(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点试验室，北京 100101；2.中国石化 石油工程技术研究院，北京 100101)①

水平井分段压裂裸眼封隔器完井技术是近年来油气井工程技术领域发展迅猛的一项新型的完井技术[1-2]，裸眼封隔器是油气层分段压裂改造必不可少的井下工具，其性能直接关系到分段压裂改造工艺施工的成败[3-5]。国外Baker Hughes、Weatherford和Halliburton等公司均开发了配套的裸眼封隔器，并进行了推广和应用[6-7]。由于裸眼压裂对封隔器的封压能力和对不规则井眼的适应能力要求较高[8]，国内对裸眼封隔器的研究多停留在结构设计和试验研究阶段，多家已完成压裂滑套工具研发的单位和厂家仍需进口国外裸眼封隔器来进行现场施工和配套。由于裸眼封隔器工具整体结构较长，在管串下入过程中易出现胶筒划伤、工具下入困难等问题，影响工具的有效封压。

1 技术分析状

1.1 结构

裸眼封隔器由本体、锁紧机构、液缸、防突机构、组合胶筒等组成，如图1所示。为了提高裸眼封隔器的适应性及通过性，将锁紧机构与液缸设计为一体，大幅缩小了封隔器的长度；采用组合胶筒密封机构配合组合式防突机构，提高了其对井眼的适用范围，同时增强了密封的可靠性。

图1 ø114型裸眼封隔器

1.2 工作原理

通过液压驱动封隔器坐封，液体通过传压孔流入液缸，当压力升至20 MPa左右时，推动液缸下行，剪断坐封剪钉，同时压缩组合胶筒，使其发生径向膨胀，贴紧裸眼井壁，从而封堵封隔器与裸眼井壁之间环空。液缸下行后，锁紧机构使其不能回退，从而保证了裸眼封隔器的密封效果和封隔长久性。

密封单元采用防突机构+组合胶筒形式，防突机构可膨胀，对胶筒起到防止肩部突出的保护；组合胶筒优选了耐高温高压、防腐蚀的橡胶材料，可适用大间隙环空封隔工况。

1.3 主要技术参数

总长 600 mm

最大外径 142.7 mm

通径 101.6mm

工作温度 -20～150 ℃

坐封压力 20～25 MPa

环空密封能力 70 MPa

适应井径 149.2～165.1 mm

1.4 技术特征

1) 端面防突机构。通过优化防突机构与胶筒的配合角度及各项参数，配合胶筒隔环特殊设计，优选具有良好延展性并具备一定强度的防突材料，在下入和循环过程中实现对胶筒的有效保护，提高耐腐蚀能力、防冲蚀能力及封压能力。

2) 双面卡簧锁紧机构。通过优化卡簧锁紧机构的配合间隙及牙型，采购专用刀具，优化加工参数等，设计了高性能双面卡簧锁紧机构。通过多次试验，在70 MPa压差下，回弹距离小于2 mm，有效地保证了密封单元的压缩状态，实现封隔器的同步锁紧，不回弹。

2 室内试验

2.1 防突机构性能试验

为了评价防突机构的性能，试制了2套样机，分别为带有防突机构的封隔器和不带防突机构的封隔器，在内径为159.4 mm套管内进行密封试验。

图2为不带防突机构压力曲线及取出后的胶筒，封隔器在25 MPa坐封，封隔压差最高63 MPa，取出后副胶筒发生损坏；图3为带防突机构压力曲线及取出后的胶筒，封隔器在25 MPa坐封，封隔压差最高70 MPa，取出胶筒完好。表明防突机构能有效地防止胶筒两侧胶料从肩部滑移突出而造成的胶筒密封失效，对保持胶筒高压密封，特别是长时间的密封能力具有很好的效果。

图2 未带防突机构压力曲线及试验后胶筒

图3 带防突机构压力曲线及试验后胶筒

2.2 整机高温高压性能试验征

加压至18～23 MPa，顺利坐封；分别正向、反向加压至35、50 、60、70 MPa，各稳压10 min，压降小于0.1 MPa，如图5。试验结束后，取出封隔器，测量刚体外径，无变形。观察外观，膨胀均匀，无破损。

按照同样的方法，将封隔器分别放置在内径为152.0、159.4、165.1、170.0和172.0 mm的试验套管内进行试验，试验温度150 ℃时，封隔器最大封压能力曲线如图6所示。可以看出，封隔器在内径152.0、159.4、165.1、170.0 mm试验套管内，封压均可达70 MPa；当套管内径为172 mm时，封隔压力达不到70 MPa。由试验结果可见，所研制的封隔器适用于井深4 000 m以下、地层破裂压力小于70 MPa、温度低于150 ℃、裸眼井径小于170 mm的深井。

图4 整机试验方案

图5 室内加压试验

图6 不同试验套管内径下封隔器最大封压曲线

3 现场应用

ø114型裸眼分段压裂套管外封隔器分别在华北分公司红河油田HH37P57井、HH36P107井等进行了6井次共计51段的现场应用，均成功实现了水平井分段压裂施工的层间封隔，如表1。

表1 裸眼封隔器现场应用情况统计

3.1 井况

本文以HH37P57井为例，介绍施工情况。HH37P57井是鄂尔多斯盆地天环坳陷南端的一口水平井，位于红河油田红河37井区内，完钻井深2 458 m，垂深1 724.07 m，水平段长600.7 m，水平段方位345°，裸眼段为ø152.4 mm井眼。由于该井水平段较长，且井眼轨迹不理想，井径波动大，平均扩大率为4%，平均井径为ø158.5 mm，故采用多级滑套分段压裂进行8段改造，这对裸眼封隔器的通过性能及封压性能提出了很大的挑战。

HH37P57井水平段测井解释成果如图7所示。从图7中可以看出，第8压裂层段泥质含量较高，预计后期施工在该段会产生较高压力；由于该层段与顶部封隔器之间含有水层，需下入裸眼封隔器隔离水层，防止施工时压裂水层，造成水淹油层。

图7 HH37P57井水平段测井解释成果

3.2 压裂情况

HH37P57井施工前期，通井及多级滑套和裸眼封隔器等工具管串下入正常。压裂时，前7段压裂施工均很顺利，最高施工压力为30 MPa左右，且所有滑套均按设计压力值打开；到第8段压裂时，投入憋压球后压力升至46.5 MPa，如图8压裂压力曲线可知，投球式滑套顺利打开，但施工泵压并没有明显下降，没有出现地层破裂显示，继续加压，施工压力最大达到64 MPa，且无明显压降及窜层现象，最终决定放弃对该层进行压裂作业。在施工过程中，连续两次较高的施工压力有力地证明了裸眼封隔器良好的封隔性能。

图8 HH37P57井施工曲线

从图8可看出，压力曲线正常，无窜层等情况出现。

ø114型裸眼分段压裂套管外封隔器在HH37P51和HH37P57等井的成功应用，验证了压缩式裸眼封隔器良好的通过性、不同井眼的适用性及可靠性，达到预期目标。

3.3 现场应用

ø114型裸眼分段压裂套管外封隔器先后在华北分公司大牛地气田DPH-93和DPS-63等井及东胜气田J66P16H等井进行了共计24井次203段的现场应用，累计应用封隔器436套，最长水平段1 200 m，分12段压裂改造，加砂量500 m3；在压裂作业中最大施工压力达到72.5 MPa，层段成功率100 %；压裂期间均无泄露及窜层现象，保证了压裂施工的顺利进行，验证了裸眼封隔器的坐封、耐压、耐温、通过性等综合性能，安全可靠，施工工艺合理，满足现场应用要求。

4 结论

1) 研发的裸眼封隔器结构设计合理，经过地面试验证明封压能力和对井眼的适应性满足现场要求。

2) 通过长水平段、井眼缩径段井径、大狗腿度井径段等复杂井况现场应用表明，压缩式裸眼封隔器在复杂水平井条件下具有良好的通过性与适应性，满足复杂井况的需求。

3) 通过在不同井眼扩大率、不规则井眼及较大椭圆度井眼进行层段封隔应用，验证了压缩式裸眼封隔器在不同井径条件下具有良好的封隔性能。

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