.7675.90率高于RTTS封隔器漏失率。.11裂、封隔器胶筒有划
6、痕,导致封隔器漏失。二、漏失原因分析座封时加压110.0KN,放喷时具体漏失情况及漏失原因见下表2、表3:2013.2.套压0↑4.00MPa,起出后检查鄂7井1635.6964.428封隔器胶筒完好,判断为座封吨表2、P-T封隔器测试求产时漏失情况及原因分析表:位偏低,导致封隔器漏失。封隔器卡点井温座封时加压80.0KN,环空打压井号漏失日期(m)(℃)漏失原因射孔时不起压,后重复下APR座封时加压100.0KN,起出后封牛2井2012.101867.6859.0测-射联作管柱,座封时加压切16172012.2.21840.8081.43隔器胶筒完好,判
7、断漏失原因为.15120.0kN,射孔、测试作业正常,井3座封吨位偏低,导致封隔器漏失。环空无漏失。判断为座封吨位座封时加压80.0KN,起出后封偏低,导致封隔器漏失。龙6井2012.3.21598.10隔器胶筒完好,判断漏失原因为2013.3.MFE测-射联作时,投杆意外入5砂41井1499.0056.3座封吨位偏低,导致封隔器漏失。23井,砸开反阀,油套连通。2002014年10月设备管理座封时加压110.0KN,抽汲120-16:50拆简易钻台,装KQ-60/65型采油树上半部,接打压管线。小时后环空漏失,判断为抽汲使-17:00用撬装泵一部,环空打
8、压至0↑2.00MPa↓0,地面无震感。2013.6.砂43井19
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