马金良， 潘娟芳， 王 林， 张 武， 李 楠， 祝道平

(1.中国石油渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司，天津 300283；2.天津市禾厘油气技术有限公司，天津 300450；3.中国石油南方石油勘探开发有限责任公司，广东广州 510240)

自封压缩式封隔器的研制与应用

马金良1， 潘娟芳2， 王 林1， 张 武1， 李 楠1， 祝道平3

(1.中国石油渤海钻探工程有限公司井下技术服务分公司，天津 300283；2.天津市禾厘油气技术有限公司，天津 300450；3.中国石油南方石油勘探开发有限责任公司，广东广州 510240)

为了使封隔器既能在大井斜处及井眼轨迹方位角变化较大的地方顺利坐封、保护套管压裂，又能进行水力喷射泵正常排液，基于胶筒接触密封理论，结合刚性部件机械强度校核方法，设计了自封压缩式封隔器。首先对胶筒与套管壁的接触应力进行了理论计算，然后在170 ℃条件下对该封隔器的耐压差性能进行了室内模拟试验，最后在施工现场进行了坐封、压裂、水力喷射泵排液试验。理论计算得出，胶筒的最低坐封压力应大于4.36 MPa；封隔器坐封后，胶筒与套管壁的接触应力随工作压差的增大呈线性增大趋势。室内试验显示，10.00 MPa坐封压力下，胶筒能够承受35.00 MPa反向压差；170 ℃条件下，封隔器能够承受70.00 MPa正向压差和50.00 MPa反向压差。现场试验表明,该封隔器能够在井斜角达72.4°的地方顺利坐封、压裂、排液和解封。研究表明，自封压缩式封隔器可解决常规封隔器难以实现的“既在大井斜处及井眼轨迹方位角变化较大地方顺利坐封、保护套管压裂，又能进行水力喷射泵排液”的问题，且应用效果良好，值得推广应用。

压缩式封隔器 低渗透储集层 压裂 排液 密封性能 压差

对低渗透储层进行压裂改造时，多选用压裂与水力喷射泵排液联作工艺[1-2]。现场实践表明，常用的P-T、RTTS封隔器在井斜角大于45°或井眼轨迹方位角变化大的井眼中因井眼摩阻大、扭矩传递不到位，经常坐封失败。Y531封隔器能在各种井斜处顺利坐封，但无卡瓦支撑，不能用于水力喷射泵排液。经调研，目前国内外还没有封隔器既能在大井斜处及井眼轨迹方位角变化较大的地方顺利坐封、保护套管压裂，又能进行水力喷射泵排液作业，排液后还能顺利起出。为此，笔者针对Y531封隔器能在各种井斜处顺利坐封但不能用于水力喷射泵排液的特点，在现有结构的基础上，研究增加了卡瓦支撑机构和锁紧结构，设计了排液时的增压机构及皮碗护肩机构，形成了自封压缩式封隔器，并进行了室内试验和现场试验，验证了其性能。

1 自封压缩式封隔器的设计

1.1 设计思路

自封压缩式封隔器依然以胶筒与套管壁的接触密封为主要密封手段，同时辅以自封皮碗与套管壁的接触密封。自封皮碗作为启动坐封部件和辅助密封部件，需进一步优化结构，以增强其抗压能力。另外，为使封隔器坐封后能够由卡瓦支撑并锁定坐封状态，在自封皮碗与胶筒之间设计了卡瓦支撑机构和锁紧机构；为利用排液时的油套压差进一步增强胶筒的密封性，在上接头和卡瓦锥体之间设计了排液增压结构。具体部件的设计思路为：

1) 支撑机构和锁紧机构。用单向卡瓦作为主要支撑机构，通过轨道与锥体和皮碗钢骨架连接，可防止卡瓦意外掉落。用设置于锥体内的锁环与中心管外侧的棘齿配合，实现坐封状态的锁定功能。

2) 排液增压机构。在封隔器中心管与胶筒之间增加一层外套管。水力喷射泵排液时，压差经过防砂过液孔和外套管与中心管环空最终作用在液压缸内，对胶筒进行增压，辅助密封封隔器。

3) 自封皮碗。在Y531封隔器自封皮碗外部设计了钢护肩，并与皮碗硫化成一体。皮碗受正向压力时，钢护肩支撑到套管壁上，可增强皮碗抗正向压差的能力。

1.2 工作原理

自封压缩式封隔器下至预定深度后，投球至坐封球座上，向油管内泵入液体升压，皮碗压缩套受力下行，释放自封皮碗，皮碗与套管内壁过盈配合形成初密封。继续升压打掉球和球座，油管内压力作用到自封皮碗下部，推动皮碗、卡瓦座、卡瓦、锥体和液压缸一起向上运动，压缩胶筒，形成胶筒密封；继续升压，剪断坐卡剪钉，撑开卡瓦，锁环锁定坐封状态。坐封后自封压缩式封隔器的状态如图1所示。

解封该封隔器时，上提管柱，中心管带动锁环、坐卡支撑管一起向上运动，拉断解封剪钉，坐卡支撑管与卡瓦座脱离。继续上提管柱，液压缸和锥体同时向上运动，卡瓦沿轨道回缩，完成解封动作。

自封压缩式封隔器完全解封后，可在快速下放管柱过程中，利用皮碗与井内液体之间的阻力作用推动卡瓦沿锥体上行与套管锚定支撑管柱，释放管柱悬重压缩胶筒,然后可进行二次坐封。

1.3 主要技术参数

适用于φ139.7 mm套管的自封压缩式封隔器总长度为1 333 mm，钢体最大外径为114.0 mm，中心管内通径为50.0 mm，额定工作正压差为70 MPa、反压差为50 MPa，额定工作温度170 ℃，适用井斜角0°～90°，解封载荷40 kN，两端为油管螺纹。

自封压缩式封隔器以压缩胶筒密封作为主要密封手段，自封皮碗密封作为辅助密封手段，而且还设计了排液增压机构。其封隔环形空间的作用原理虽然仍属于接触密封，但密封压差所需最低坐封压力的计算方法与常规方法略有不同，因此有必要探讨密封性与压差的关系。

2 密封性与压差的关系

自封皮碗与套管壁过盈配合产生自密封，皮碗越厚，过盈量越大，橡胶抗剪弹性模量越大，密封效果越好。胶筒承压能力取决于胶筒与套管之间的总接触应力，该应力大于工作压差时才能达到和保持密封。总接触应力可表示为：

pk=pkc+pkn

(1)

式中：pk为胶筒与套管壁之间的总接触应力，MPa；pkc为轴向预压形成的初封接触应力，MPa；pkn为压差形成的接触应力，MPa。

设计的自封压缩式封隔器采用无防突结构胶筒，坐封阶段轴向预压产生的接触应力为[3]：

(2)

(3)

(4)

式中：pkc1为坐封阶段轴向预压形成的初封接触应力，MPa；μ为胶筒的泊松系数；A1为胶筒变形后的横截面积，mm2；A2为自封皮碗受压力的横截面积，mm2；p0为坐封压力，MPa；G为胶筒的抗剪弹性模量，MPa；Roσ为套管内半径，mm；rm为套管外半径，mm；Ro为胶筒内半径，mm；R1为胶筒外半径，mm；R2为自封皮碗最小内半径，mm。

压差产生的接触应力可表示为[3]：

(5)

式中：Δp为胶筒上下压差，MPa。

压裂施工时，胶筒与套管壁的总接触应力可表示为：

(6)

式中：pk1为压裂时胶筒与套管壁的总接触应力，MPa。

若需要该封隔器承受反向压差，则胶筒必须达到初封条件，即pkc1>0。令pkc1=0，则由式(2)变形可得最低坐封压力的求解公式为：

(7)

式中：p01为最低坐封压力，MPa。

承受反向压差时，轴向压缩产生的接触应力可表示为：

(8)

(9)

式中：pkc2为胶筒承受反向压差时轴向压缩产生的接触应力，MPa；A3为液压缸的内横截面积，mm2；R3为液压缸内半径，mm；p02为坐封压力，MPa。

将式(8)、式(5)代入式(1)，可得胶筒承受反向压差时与套管壁的总接触应力：

(10)

将φ114.3 mm自封压缩式封隔器应用于内径124.3 mm的套管中时，胶筒和套管的最大接触应力与正向压差、反向压差的关系分别如图2、图3所示(坐封压力为10.00 MPa)。

由图2、图3可知，胶筒与套管壁的接触应力都随压差的增大线性增大。说明压差越大，胶筒的密封性越好。

从图2还可以看到：最低坐封压力应大于4.36 MPa；正向压差为10.00 MPa时接触应力为10.76 MPa，接触应力比正向压差大0.76 MPa；正向压差为15.00 MPa时接触应力为20.29 MPa，接触应力比正向压差大5.29 MPa。因此，胶筒承受反向压差时，建议坐封压力不小于10.00 MPa。由图3可知：10.00 MPa坐封压力下，反向压差为0时接触应力为1.76 MPa，与图2的结果不同，是因曲线回归时的误差所致；反向压差为35.00 MPa时接触应力为58.35 MPa，表明利用反向压差增强胶筒密封性的效果显著。

上述计算表明，研制的自封压缩式封隔器理论上满足“在大井斜处及井眼轨迹方位角变化较大的地方顺利坐封、保护套管压裂，又能进行水力喷射泵排液”的要求，但实际能否满足上述要求，还需要进行室内和现场试验。

3 室内试验与现场试验

3.1 室内耐压差试验

按图4所示流程(工作筒内径124.3 mm)进行了自封压缩式封隔器(φ113.0 mm胶筒)室内耐压差试验。升温至170 ℃后，正向加压10.00 MPa坐封封隔器。验证坐封后解封封隔器，并提出工作筒。胶筒除端部有轻微破损外基本恢复原状，钢体部分无变形和损坏，耐压差试验结果见表1。

表1 自封压缩式封隔器室内耐压差试验结果

Table 1 Physical experiment results of the self-sealing compression packer’s resistance to pressure difference

由表1可知，所选橡胶件的性能达到了耐温、耐压差要求，可在高温高压状态下长时间稳定工作。

3.2 现场试验

截至2015年5月，自封压缩式封隔器已在大港油田ZH4-66井、D38-46-1井、NK53-51井、Y24-34井、BSH68井和ZH8ES-L8井等6口井的压裂和水力喷射泵排液作业中试验6井次，封隔器坐封井深2 328.18～4 610.20 m，坐封位置的井斜角26.2°～72.4°，压裂时的泵注排量5.0～6.0 m3/min，压裂时油套压差40～60 MPa，水力泵排液时该封隔器承受的反向最大压差为20.00 MPa。试验的6口井中，BSH68井的封隔器坐封深度最大，为4 610.20 m(井温156.3 ℃，井斜角26.24°)，压裂时封隔器承受的最高正向压差60.00 MPa(压裂施工曲线如图5所示)，封隔器在井下连续工作39 d，起出时封隔器胶筒仍然具有弹性；ZH8ES-L8井的封隔器坐封位置的井斜角最大，为72.4°(对应井深2 328.18 m)，该井施工管柱如图6所示，排液曲线如图7所示。

在这6口井的作业过程中，封隔器坐封、密封、解封一次成功率达到100%，经受住了高温、高压差和大斜度井段进行水力泵排液的考验。

4 结论及建议

1) 自封压缩式封隔器将自封皮碗密封和压缩胶筒密封结合到一起，同时增设卡瓦支撑和锁紧机构，有效解决了机械坐封封隔器不能用于大井斜井段的问题和Y531封隔器不能用于水力泵排液的问题。

2) 现场试验表明，自封压缩式封隔器既能在156.3 ℃井温环境和72.4°井斜角条件下顺利坐封、密封、解封，又能进行水力喷射泵排液作业，性能指标达到了设计要求。

3) 封隔器的现场试验过程也是发现其结构和部件尺寸设计不足的过程。因此，建议加大对该封隔器的现场试验力度，考察、总结其优势与不足，以进一步改进结构、提高性能。

[1] 朱铁，薛清祥，李武平，等.水力泵排液压裂联作技术在长庆油田低压、低渗油藏的应用[J].油气井测试，2010,19(3):56-57. Zhu Tie,Xue Qingxiang, Li Wuping,et al.Application of combined tech of hydraulic pump with fracture in Changqing Oilfield for low-pressure low permeability reservoir[J].Well Testing,2010,19(3):56-57.

[2] 达引朋，卜向前，姚晓翔，等.低渗透储层水淹油井堵水压裂技术研究与试验[J].石油钻探技术，2013，41(1)：82-86. Da Yinpeng，Bu Xiangqian，Yao Xiaoxiang，et al.Experimental study on plugging & fracturing technology for water-flooded well in low-permeability reservoir[J].Petroleum Drilling Techniques，2013，41(1)：82-86.

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[编辑 令文学]

斯伦贝谢FracCON压裂液

斯伦贝谢公司研发的FracCON压裂液由渗透剂、瓜胶聚合物、阳离子聚合物与盐水复配而成。阳离子聚合物吸附在岩石表面，可以降低岩石对水的渗透率，而对原油的渗透率基本没有影响。在原油生产过程中，聚合物中的阳离子基团可减少聚合物从岩石表面的脱附，有效延长压裂的作用时间。渗透剂可有效控制地层出水，瓜胶与阳离子聚合物的混合可保证压裂液进入裂缝。FracCON压裂液具有低黏度和聚合物尺寸小的特点，因此可应用于渗透率仅为10 mD的储层压裂改造。

墨西哥南部储层已开发60多年，连续生产造成储层产水增加、油藏压力降低，需要进行水力压裂作业。该地区几个适合压裂的含砂岩区块的平均含水率为14%，某井采用FracCON压裂液进行压裂改造后，与应用常规压裂液的邻井相比，压裂后原油产量增加230%，产出液含水率保持在23%，其投资回收时间仅为13.8 d。

[供稿 董晓强]

Development and Application of Self-Sealing Compression Packer

Ma Jinliang1, Pan Juanfang2, Wang Lin1, Zhang Wu1, Li Nan1, Zhu Daoping3

(1.DownholeTechnologyServiceCompany,CNPCBohaiDrillingEngineeringCompanyLtd.,Tianjin, 300283,China; 2.TianjinHeliOil&GasTechnologyCo.,Ltd.,Tianjin, 300450,China; 3.SouthernExplorationandDevelopmentCo.,Ltd.,Guangzhou,Guangdong, 510240,China)

In order to set down smoothly at intervals of a well with high deviation or wide variation of well track azimuth, and to protect casings from failure and optimize hydraulic jet pump drainage, a self-sealing compression packer was designed on the basis of rubber contact sealing theory and mechanical strength verification of the rigid parts. Based on the theoretical calculation of contact stress between the rubber cylinder and the casing wall, a physical experiment was conducted on the packer in terms of its resistance to a pressure differential at 170 ℃. In addition, a series of tests were carried out on site, including packer setting, hydraulic fracturing and hydraulic jet pump drainage. Theoretical calculations indicated that the minimum setting pressure of the rubber cylinder would be higher than 4.36 MPa, and the contact stress between the rubber and the cylinder would increase linearly with the increase of pressure differential after the packer is set down. It is indicated from the physical experiment that the rubber cylinder can withstand reverse pressure difference of 35.00 MPa at the setting pressure of 10.00 MPa and the packer can withstand the positive pressure difference of 70.00 MPa and reverse pressure difference of 50.00 MPa under 170 ℃. Field tests demonstrated that the packer can be set and unset smoothly, and used in hydraulic fracturing and drainage in wells with deviation of 72.4°. Compared with a traditional packer, the self-sealing compression packer can solve the problem of setting down smoothly at the interval with high deviation or wide variation of well track azimuthin order to protect the casing from fracturing and achieve hydraulic jet pump drainage.Field tests showed good application results and worthy of wide application in the fields.

compression packer; low permeability reservoirs; fracturing; fluid discharge; sealing property; pressuredifference

2015-01-30；改回日期：2015-08-12。

马金良(1978—)，男，天津人，2002年毕业于江汉石油学院石油工程专业，高级工程师，主要从事油气田开发方面的技术服务和相关研究工作。

◀钻采机械▶

10.11911/syztjs.201506022

TE931+.2

A

1001-0890(2015)06-0120-05

联系方式：15302132113，mjl2000_ren@163.com。