自封壓縮式封隔器的研制與應(yīng)用

馬金良， 潘娟芳， 王 林， 張 武， 李 楠， 祝道平

(1.中國石油渤海鉆探工程有限公司井下技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300283；2.天津市禾厘油氣技術(shù)有限公司，天津 300450；3.中國石油南方石油勘探開發(fā)有限責(zé)任公司，廣東廣州 510240)

自封壓縮式封隔器的研制與應(yīng)用

馬金良1， 潘娟芳2， 王 林1， 張 武1， 李 楠1， 祝道平3

(1.中國石油渤海鉆探工程有限公司井下技術(shù)服務(wù)分公司，天津 300283；2.天津市禾厘油氣技術(shù)有限公司，天津 300450；3.中國石油南方石油勘探開發(fā)有限責(zé)任公司，廣東廣州 510240)

為了使封隔器既能在大井斜處及井眼軌跡方位角變化較大的地方順利坐封、保護套管壓裂，又能進行水力噴射泵正常排液，基于膠筒接觸密封理論，結(jié)合剛性部件機械強度校核方法，設(shè)計了自封壓縮式封隔器。首先對膠筒與套管壁的接觸應(yīng)力進行了理論計算，然后在170 ℃條件下對該封隔器的耐壓差性能進行了室內(nèi)模擬試驗，最后在施工現(xiàn)場進行了坐封、壓裂、水力噴射泵排液試驗。理論計算得出，膠筒的最低坐封壓力應(yīng)大于4.36 MPa；封隔器坐封后，膠筒與套管壁的接觸應(yīng)力隨工作壓差的增大呈線性增大趨勢。室內(nèi)試驗顯示，10.00 MPa坐封壓力下，膠筒能夠承受35.00 MPa反向壓差；170 ℃條件下，封隔器能夠承受70.00 MPa正向壓差和50.00 MPa反向壓差?，F(xiàn)場試驗表明,該封隔器能夠在井斜角達72.4°的地方順利坐封、壓裂、排液和解封。研究表明，自封壓縮式封隔器可解決常規(guī)封隔器難以實現(xiàn)的“既在大井斜處及井眼軌跡方位角變化較大地方順利坐封、保護套管壓裂，又能進行水力噴射泵排液”的問題，且應(yīng)用效果良好，值得推廣應(yīng)用。

壓縮式封隔器 低滲透儲集層 壓裂 排液 密封性能 壓差

對低滲透儲層進行壓裂改造時，多選用壓裂與水力噴射泵排液聯(lián)作工藝[1-2]?，F(xiàn)場實踐表明，常用的P-T、RTTS封隔器在井斜角大于45°或井眼軌跡方位角變化大的井眼中因井眼摩阻大、扭矩傳遞不到位，經(jīng)常坐封失敗。Y531封隔器能在各種井斜處順利坐封，但無卡瓦支撐，不能用于水力噴射泵排液。經(jīng)調(diào)研，目前國內(nèi)外還沒有封隔器既能在大井斜處及井眼軌跡方位角變化較大的地方順利坐封、保護套管壓裂，又能進行水力噴射泵排液作業(yè)，排液后還能順利起出。為此，筆者針對Y531封隔器能在各種井斜處順利坐封但不能用于水力噴射泵排液的特點，在現(xiàn)有結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上，研究增加了卡瓦支撐機構(gòu)和鎖緊結(jié)構(gòu)，設(shè)計了排液時的增壓機構(gòu)及皮碗護肩機構(gòu)，形成了自封壓縮式封隔器，并進行了室內(nèi)試驗和現(xiàn)場試驗，驗證了其性能。

1 自封壓縮式封隔器的設(shè)計

1.1 設(shè)計思路

自封壓縮式封隔器依然以膠筒與套管壁的接觸密封為主要密封手段，同時輔以自封皮碗與套管壁的接觸密封。自封皮碗作為啟動坐封部件和輔助密封部件，需進一步優(yōu)化結(jié)構(gòu)，以增強其抗壓能力。另外，為使封隔器坐封后能夠由卡瓦支撐并鎖定坐封狀態(tài)，在自封皮碗與膠筒之間設(shè)計了卡瓦支撐機構(gòu)和鎖緊機構(gòu)；為利用排液時的油套壓差進一步增強膠筒的密封性，在上接頭和卡瓦錐體之間設(shè)計了排液增壓結(jié)構(gòu)。具體部件的設(shè)計思路為：

1) 支撐機構(gòu)和鎖緊機構(gòu)。用單向卡瓦作為主要支撐機構(gòu)，通過軌道與錐體和皮碗鋼骨架連接，可防止卡瓦意外掉落。用設(shè)置于錐體內(nèi)的鎖環(huán)與中心管外側(cè)的棘齒配合，實現(xiàn)坐封狀態(tài)的鎖定功能。

2) 排液增壓機構(gòu)。在封隔器中心管與膠筒之間增加一層外套管。水力噴射泵排液時，壓差經(jīng)過防砂過液孔和外套管與中心管環(huán)空最終作用在液壓缸內(nèi)，對膠筒進行增壓，輔助密封封隔器。

3) 自封皮碗。在Y531封隔器自封皮碗外部設(shè)計了鋼護肩，并與皮碗硫化成一體。皮碗受正向壓力時，鋼護肩支撐到套管壁上，可增強皮碗抗正向壓差的能力。

1.2 工作原理

自封壓縮式封隔器下至預(yù)定深度后，投球至坐封球座上，向油管內(nèi)泵入液體升壓，皮碗壓縮套受力下行，釋放自封皮碗，皮碗與套管內(nèi)壁過盈配合形成初密封。繼續(xù)升壓打掉球和球座，油管內(nèi)壓力作用到自封皮碗下部，推動皮碗、卡瓦座、卡瓦、錐體和液壓缸一起向上運動，壓縮膠筒，形成膠筒密封；繼續(xù)升壓，剪斷坐卡剪釘，撐開卡瓦，鎖環(huán)鎖定坐封狀態(tài)。坐封后自封壓縮式封隔器的狀態(tài)如圖1所示。

解封該封隔器時，上提管柱，中心管帶動鎖環(huán)、坐卡支撐管一起向上運動，拉斷解封剪釘，坐卡支撐管與卡瓦座脫離。繼續(xù)上提管柱，液壓缸和錐體同時向上運動，卡瓦沿軌道回縮，完成解封動作。

自封壓縮式封隔器完全解封后，可在快速下放管柱過程中，利用皮碗與井內(nèi)液體之間的阻力作用推動卡瓦沿錐體上行與套管錨定支撐管柱，釋放管柱懸重壓縮膠筒,然后可進行二次坐封。

1.3 主要技術(shù)參數(shù)

適用于φ139.7 mm套管的自封壓縮式封隔器總長度為1 333 mm，鋼體最大外徑為114.0 mm，中心管內(nèi)通徑為50.0 mm，額定工作正壓差為70 MPa、反壓差為50 MPa，額定工作溫度170 ℃，適用井斜角0°～90°，解封載荷40 kN，兩端為油管螺紋。

自封壓縮式封隔器以壓縮膠筒密封作為主要密封手段，自封皮碗密封作為輔助密封手段，而且還設(shè)計了排液增壓機構(gòu)。其封隔環(huán)形空間的作用原理雖然仍屬于接觸密封，但密封壓差所需最低坐封壓力的計算方法與常規(guī)方法略有不同，因此有必要探討密封性與壓差的關(guān)系。

2 密封性與壓差的關(guān)系

自封皮碗與套管壁過盈配合產(chǎn)生自密封，皮碗越厚，過盈量越大，橡膠抗剪彈性模量越大，密封效果越好。膠筒承壓能力取決于膠筒與套管之間的總接觸應(yīng)力，該應(yīng)力大于工作壓差時才能達到和保持密封。總接觸應(yīng)力可表示為：

pk=pkc+pkn

(1)

式中：pk為膠筒與套管壁之間的總接觸應(yīng)力，MPa；pkc為軸向預(yù)壓形成的初封接觸應(yīng)力，MPa；pkn為壓差形成的接觸應(yīng)力，MPa。

設(shè)計的自封壓縮式封隔器采用無防突結(jié)構(gòu)膠筒，坐封階段軸向預(yù)壓產(chǎn)生的接觸應(yīng)力為[3]：

(2)

(3)

(4)

式中：pkc1為坐封階段軸向預(yù)壓形成的初封接觸應(yīng)力，MPa；μ為膠筒的泊松系數(shù)；A1為膠筒變形后的橫截面積，mm2；A2為自封皮碗受壓力的橫截面積，mm2；p0為坐封壓力，MPa；G為膠筒的抗剪彈性模量，MPa；Roσ為套管內(nèi)半徑，mm；rm為套管外半徑，mm；Ro為膠筒內(nèi)半徑，mm；R1為膠筒外半徑，mm；R2為自封皮碗最小內(nèi)半徑，mm。

壓差產(chǎn)生的接觸應(yīng)力可表示為[3]：

(5)

式中：Δp為膠筒上下壓差，MPa。

壓裂施工時，膠筒與套管壁的總接觸應(yīng)力可表示為：

(6)

式中：pk1為壓裂時膠筒與套管壁的總接觸應(yīng)力，MPa。

若需要該封隔器承受反向壓差，則膠筒必須達到初封條件，即pkc1>0。令pkc1=0，則由式(2)變形可得最低坐封壓力的求解公式為：

(7)

式中：p01為最低坐封壓力，MPa。

承受反向壓差時，軸向壓縮產(chǎn)生的接觸應(yīng)力可表示為：

(8)

(9)

式中：pkc2為膠筒承受反向壓差時軸向壓縮產(chǎn)生的接觸應(yīng)力，MPa；A3為液壓缸的內(nèi)橫截面積，mm2；R3為液壓缸內(nèi)半徑，mm；p02為坐封壓力，MPa。

將式(8)、式(5)代入式(1)，可得膠筒承受反向壓差時與套管壁的總接觸應(yīng)力：

(10)

將φ114.3 mm自封壓縮式封隔器應(yīng)用于內(nèi)徑124.3 mm的套管中時，膠筒和套管的最大接觸應(yīng)力與正向壓差、反向壓差的關(guān)系分別如圖2、圖3所示(坐封壓力為10.00 MPa)。

由圖2、圖3可知，膠筒與套管壁的接觸應(yīng)力都隨壓差的增大線性增大。說明壓差越大，膠筒的密封性越好。

從圖2還可以看到：最低坐封壓力應(yīng)大于4.36 MPa；正向壓差為10.00 MPa時接觸應(yīng)力為10.76 MPa，接觸應(yīng)力比正向壓差大0.76 MPa；正向壓差為15.00 MPa時接觸應(yīng)力為20.29 MPa，接觸應(yīng)力比正向壓差大5.29 MPa。因此，膠筒承受反向壓差時，建議坐封壓力不小于10.00 MPa。由圖3可知：10.00 MPa坐封壓力下，反向壓差為0時接觸應(yīng)力為1.76 MPa，與圖2的結(jié)果不同，是因曲線回歸時的誤差所致；反向壓差為35.00 MPa時接觸應(yīng)力為58.35 MPa，表明利用反向壓差增強膠筒密封性的效果顯著。

上述計算表明，研制的自封壓縮式封隔器理論上滿足“在大井斜處及井眼軌跡方位角變化較大的地方順利坐封、保護套管壓裂，又能進行水力噴射泵排液”的要求，但實際能否滿足上述要求，還需要進行室內(nèi)和現(xiàn)場試驗。

3 室內(nèi)試驗與現(xiàn)場試驗

3.1 室內(nèi)耐壓差試驗

按圖4所示流程(工作筒內(nèi)徑124.3 mm)進行了自封壓縮式封隔器(φ113.0 mm膠筒)室內(nèi)耐壓差試驗。升溫至170 ℃后，正向加壓10.00 MPa坐封封隔器。驗證坐封后解封封隔器，并提出工作筒。膠筒除端部有輕微破損外基本恢復(fù)原狀，鋼體部分無變形和損壞，耐壓差試驗結(jié)果見表1。

表1 自封壓縮式封隔器室內(nèi)耐壓差試驗結(jié)果

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

由表1可知，所選橡膠件的性能達到了耐溫、耐壓差要求，可在高溫高壓狀態(tài)下長時間穩(wěn)定工作。

3.2 現(xiàn)場試驗

截至2015年5月，自封壓縮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口井的壓裂和水力噴射泵排液作業(yè)中試驗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°，壓裂時的泵注排量5.0～6.0 m3/min，壓裂時油套壓差40～60 MPa，水力泵排液時該封隔器承受的反向最大壓差為20.00 MPa。試驗的6口井中，BSH68井的封隔器坐封深度最大，為4 610.20 m(井溫156.3 ℃，井斜角26.24°)，壓裂時封隔器承受的最高正向壓差60.00 MPa(壓裂施工曲線如圖5所示)，封隔器在井下連續(xù)工作39 d，起出時封隔器膠筒仍然具有彈性；ZH8ES-L8井的封隔器坐封位置的井斜角最大，為72.4°(對應(yīng)井深2 328.18 m)，該井施工管柱如圖6所示，排液曲線如圖7所示。

在這6口井的作業(yè)過程中，封隔器坐封、密封、解封一次成功率達到100%，經(jīng)受住了高溫、高壓差和大斜度井段進行水力泵排液的考驗。

4 結(jié)論及建議

1) 自封壓縮式封隔器將自封皮碗密封和壓縮膠筒密封結(jié)合到一起，同時增設(shè)卡瓦支撐和鎖緊機構(gòu)，有效解決了機械坐封封隔器不能用于大井斜井段的問題和Y531封隔器不能用于水力泵排液的問題。

2) 現(xiàn)場試驗表明，自封壓縮式封隔器既能在156.3 ℃井溫環(huán)境和72.4°井斜角條件下順利坐封、密封、解封，又能進行水力噴射泵排液作業(yè)，性能指標達到了設(shè)計要求。

3) 封隔器的現(xiàn)場試驗過程也是發(fā)現(xiàn)其結(jié)構(gòu)和部件尺寸設(shè)計不足的過程。因此，建議加大對該封隔器的現(xiàn)場試驗力度，考察、總結(jié)其優(yōu)勢與不足，以進一步改進結(jié)構(gòu)、提高性能。

[1] 朱鐵，薛清祥，李武平，等.水力泵排液壓裂聯(lián)作技術(shù)在長慶油田低壓、低滲油藏的應(yīng)用[J].油氣井測試，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.

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[編輯 令文學(xué)]

斯倫貝謝FracCON壓裂液

斯倫貝謝公司研發(fā)的FracCON壓裂液由滲透劑、瓜膠聚合物、陽離子聚合物與鹽水復(fù)配而成。陽離子聚合物吸附在巖石表面，可以降低巖石對水的滲透率，而對原油的滲透率基本沒有影響。在原油生產(chǎn)過程中，聚合物中的陽離子基團可減少聚合物從巖石表面的脫附，有效延長壓裂的作用時間。滲透劑可有效控制地層出水，瓜膠與陽離子聚合物的混合可保證壓裂液進入裂縫。FracCON壓裂液具有低黏度和聚合物尺寸小的特點，因此可應(yīng)用于滲透率僅為10 mD的儲層壓裂改造。

墨西哥南部儲層已開發(fā)60多年，連續(xù)生產(chǎn)造成儲層產(chǎn)水增加、油藏壓力降低，需要進行水力壓裂作業(yè)。該地區(qū)幾個適合壓裂的含砂巖區(qū)塊的平均含水率為14%，某井采用FracCON壓裂液進行壓裂改造后，與應(yīng)用常規(guī)壓裂液的鄰井相比，壓裂后原油產(chǎn)量增加230%，產(chǎn)出液含水率保持在23%，其投資回收時間僅為13.8 d。

[供稿 董曉強]

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。

馬金良(1978—)，男，天津人，2002年畢業(yè)于江漢石油學(xué)院石油工程專業(yè)，高級工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的技術(shù)服務(wù)和相關(guān)研究工作。

?鉆采機械?

10.11911/syztjs.201506022

TE931+.2

A

1001-0890(2015)06-0120-05

聯(lián)系方式：15302132113，mjl2000_ren@163.com。