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中图分类号：TE931.1 文献标识码：A 文章编号：1671－7597（2011）0810135－01
1 文南油田地质概况
文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部次级地堑内，是一个异常高温（地层温度100-140℃）高压（地层压力系数1.2-1.8）低渗透复杂断块非均质油气藏。油藏埋藏深，储层物性差，注水压力高达48MPa，层间矛盾十分突出。
目前储层较好的一类层水驱动用较好，已大面积水淹，而储层物性较差的二、三类层水驱动用差。由于层间物性差异大，加之合采合注井多，导致储量动用极不均衡。
由于文南油田油藏埋藏深、井温高、注水压力高、层间矛盾大，因此给卡封注水工作造成了极大困难。
针对斜井和异常高温高压卡封井，为了提高卡封有效期，推广应用了Y111+Y221双封注水管柱，该管柱主要是通过加大胶筒密封段长度，提高工具耐压级别，从而提高卡封井有效期。
2 结构特点和工作原理
为单向卡瓦支撑，上提管柱后旋转下放压缩座封，上提管柱解封的封隔器。该封隔器主要有以下几部分构成：
2.1 水力锚总成
锚体、锚爪采用高强度不锈钢制造，锚爪复位弹簧采用高弹力不锈钢弹簧，使其具有高强度，与套管锚定可靠，在井下长期工作不会出现因复位弹簧失效或锚爪与锚体密封配合面之间锈死导致水力锚爪不回位，而产生的封隔器管柱卡阻事故。
2.2 胶筒
胶筒材料为改性氟橡胶，采取特殊的硫化胶结工艺制作而成（改变传统的胶结方式同样的材料性能指标能提高30-50%），具有耐高温、耐腐蚀、抗高压差的特点，长期座封压胀后，解封后恢复原状性能好。
2.3 卡瓦总成
在设计上用T型槽导向限位伸缩滑动六卡瓦结构，工作灵活可靠，卡瓦咬合面在-115℃条件下镶嵌硬质合金牙，使卡瓦可以轻易抓咬住任何钢级的套管而合金牙不受任何损坏，不会出现因卡瓦与套管咬合不牢靠使封隔器座封困难或中途解封。
2.4 磨擦换向总成
磨擦片本体同样用上述方法制成，防止起下作业过程中磨擦片的过度磨损，磨擦片顶紧弹簧为高弹力不锈钢叠合片弹簧，在井下高温、腐蚀介质的长期作用下性能不受影响，便于工具座封及解封。
3 施工步骤
3.1 座封
1）上提管柱S。
2）正向旋转管柱，并保持正转扭距。
3）下放管柱，加压座封。
4）参数确定：
① 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×10-4
F-封隔器加压座封力（KN），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=0.3123×10-4×T×H
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）
② 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。
3.2 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。
3.3 施工后解封
在井内卡封管柱油套压平衡，上提管柱解封。
3.4 起出封隔器管柱
在起管柱过程中应打好背钳，防止工具脱落。
4 要技术参数
5 主要特点
除结构特点外，还具有上下胶筒组间保有10-20MPa压力，从而降低油套压差。采取的措施是在胶筒组之间装有保压溢流阀，使胶筒组之间的压力恒定在10-20MPa压力。
与常规Y221封隔器相比，增加了一组（两个）胶筒。由于采用了上、下两个胶筒组，增加了胶筒与套管壁之间的封隔点与封隔面积，因此密封性能好，承受压差高，有效使用期长。
6 现场应用
截止2011年1月，应用该封隔器实施卡封2井次，坐验封均一次成功。
W95-63井2008年6月19日上修打塞分注，打塞后于6月25日下入KYY241-114封隔器，6月28日洗井合格后坐封验封合格。6月30日采油区反映油套压力持平，经验封证实分注管柱失效。2008年7月18日下WRPY422-114封隔器坐封三次（不同位置）均验封不合格，且在坐封过程中发现封隔器坐封困难，下114mm套管处理器刮削酸浸井筒，配套Y111+Y221双封注水管柱，坐封验封合格，目前继续有效。
W33-76井于1987年9月投产，1988年2月转注，历史上曾长期注水，且经过多次大修措施，套管腐蚀、结垢、磨损等现象十分严重，卡封环境恶劣，另外，卡封段套管内径为124.26mm，大于套管常规内径，增加了封隔器密封难度。该井在2010年6月、10月先后两次卡封，卡封前进行了刮洗、酸浸、多臂井径测试、自然伽马校深等治理措施，但均出现短期失效。技术人员对该井方案进行仔细研究，认为该井卡封短期失效为卡封段套管不规则、内壁粗糙所致。通过对各类封隔器进行对比论证，决定引进具有双级密封的Y221/111型封隔器进行试验，该井2010年12月1日坐封验封一次成功。
7 效益分析
成功应用2井次，节省返工费用2（井次）×5（万元）=10（万元），减少无效注水，每井平均日注水量60m3，每方水按30元，无效注水30天，共节约注水资金60×30×5×30=27万元，共创效10+27=37万元。通过应用Y221/111封隔器，达到节省资金、减少工人劳动强度，最终提高卡封成功率。
8 结论及建议
对于井况复杂的分注井，由于封隔器采用两个胶筒组，两套独立的坐封机构，当一组胶筒因损坏或套管内壁粗糙无法实现有效密封时，另一组胶筒仍然能有效密封，这种双保险密封装置，使封隔器密封更加可靠，施工成功率更高。
针对斜井和异常高温高压卡封井，为了提高卡封有效期，推广应用Y221/111型组合式双封封隔器，解决卡封环境恶劣、频繁短期失效井的卡封注水问题。
1 文南油田地质概况
文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部次级地堑内，是一个异常高温（地层温度100-140℃）高压（地层压力系数1.2-1.8）低渗透复杂断块非均质油气藏。油藏埋藏深，储层物性差，注水压力高达48MPa，层间矛盾十分突出。
目前储层较好的一类层水驱动用较好，已大面积水淹，而储层物性较差的二、三类层水驱动用差。由于层间物性差异大，加之合采合注井多，导致储量动用极不均衡。
由于文南油田油藏埋藏深、井温高、注水压力高、层间矛盾大，因此给卡封注水工作造成了极大困难。
针对斜井和异常高温高压卡封井，为了提高卡封有效期，推广应用了Y111+Y221双封注水管柱，该管柱主要是通过加大胶筒密封段长度，提高工具耐压级别，从而提高卡封井有效期。
2 结构特点和工作原理
为单向卡瓦支撑，上提管柱后旋转下放压缩座封，上提管柱解封的封隔器。该封隔器主要有以下几部分构成：
2.1 水力锚总成
锚体、锚爪采用高强度不锈钢制造，锚爪复位弹簧采用高弹力不锈钢弹簧，使其具有高强度，与套管锚定可靠，在井下长期工作不会出现因复位弹簧失效或锚爪与锚体密封配合面之间锈死导致水力锚爪不回位，而产生的封隔器管柱卡阻事故。
2.2 胶筒
胶筒材料为改性氟橡胶，采取特殊的硫化胶结工艺制作而成（改变传统的胶结方式同样的材料性能指标能提高30-50%），具有耐高温、耐腐蚀、抗高压差的特点，长期座封压胀后，解封后恢复原状性能好。
2.3 卡瓦总成
在设计上用T型槽导向限位伸缩滑动六卡瓦结构，工作灵活可靠，卡瓦咬合面在-115℃条件下镶嵌硬质合金牙，使卡瓦可以轻易抓咬住任何钢级的套管而合金牙不受任何损坏，不会出现因卡瓦与套管咬合不牢靠使封隔器座封困难或中途解封。
2.4 磨擦换向总成
磨擦片本体同样用上述方法制成，防止起下作业过程中磨擦片的过度磨损，磨擦片顶紧弹簧为高弹力不锈钢叠合片弹簧，在井下高温、腐蚀介质的长期作用下性能不受影响，便于工具座封及解封。
3 施工步骤
3.1 座封
1）上提管柱S。
2）正向旋转管柱，并保持正转扭距。
3）下放管柱，加压座封。
4）参数确定：
① 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×10-4
F-封隔器加压座封力（KN），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=0.3123×10-4×T×H
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）
② 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。
3.2 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。
3.3 施工后解封
在井内卡封管柱油套压平衡，上提管柱解封。
3.4 起出封隔器管柱
在起管柱过程中应打好背钳，防止工具脱落。
4 要技术参数
5 主要特点
除结构特点外，还具有上下胶筒组间保有10-20MPa压力，从而降低油套压差。采取的措施是在胶筒组之间装有保压溢流阀，使胶筒组之间的压力恒定在10-20MPa压力。
与常规Y221封隔器相比，增加了一组（两个）胶筒。由于采用了上、下两个胶筒组，增加了胶筒与套管壁之间的封隔点与封隔面积，因此密封性能好，承受压差高，有效使用期长。
6 现场应用
截止2011年1月，应用该封隔器实施卡封2井次，坐验封均一次成功。
W95-63井2008年6月19日上修打塞分注，打塞后于6月25日下入KYY241-114封隔器，6月28日洗井合格后坐封验封合格。6月30日采油区反映油套压力持平，经验封证实分注管柱失效。2008年7月18日下WRPY422-114封隔器坐封三次（不同位置）均验封不合格，且在坐封过程中发现封隔器坐封困难，下114mm套管处理器刮削酸浸井筒，配套Y111+Y221双封注水管柱，坐封验封合格，目前继续有效。
W33-76井于1987年9月投产，1988年2月转注，历史上曾长期注水，且经过多次大修措施，套管腐蚀、结垢、磨损等现象十分严重，卡封环境恶劣，另外，卡封段套管内径为124.26mm，大于套管常规内径，增加了封隔器密封难度。该井在2010年6月、10月先后两次卡封，卡封前进行了刮洗、酸浸、多臂井径测试、自然伽马校深等治理措施，但均出现短期失效。技术人员对该井方案进行仔细研究，认为该井卡封短期失效为卡封段套管不规则、内壁粗糙所致。通过对各类封隔器进行对比论证，决定引进具有双级密封的Y221/111型封隔器进行试验，该井2010年12月1日坐封验封一次成功。
7 效益分析
成功应用2井次，节省返工费用2（井次）×5（万元）=10（万元），减少无效注水，每井平均日注水量60m3，每方水按30元，无效注水30天，共节约注水资金60×30×5×30=27万元，共创效10+27=37万元。通过应用Y221/111封隔器，达到节省资金、减少工人劳动强度，最终提高卡封成功率。
8 结论及建议
对于井况复杂的分注井，由于封隔器采用两个胶筒组，两套独立的坐封机构，当一组胶筒因损坏或套管内壁粗糙无法实现有效密封时，另一组胶筒仍然能有效密封，这种双保险密封装置，使封隔器密封更加可靠，施工成功率更高。
针对斜井和异常高温高压卡封井，为了提高卡封有效期，推广应用Y221/111型组合式双封封隔器，解决卡封环境恶劣、频繁短期失效井的卡封注水问题。