(长城钻探工程技术研究院，辽宁 盘锦 124010)

苏里格气田是典型的低压、低渗、低丰度的三低气藏，开采难度大，常采用水平井技术结合裸眼分段压裂技术进行开发，能有效提高气产量和采收率。实践表明，裸眼水平井分段压裂技术是苏里格气田开发的重要增产措施[1-5]。长城钻探工程技术研究院研发了适用于ø152.4 mm井眼的裸眼水平井分段压裂工具，并在苏里格气田进行了现场应用。裸眼压裂封隔器作为裸眼水平井分段压裂技术中的核心工具，其性能对压裂施工有重要影响，因此对裸眼压裂封隔器进行重点研究，使其工作性能够满足苏里格地层及现场的压裂施工条件。

1 封隔器结构

裸眼压裂封隔器主要由中心管、坐封机构、止退机构、限位机构、胶筒及防突机构等组成，其中坐封机构主要由液缸和活塞等组成；止退机构由止退环和中心管组成；限位机构由限位环及液缸组成；防突机构由胶筒护肩、锥套、铜皮组成，如图1所示。

1—中心管；2—液缸；3—活塞；4—导向套；5—限位环；6—剪切销钉；7—止退环；8—胶筒压套；9—胶筒护肩；10—锥套；11—胶筒；12—铜皮；13—胶筒座；14—定位环。

2 工作原理

裸眼压裂封隔器需配合固定球座、投球滑套、压差滑套和坐封球等裸眼水平井分段压裂工具使用。根据水平段地质分段情况，将封隔器下到指定位置后，投入坐封球，坐封球落入固定球座后，憋压至19 MPa，剪断剪钉，推动活塞向下移动，通过导向套作用于止退环及胶筒压套。止退环沿中心管向下移动并通过螺纹与中心管单方向锁紧，防止由于止退环向上退回,造成膨胀胶筒回缩。胶筒及护肩受到胶筒压套的轴向挤压，胶筒压缩并膨胀，由于锥套的斜面作用，护肩产生径向扩张，最后胶筒及护肩贴紧裸眼井壁，完成裸眼环空的封隔，实现层间的隔离。当活塞行至与限位环端面接触时，活塞无法继续移动，胶筒压缩动作完成，防止过高的施工压力造成胶筒过度压缩，降低环空密封的性能[6-8]。

3 主要技术参数

封隔器总长 1 180 mm

最大外径 ø145 mm

通径 ø76 mm

胶筒外径 ø143 mm

长度 110 mm

坐封压力 19～21 MPa

耐压 70 MPa

环空密封压力 70 MPa

工作温度 0～120 ℃

适用井径 152.4～160 mm

4 性能特点

1) 采用耐高温、硬度为80 HA±5 HA的胶筒，在120 ℃的工作温度下，可在内径为ø160 mm井径实现环空密封压力70 MPa[9-10]。胶筒所需的坐封力小，采用单液缸、单活塞就可以完成功能动作，结构简单。

2) 设计了胶筒防突机构，压缩胶筒时，护肩和胶筒同时产生径向扩张，并贴紧裸眼井壁，护肩对胶筒可以起到很好的支撑作用，同时张开的铜皮可以防止胶筒从护肩的缝隙中突出，保护胶筒表面，从而极大地提高了胶筒的双向承压能力。

3) 止退环与中心管通过螺纹单方向锁紧，可以防止膨胀的胶筒回缩，提高了密封的可靠性；限位机构可以限制活塞行程，防止过高的内管柱压力对胶筒产生过度压缩，影响胶筒环空的密封性能。

4) 封隔器采用了高温密封圈，并在其两侧安装了聚四氟乙烯材料的密封挡圈，可以起到支撑和保护密封圈的作用，提高了封隔器的耐压能力，在120 ℃工作温度下，耐压值可达到70 MPa。

5 室内试验

为了验证裸眼压裂封隔器的环空密封性能，在室内进行了胶筒的高温高压密封试验。试验装置如图2所示。将封隔器装入内径为ø160 mm的套管内，用高压管线将试压泵和试验装置连接起来，向封隔器内及套管内注满试验介质。设定试验温度为120 ℃，加热2 h确保胶筒达到设定温度，通过向封隔器内加压19～21 MPa，稳压10～15 min，保证胶筒膨胀到位。然后分别从封隔器与套管间的上、下环空加压至70 MPa，稳压2 h，进行上、下压差试验，验证封隔器的环空密封性能。

图2 环空密封试验装置

封隔器环空密封试验曲线如图3所示，在内径ø160 mm的试验套管内，向封隔器内部加压19～21 MPa完成坐封后，双向密封压力均达到了70 MPa。试验后的封隔器如图4所示，本体结构无变形，胶筒及护肩膨胀均匀，胶筒表面完好，无损坏。测量护肩最大外径为ø160 mm，胶筒最大外径为ø169 mm，活塞行程82 mm。由试验结果可知，封隔器在内径为ø160 mm的套管内，介质温度≤120 ℃的条件下，坐封压力19～21 MPa，双向密封压力能够达到70 MPa，满足封隔器的设计要求。

图3 环空密封试验曲线

图4 试验后封隔器

6 现场应用

裸眼水平井分段压裂工具在苏里格气田进行了现场应用，完井管柱顺利下入，坐封及丢手正常，环空试压合格，压裂施工正常进行，成功实现了4 811 m井深，1 200 m水平段分段的层间封隔，表明压裂工具能够满足苏里格气田地质及现场的施工条件。

6.1 井况

S53-XX-XX井完钻井深为4 811 m，垂深为3 310.75 m，井斜90.31°，入靶点斜深3 611 m，垂深3 314.55 m，井斜88.59°，裸眼水平段长1 200 m。根据该井实钻、电测解释结果及水平井压裂工艺要求，对该井分8段压裂。坐封井段数据如表1所示。

表1 坐封井段

如图5所示为该井的完井工艺管柱，采用钻杆下入完井工艺管柱后，在井口通过投球完成坐封、坐挂及丢手工序。压裂前下入回插管柱，利用裸眼压裂封隔器配合投球滑套，从井口依次投入对应尺寸坐封球，打开投球滑套，对水平段各层进行压裂。

图5 完井工艺管柱

6.2 压裂施工情况

在S53-XX-XX井眼准备期间，刮管及通井施工均正常，完井管柱顺利下入。压裂施工时，各段压裂施工均顺利进行，地层破裂压力均在60～70 MPa，滑套均按照设计压力开启，封隔器对地层封隔效果良好。在压裂第3段地层时，施工压力最大达到70 MPa，压裂曲线没有出现异常，该层压裂顺利完成，证明了该裸眼压裂封隔器的环空密封性能可以满足苏里格气田地质及压裂施工条件。

7 结论

1) 室内试验表明，裸眼压裂封隔器结构设计合理，选用胶筒硬度合适，设计的胶筒防突机构能够很好地支撑及保护胶筒，止退机构可以防止膨胀胶筒回缩，限位机构可以防止过高的施工压力造成胶筒过度压缩，封隔器能在井径不大于ø160 mm、介质温度不高于120 ℃的条件下，实现双向密封压力70 MPa，环空密封性能可靠。

2) 裸眼水平井分段压裂工具在苏里格气田的成功应用表明，裸眼压裂封隔器能够满足该地区高温高压的地质及压裂施工条件，而且工具尺寸设计合理，具有良好的通过性能，为苏里格气田的开发提供了技术保障，并形成了一套适用于苏里格气田的裸眼水平井分段压裂完井管柱下入工艺流程。