劉 陽， 秦金立

(中國石化石油工程技術研究院，北京100101)

無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器的研制與現(xiàn)場試驗

劉 陽， 秦金立

(中國石化石油工程技術研究院，北京100101)

為解決常規(guī)鋼絲簾線或重疊鋼片式擴張封隔器脹封承壓后殘余變形大、易卡管柱的問題，通過設計無骨架內(nèi)襯擴張式膠筒，研制了無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器。該封隔器采用兩端嵌套彈簧的方式來提高膠筒多次坐封的可靠性，在工作壓差2.5～5.0 MPa下，膠筒可以充分脹封并可靠密封。室內(nèi)試驗表明，無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器在150 ℃下可以反復坐封/解封50次，雙向承壓85 MPa，解封后膠筒殘余變形率小于1.5%。該封隔器在延長油田2口老井重復復壓裂施工中進行了試驗，其坐封顯示明顯，且在井內(nèi)工作50 h多后，順利解封，封隔器膠筒完好，外徑僅由108 mm擴大至109 mm。研究結果表明，無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器封隔能力強，能重復坐封、解封，比常規(guī)擴張封隔器膠筒殘余變形小，更易于解封起出管柱。

封隔器；封隔器膠筒；壓裂；封隔器坐封；定48015-2井

選用雙封單卡拖動壓裂管柱進行分段壓裂時，雙封單卡拖動壓裂管柱中的雙封隔器一般選用兩組液壓擴張式封隔器(K341/344型封隔器)或機械封隔器(Y211型封隔器)+液壓擴張式封隔器(K341/344型封隔器)[1]?，F(xiàn)場實踐表明，雖然K341/344型封隔器采用重疊鋼片或者鋼絲簾線等骨架內(nèi)襯結構來彌補純橡膠膠筒承壓能力低的問題，在一定程度改善了擴張膠筒在承壓過程中的受力情況，但骨架內(nèi)襯封隔器在坐封后承壓時，骨架內(nèi)襯會在壓力作用下向背壓端呈喇叭口翻卷，導致骨架內(nèi)襯封隔器重復坐封可靠性低，失封率高[2-3]。目前對鋼絲骨架和重疊鋼帶封隔器的研究較多，但主要集中在膠筒材料、硫化工藝和骨架受力等方面[4-6]，對擴張式封隔器膠筒的研究很少，并鮮有研究骨架內(nèi)襯造成的殘余變形問題的報道。筆者針對低滲透儲層拖動壓裂的需求，研制了無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器。該封隔器采用兩端嵌套彈簧的方式來提高多次坐封的可靠性，降低殘余變形和井下作業(yè)過程中由于工具問題造成的卡管柱的風險。室內(nèi)和現(xiàn)場試驗表明，無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器封隔能力強，可重復坐封、解封，解決了常規(guī)擴張式封隔器膠筒變形大和易卡管柱的問題。

1 結構特點與工作原理

1.1結構特點

為解決有骨架擴張膠筒承壓狀態(tài)下骨架變形的問題，無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器膠筒內(nèi)部不設置任何骨架，僅在兩端嵌入彈簧(見圖1)，保護橡膠在壓力作用下不被擠出，并保證解封后順利回縮。彈簧采用多層嵌套的方式，以減小脹開后的間隙，增強其對脹開膠筒端部的支撐力，提高封隔器整體的承壓能力。本體與膠筒內(nèi)腔的進液通道采用割縫，既可有效濾砂，又可提供更長的進液通道，防止濾餅堆積堵塞。

圖1 無內(nèi)襯擴張式封隔器結構示意Fig.1 Structure of the non-lining inflatable packer1.上接頭；2.固定護體；3.彈簧；4.進液孔；5.膠筒；6.彈簧；7.浮動護體;8.下接頭

無內(nèi)襯擴張式封隔器通過兩端的保護彈簧來提高其密封能力，摒棄了常規(guī)的內(nèi)部鋼骨架，適于密封套管內(nèi)的大環(huán)空間隙，啟動壓力和解封殘余變形量明顯降低，可以替代雙封單卡拖動壓裂管柱中的K344/341型封隔器。

1.2工作原理

無內(nèi)襯擴張式封隔器的密封原理與有骨架擴張式封隔器相同，都是通過膠筒內(nèi)部充液，使其膨脹，膨脹的膠筒與井壁產(chǎn)生足夠的接觸壓力實現(xiàn)環(huán)空密封[7]。壓裂管柱下至設計井深后，通過管內(nèi)泵液進行壓裂施工，封隔器在滑套孔眼節(jié)流作用下脹封。脹封過程中，膠筒中部較薄處先變形膨脹，在內(nèi)壓升高過程中，兩端較厚部分與硫化在一起的保護彈簧變形撐開，彈簧受到端部鋼件的限制，使橡膠不在壓力作用下向兩端流動，起到支撐和保護作用，當環(huán)空壓差小于管內(nèi)壓力時，封隔器即可保持坐封狀態(tài)并提供可靠密封。施工結束后，停泵卸掉管內(nèi)壓力，膠筒與彈簧結構相應收縮，封隔器即可解封，此時可拖動管柱到下一目的層段進行壓裂施工。由于膠筒內(nèi)部無骨架內(nèi)襯結構，殘余變形較小，因此不必預留過長的膠筒恢復時間。

2 設計要點

2.1密封性與工作壓差的關系

膨張的膠筒通過與套管壁接觸形成密封，膠筒的承壓能力取決于膠筒與套管之間的接觸壓力，該壓力大于工作壓差時，才能實現(xiàn)和保持密封，膠筒內(nèi)壓越高，密封效果越好。分析膠筒承壓時，考慮膠筒為對稱式結構，故按自封式膠筒接觸面的壓力計算無內(nèi)襯膠筒的接觸壓力[8-9]：

(1)

一般情況下,

pk=(0.995～0.985)pn

(2)

封隔器實現(xiàn)密封承壓的條件為：

pk>Δp

(3)

由于壓裂管柱中有起節(jié)流作用的加砂器，流體通過加砂器孔眼時產(chǎn)生的壓降為：

(4)

式中：Δp為環(huán)空壓差，MPa;Δpn為流體通過加砂器孔眼產(chǎn)生的壓降，MPa；Cd為流量系數(shù)；de為加砂器孔眼等效直徑，mm；Q為排量，m3/min；ρ為液體密度，kg/m3。

根據(jù)JSQ-114型加砂器孔眼直徑，在正常施工排量(1.5～3.0m3/min)下，Δpn=2.5～5.0MPa，在地層未壓開的情況下，環(huán)空壓差為：

Δp=pn-Δpn

(5)

利用以上公式可以計算出，當pn小于166MPa時，膠筒可以提供有效密封，完全滿足現(xiàn)場應用條件。這就意味著，在壓裂施工過程中，只要膠筒端部充分擴張，并保持自身完整性，即端部不發(fā)生撕裂破壞，管內(nèi)液體通過加砂器孔眼產(chǎn)生的壓降就足以維持封隔器的坐封狀態(tài)，并提供可靠密封。

2.2密封性與膠筒長度的關系

膠筒與套管接觸形成密封，密封段的長度直接影響封隔器的啟動壓力和密封性能：膠筒過短，啟動壓力會增大；膠筒過長，雖然可提高密封段長度，但也增大了膠筒破損的風險。合理的膠筒長度是保證封隔器密封性能的必要條件，因此，利用有限元軟件分析了膠筒長度與封隔器密封性的關系。

建立封隔器膠筒的軸對稱模型，將上下護體、接頭和中心管材料定義為鋼，膠筒材料視為超彈性不可壓縮材料。采用可以在150℃油、水、酸及混合液體環(huán)境下能長期使用的氫化丁腈橡膠作為膠筒材料，依據(jù)80℃下氫化丁腈橡膠的試驗數(shù)據(jù)，擬合膠筒材料的Yeoh三次冪本構模型，材料常數(shù)C10=1.405，C20=-4.003，C30=13.721。完成建模后進行自由網(wǎng)格劃分。封隔器膠筒與固定護體和浮動護體之間采用粘結方式固定。工作時，膠筒與套管存在摩擦接觸問題，故在膠筒和套管之間建立接觸模型，摩擦系數(shù)取0.2。為了保證模型的穩(wěn)定性，對套管和上下護體施加位移約束。

模擬分析了內(nèi)壓2MPa下，膠筒長度分別為100，150，200，250，300和350mm時的接觸壓力，結果見圖2。由圖2可以看出：膠筒中段接觸壓力分布比較均勻，膠筒長度為100和350mm時，平均接觸壓力分別為2.29和2.32MPa，相差不大；兩端與彈簧和護體接觸部位的接觸壓力較高，相差也較大，平均接觸壓力分別為5.09和4.88MPa，且主要集中在與護體接觸部位;與井壁接觸部位由于有彈簧的支撐，平均接觸壓力僅有3.20MPa。

圖2 膠筒軸向接觸壓力曲線Fig.2 The axial contact pressure curve of the packer rubber

通過模擬不同內(nèi)壓和不同膠筒長度下，膠筒與護體、彈簧接觸區(qū)域的應變發(fā)現(xiàn)，不管內(nèi)壓和膠筒長度如何變化，變形最大區(qū)域均出現(xiàn)在膠筒兩端，變形最大處為彈簧和護體接觸處的587號單元(見圖3)。由于彈簧和護體接觸處是較為明顯的薄弱環(huán)節(jié)，如果變形較大，橡膠會被撕裂，導致膠筒損壞，失去密封作用。

圖3 膠筒與護體、彈簧接觸區(qū)域的平面最大主應變Fig.3 The maximum horizontal principal strain in the contact areas among packer rubber,coating and spring

為控制膠筒兩端的變形，防止膠筒損壞，模擬了不同內(nèi)壓和膠筒長度下587號單元平面主應變與內(nèi)壓的關系，結果見圖4。

圖4 膠筒內(nèi)壓與587號單元主應變的關系曲線Fig.4 Internal pressures in packer rubber and principal strain of Unit 587

由圖4可以看出：當內(nèi)壓小于28MPa時，587號單元平面主應變隨內(nèi)壓增加而迅速增大，但當內(nèi)壓超過28MPa后，增大趨勢放緩，內(nèi)壓為70MPa時，應變最大達到0.80；當內(nèi)壓為70MPa、膠筒長度為100和350mm時，587號單元平面主應變分別為0.86和0.82；在相同內(nèi)壓下，膠筒長度小于150mm時，兩端的應變較大；當膠筒長度大于200mm時，隨著膠筒長度增加，兩端應變趨于定值。考慮到膠筒較短時，下入封隔器時的安全性較高，因此，確定膠筒長度為200mm，此時587號單元的應變?yōu)?.80。

2.3主要技術參數(shù)

封隔器總長550mm，鋼體最大外徑110mm，內(nèi)通徑50mm，啟動壓力小于1.5MPa，額定承壓85MPa，額定工作溫度150℃，適用于φ139.7mm套管(壁厚10.54，9.17和7.72mm)和井斜角0°～90°的井段。

3 室內(nèi)試驗

按圖所5所示流程進行無內(nèi)襯擴張式封隔器地面性能評價試驗。試驗用封隔器內(nèi)徑50mm，外徑110mm，長度540mm；試驗用套管內(nèi)徑124mm。采用ASTM標準油進行封隔器高溫承壓測試，溫度升至150℃后，恒溫12h，通過A孔注入液體，液體由B孔流出，向封隔器內(nèi)管加壓2MPa，通過觀察B孔是否斷流判斷封隔器是否坐封，封隔器坐封后暫停從A孔注入液體。按照表1設定逐步提高坐封壓力，并分別通過A、B孔加壓驗封，重復進行了50次，試驗完成后取出封隔器，待膠筒完全收縮后測量殘余變形，直徑殘余變形率小于1.5%，鋼體部分無可見變形和損壞。無內(nèi)襯擴張式封隔器耐壓差試驗結果見表1。

圖5 無內(nèi)襯擴張式封隔器地面性能評價流程Fig.5 Process flow for performance assessment of the non-lining inflatable packer on ground

從表1可以看出：150℃條件下坐封壓力達到2MPa時，封隔器即可坐封；在不同坐封壓力下，只要環(huán)空壓力小于坐封壓力即可實現(xiàn)可靠密封，滿足高溫高壓狀態(tài)下壓裂施工要求。

表1無內(nèi)襯擴張式封隔器耐壓差試驗結果

Table1Testresultsofthepressuredifferencefornon-lininginflatablepacker

試驗溫度/℃坐封壓力/MPa驗封壓力/MPaA孔B孔密封效果1512坐封152363233A孔和B孔1h無壓降150726867A孔和B孔1h壓降均為0.3MPa151858283A孔1h壓降0.4MPa,B孔1h壓降0.5MPa

4 現(xiàn)場試驗

無內(nèi)襯擴張式封隔器在延長油田的定48015-2井和定4560A-2井進行了現(xiàn)場試驗。其中，定48015-2井的產(chǎn)層為長8段，完鉆井深2 566.00 m，壓裂前日產(chǎn)液量0.67 m3，日產(chǎn)油量0.57 m3。為改善地層滲流條件，提高產(chǎn)油量，采用拖動式雙封(無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器+壓縮式封隔器)壓裂管柱(見圖6)進行分段壓裂，無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器坐封位置分別為井深2 189.00和2 489.00 m，壓裂施工過程中，最大排量2.2 m3/min，最高施工壓力44.9 MPa，無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器坐封顯示明顯(見圖7)，解封順利，在井下連續(xù)工作50 h，壓裂結束起出壓裂管柱，觀察發(fā)現(xiàn)，無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器的膠筒完好且有較好的彈性，其外徑擴大至111 mm，直徑殘余變形率不到1.0%，達到了設計要求。

圖6 定48015-2井拖動壓裂管柱Fig.6 Dragging fracturing string for Well Ding 48015-2

定4560A-2井初次投產(chǎn)層段為長8段，長8段水淹后，對其進行封堵，射開長4段和長5段，進行壓裂投產(chǎn)。該井采用丟手封隔器+無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器壓裂管柱(見圖8)進行壓裂，施工時無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器坐封位置為井深2 346.00 m。壓裂施工過程中，最大排量2.2 m3/min，平均施工壓力22 MPa，壓裂結束起出壓裂管柱，觀察發(fā)現(xiàn)，無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器的膠筒完好，其外徑由108 mm擴大至109 mm，直徑殘余變形率不到1.0%。

圖7 定48015-2井第一段壓裂施工曲線Fig.7 Curves of first section fracturing in the Well Ding 48015-2

圖8 定4560A-2井復壓壓裂管柱Fig.8 Refracturing string for Well Ding 4560A-2

5 結 論

1) 室內(nèi)及現(xiàn)場試驗表明，無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器在井眼內(nèi)能夠順利坐封、承壓、解封，可以解決鋼絲簾線式和鋼片式擴張式封隔器重復坐封壽命低、承壓后膠筒殘余變形大、易卡管柱的問題，可為高溫高壓井拖動分段壓裂提供支持。

2) 無骨架內(nèi)襯擴張式封隔器采用彈簧作為端部保護支撐結構，可以跟隨膠筒端部同時擴張/收縮，為研制其他類似低殘余變形的封隔器膠筒提供了一種新思路。

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[編輯 劉文臣]

DevelopmentandFieldTestofNon-LiningInflatablePackers

LIUYang,QINJinli

(SinopecResearchInstituteofPetroleumEngineering,Beijing，100101,China)

In order to solve the problem of residual deformation and potential pipe sticking created by steel wire screen or steel skeleton packer after its setting with pressure-bearing,an non-lining inflatable packer was developed with springs embedded in both ends to support the rubber by designing the non-lining inflatable packer rubber to improve the re-setting reliability.The packer rubber can be fully expanded and sealed under differential pressure difference of 2.5-5.0 MPa.Indoor tests showed that the newly developed packer could be set and reset for 50 times with bi-directional pressure-bearing capacity of 85 MPa at working temperature of 150℃,and the packer rubber has residual deformation less than 1.5% after releasing.Field tests have been conducted in refracturing of old wells in the Yanchang Oilfield.The packer is very easy to set,and smoothly releases after setting in the well more than 50 hours,with OD expanded from 108 mm to 109 mm only.Research results showed that the innovative inflatable packers have outstanding sealing capacities and can be reset and released repeatedly,with less deformation of rubber than that of conventional packers,easily pulling the pipe string out of the hole.

packer;packer rubber;fracturing;packer setting;Well Ding 48015-2

TE934+.2

A

1001-0890(2017)05-0068-05

10.11911/syztjs.201705012

2016-12-11；改回日期2017-07-10。

劉陽(1985—)，男，山東淄博人，2007年畢業(yè)于河北理工大學機械制造及自動化專業(yè)，2010年獲山東大學機械制造及自動化專業(yè)碩士學位，工程師，主要從事套管、裸眼封隔器類完井工具與材料研究。E-mail：liuyang.sripe@sinopec.com。

中國石化科技攻關項目“水力射孔及噴砂聯(lián)作重復壓裂工具的研制”(編號：P15005)資助。