齐海涛，李宝龙，严孟凯，柴龙顺，陈立伟，李跃谦

(中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司，天津 300452)

修井作业是排除油气井井下事故，恢复油气井生产能力的重要环节[1-3]。由于长期开采，井底压力持续降低，以至于小于洗井液压力，造成洗井液漏失及引起油层污染。这不仅浪费大量资源，而且严重影响油气井生产能力。此外，修井过程中可能发生井喷事故，对财产造成极大损失，甚至危及人员生命安全，例如胜利油田发生的井喷事故[4-5]。因此，亟需研发一种井下封堵阀，达到防治洗井液漏失和井喷事故目的。

廖前华等研制了一种机械式防漏失阀，该阀在渤中34-1 油田成功应用[6]。鄂加强、雷吉平和陈升山等均对球阀密封性进行了研究[7-9]。王利军等设计了一种新型油层保护阀和一种重入式防漏失阀结构，其中重入式防漏失阀成功应用于WZ6-12-A5H和WZ11-1N-A8H1井[10-11]。王吉慧对金属密封球阀加工工艺进行了研究[12]。

国外对地层保护阀研究较多，例如斯伦贝谢、哈里伯顿均研制了不同功能的球阀，对球阀的硬密封性能研究较早。Greenwood概括了首个具有粗糙表面的弹性接触模型[13]。Hirata O等研究了锥形阀座表面粗糙度及阀座环间的夹角变化对密封性能的影响，认为粗糙度也不是越小越好[14]。Laberge M研究发现低合金钢更适合用于要求较高的阀门[15]。

本文研究了一种可多次回插球密封储层保护工具，并利用有限元方法对球阀开启、关闭过程进行分析，研究球阀摩擦因数及弹簧预紧力对球阀开关过程的影响。通过室内试验，对工具的可行性进行验证。

1 工具结构设计

1.1 密封结构选择

储层保护工具密封结构可分为板式阀板密封和球阀密封。板式阀板易加工，成本低，但在开启或关闭时出现卡阻现象。球阀加工复杂，精度要求高，但球阀密封性能高，且承压能力强。因此，选用球密封结构。

1.2 密封阀控制方式选择

储层保护工具的打开方式可分为机械控制方式、液压控制方式、机械和液压混合控制方式。液压控制方式的结构复杂，存在控制管线泄漏而造成球阀无法开启或关闭的风险，寿命较短，无法满足长期、反复开关要求。机械控制方式的整体结构简单、成本较低，且可满足重复开关要求。因此，选用机械控制方式。

1.3 储层保护工具总体结构

设计的储层保护工具结构如图1所示。该工具采用全开启机械操作式金属密封球阀，通过专用开关工具上提或下放操作，将竖直运动转换为球阀的旋转运动，使球阀关闭或开启，实现储层与油管的隔离与联通。

1—回接总成；2—密封总成；3—开关总成；4—球阀总成。

在正常生产过程中，流体会对油管造成局部冲蚀，尤其是截面面积突变位置。因此，要求球阀完全打开后，中心管必须完全覆盖球阀流道，保证球阀不受流体冲蚀，提高球阀寿命。球阀总成结构如图2所示。为保证球阀密封可靠性，球阀密封结构设计采用全金属密封，以同时满足球阀在低压和高压时的密封性能。

图2 球阀总成

开关工具弹性爪结构如图3所示。弹性爪凸起部分与储层保护工具的开关总成机构的凹陷部分配合，通过开关工具的上下移动来带动球阀操作杆向下或向上运动，打开或关闭阀板密封机构。

图3 开关工具弹性爪

2 有限元分析

2.1 球阀有限元模型

为节约计算时间，球阀模型仅保留了阀体、下阀座、上阀座及操作杆，并对各部件进行简化，以减少网格数量。由于结构对称，因此仅需建立1/2模型，球阀模型如图4所示。阀体采用四面体单元，其余部件均采用六面体单元。在接触区域均进行了网格细化，并采用面-面接触方式，以保证计算收敛。

1) 边界条件。

上阀座施加固定约束；操作杆仅保留x向自由度，并施加沿x向位移载荷；阀体仅保留z向旋转自由度；下阀座仅保留x向自由度，并施加x向预紧力。向xy面所有节点施加对称约束，模拟球阀的对称结构。

2) 载荷施加。

分为2个分析步，第1步施加轴向预紧力；第2步施加操作杆轴向位移载荷。

图4 球阀有限元模型

2.2 结果分析

2.2.1 球阀开启和关闭过程分析

图5显示了球阀的开启和关闭过程。在操作杆沿x轴向下运动时，阀体逆时针旋转，在阀体旋转角为90°时，阀门完全开启，此时操作杆轴向位移约为56 mm。当操作杆从最低位置向上运动时，阀体顺时针旋转，直至阀门完全关闭。通过分析证明，球阀的操作杆导向槽结构设计合理，满足球阀开启和关闭要求。

图5 球阀开启、关闭过程

图6为球阀下阀座在4.5 kN的弹簧预紧力下，阀体旋转时操作杆所需轴向力曲线。在球阀开启过程中，旋转角在-56.7°时所需轴向力最大，为9.9 kN；球阀关闭过程中，扭转为51.1°时所需轴向力最大, 为-12.7 kN。轴向力的正负号分别表示操作杆下压和上提。

图6 操作杆受力过程

2.2.2 摩擦因数及预紧力的影响

球阀摩擦因数及阀座预紧力是影响球阀开启或关闭的2个重要因素。球阀摩擦因数和预紧力过大，可能造成阀门无法开启。摩擦因数过小，可能造成阀门误开。预紧力过小，阀门无法密封。因此，需对这2个重要因素进行分析，得出球阀摩擦因数及预紧力对操作杆载荷的影响规律。

图7为在不同预紧力作用下，操作杆载荷随球阀摩擦因数变化曲线。在球阀开启过程中,如图7a所示，操作杆载荷随摩擦因数呈明显的非线性变化，且变化量逐渐递增。尤其是摩擦因数超过0.3时，操作杆所需载荷急剧增加。在球阀关闭过程中，如图7b所示，操作杆载荷随摩擦因数基本呈线性增长趋势，这与球阀的关闭过程不同，且球阀关闭时所需载荷明显低于球阀开启所需载荷。此外，阀座预紧力与操作杆载荷也呈正比关系。因此，球阀摩擦因数不宜过大，以免球阀无法开启。

a 球阀开启

b 球阀关闭

3 室内试验

3.1 球阀打开和关闭试验

为确保该储层保护工具的可靠性，对球阀的开启、关闭进行室内试验，并测试球阀开关所需力。

如图8所示，将该工具水平放置在小型拉伸机滑道上并下端固定，然后插入开关工具进行10组往复运动，记录回插力及球阀打开关闭状况。本次试验球阀的摩擦因数大约为0.1，预紧力为4.5 kN。

图8 球阀开关载荷测试

表1为试验球阀打开、关闭所需力，球阀打开平均力为25.4 kN，球阀关闭平均力为28.1 kN。球阀打开力小于关闭力，这与有限元计算结果相同。但是，有限元计算结果明显小于试验结果，这是因为有限元模型忽略了该工具其他部件带来的附加摩擦载荷，例如密封圈、开关工具等。

3.2 球阀密封试验

为了测试球阀的密封性能，将上腔连接盲堵，下腔连接增压泵，加液压力，观察压力变化情况。测试结果如表2所示，3组密封测试数据中，最大压降为2.5%，满足设计要求(小于5%)。因此，该工具能满足70 MPa 的密封要求。

表1 球阀打开和关闭力测试数据

表2 球阀下腔密封测试数据

4 现场试验

2018-09，在新疆托塔里木盆地某区块进行现场试验。根据油藏概况推测该井为漏失井，地层压力系数为 1.1，地层压力为 75.48 MPa/7 001.40 m，温度梯度为 2.26 ℃/100 m，地层温度为 158.23 ℃/7 001.40 m。

重点测试防漏失阀在高温高压井中的可靠性及安全性，及防漏失效果是否满足现场需要。现场利用钻台现有钻杆实现储层保护工具快速下入到井深5 100 m处，共用时17 h。

1) 坐封封隔器。封隔器下入到位置后，管柱内投入25 mm坐封球，加压25 MPa，使封隔器坐封。环空验封15 MPa。加压28 MPa击落球座。

2) 送入工具丢手。封隔器验封后，管柱过提力20 kN，管柱正转21圈后(此刻转矩9～10 kN·m)通过上提管柱方式验证送入工具是否丢手成功，管柱过提100 kN后继续上提管柱，悬重继续增加，证明送入工具未脱手。考虑到入井深度及井底复杂情况,分析后继续正转12圈后转矩下降至8 kN·m，后上提管柱2.4 m，悬重正常，送入工具丢手成功。丢手后，泵入密度为1.21 g/cm3的泥浆，全井筒加压15 MPa，稳压30 min，封堵阀密封性能验证合格。

3) 循环洗井。小排量开泵(1 m3/min)，边冲洗边下放洗井工具。注意泵压和悬重变化。洗井工具定位后，上提管柱0.5 m，正循环冲洗井下工具，液量为1.5倍井筒容积。

4) 回接管柱。将重新连接好的生产管柱下入到封隔器顶部，管柱下压力到70 kN后，关闭防喷器，管柱内正向加压15 MPa，全井筒加压不下降。泄压后打开防喷器，管柱过提力至100 kN，生产管柱不动，说明生产管柱回接成功。

5) 解封封隔器。管柱过提力160 kN，封隔器解封成功，悬重恢复至1 340 kN。

将储层保护工具和送入工具从井中取出，清洗后检查外观，如图9～10所示。

图9 出井后的储层保护工具

图10 出井后的送入工具

储层保护工具的表面有细微划痕，无明显损伤。对起出后的储层保护工具再次试压70 MPa，保压5 min，压力下降0.1 MPa,试压合格。证明该工具可重复使用。

5 结论

1) 通过对密封机构及打开方式的筛选，研制了一种可多次回插球密封储层保护工具。该工具能有效阻止完井液漏入地层，降低钻、完井成本。

2) 建立了球阀有限元模型，分析球阀摩擦因数、球座预紧力对球阀开启和关闭过程的影响。

3) 对储层保护工具进行球阀打开和密封试验，得到了球阀开启和关闭的载荷为20～30 kN，且球阀能满足70 MPa的密封要求。

4) 对储层保护工具进行现场试验。该工具在垂直井深5 100 m处具有极高的可靠性，满足现场储层保护工具送入、脱手、管柱回接、回收等性能要求，且满足压力70 MPa、温度180 ℃的密封要求。