无骨架内衬扩张式封隔器的研制与现场试验

刘 阳， 秦金立

(中国石化石油工程技术研究院，北京100101)

无骨架内衬扩张式封隔器的研制与现场试验

刘 阳， 秦金立

(中国石化石油工程技术研究院，北京100101)

为解决常规钢丝帘线或重叠钢片式扩张封隔器胀封承压后残余变形大、易卡管柱的问题，通过设计无骨架内衬扩张式胶筒，研制了无骨架内衬扩张式封隔器。该封隔器采用两端嵌套弹簧的方式来提高胶筒多次坐封的可靠性，在工作压差2.5～5.0 MPa下，胶筒可以充分胀封并可靠密封。室内试验表明，无骨架内衬扩张式封隔器在150 ℃下可以反复坐封/解封50次，双向承压85 MPa，解封后胶筒残余变形率小于1.5%。该封隔器在延长油田2口老井重复复压裂施工中进行了试验，其坐封显示明显，且在井内工作50 h多后，顺利解封，封隔器胶筒完好，外径仅由108 mm扩大至109 mm。研究结果表明，无骨架内衬扩张式封隔器封隔能力强，能重复坐封、解封，比常规扩张封隔器胶筒残余变形小，更易于解封起出管柱。

封隔器；封隔器胶筒；压裂；封隔器坐封；定48015-2井

选用双封单卡拖动压裂管柱进行分段压裂时，双封单卡拖动压裂管柱中的双封隔器一般选用两组液压扩张式封隔器(K341/344型封隔器)或机械封隔器(Y211型封隔器)+液压扩张式封隔器(K341/344型封隔器)[1]。现场实践表明，虽然K341/344型封隔器采用重叠钢片或者钢丝帘线等骨架内衬结构来弥补纯橡胶胶筒承压能力低的问题，在一定程度改善了扩张胶筒在承压过程中的受力情况，但骨架内衬封隔器在坐封后承压时，骨架内衬会在压力作用下向背压端呈喇叭口翻卷，导致骨架内衬封隔器重复坐封可靠性低，失封率高[2-3]。目前对钢丝骨架和重叠钢带封隔器的研究较多，但主要集中在胶筒材料、硫化工艺和骨架受力等方面[4-6]，对扩张式封隔器胶筒的研究很少，并鲜有研究骨架内衬造成的残余变形问题的报道。笔者针对低渗透储层拖动压裂的需求，研制了无骨架内衬扩张式封隔器。该封隔器采用两端嵌套弹簧的方式来提高多次坐封的可靠性，降低残余变形和井下作业过程中由于工具问题造成的卡管柱的风险。室内和现场试验表明，无骨架内衬扩张式封隔器封隔能力强，可重复坐封、解封，解决了常规扩张式封隔器胶筒变形大和易卡管柱的问题。

1 结构特点与工作原理

1.1结构特点

为解决有骨架扩张胶筒承压状态下骨架变形的问题，无骨架内衬扩张式封隔器胶筒内部不设置任何骨架，仅在两端嵌入弹簧(见图1)，保护橡胶在压力作用下不被挤出，并保证解封后顺利回缩。弹簧采用多层嵌套的方式，以减小胀开后的间隙，增强其对胀开胶筒端部的支撑力，提高封隔器整体的承压能力。本体与胶筒内腔的进液通道采用割缝，既可有效滤砂，又可提供更长的进液通道，防止滤饼堆积堵塞。

图1 无内衬扩张式封隔器结构示意Fig.1 Structure of the non-lining inflatable packer1.上接头；2.固定护体；3.弹簧；4.进液孔；5.胶筒；6.弹簧；7.浮动护体;8.下接头

无内衬扩张式封隔器通过两端的保护弹簧来提高其密封能力，摒弃了常规的内部钢骨架，适于密封套管内的大环空间隙，启动压力和解封残余变形量明显降低，可以替代双封单卡拖动压裂管柱中的K344/341型封隔器。

1.2工作原理

无内衬扩张式封隔器的密封原理与有骨架扩张式封隔器相同，都是通过胶筒内部充液，使其膨胀，膨胀的胶筒与井壁产生足够的接触压力实现环空密封[7]。压裂管柱下至设计井深后，通过管内泵液进行压裂施工，封隔器在滑套孔眼节流作用下胀封。胀封过程中，胶筒中部较薄处先变形膨胀，在内压升高过程中，两端较厚部分与硫化在一起的保护弹簧变形撑开，弹簧受到端部钢件的限制，使橡胶不在压力作用下向两端流动，起到支撑和保护作用，当环空压差小于管内压力时，封隔器即可保持坐封状态并提供可靠密封。施工结束后，停泵卸掉管内压力，胶筒与弹簧结构相应收缩，封隔器即可解封，此时可拖动管柱到下一目的层段进行压裂施工。由于胶筒内部无骨架内衬结构，残余变形较小，因此不必预留过长的胶筒恢复时间。

2 设计要点

2.1密封性与工作压差的关系

膨张的胶筒通过与套管壁接触形成密封，胶筒的承压能力取决于胶筒与套管之间的接触压力，该压力大于工作压差时，才能实现和保持密封，胶筒内压越高，密封效果越好。分析胶筒承压时，考虑胶筒为对称式结构，故按自封式胶筒接触面的压力计算无内衬胶筒的接触压力[8-9]：

(1)

一般情况下,

pk=(0.995～0.985)pn

(2)

封隔器实现密封承压的条件为：

pk>Δp

(3)

由于压裂管柱中有起节流作用的加砂器，流体通过加砂器孔眼时产生的压降为：

(4)

式中：Δp为环空压差，MPa;Δpn为流体通过加砂器孔眼产生的压降，MPa；Cd为流量系数；de为加砂器孔眼等效直径，mm；Q为排量，m3/min；ρ为液体密度，kg/m3。

根据JSQ-114型加砂器孔眼直径，在正常施工排量(1.5～3.0m3/min)下，Δpn=2.5～5.0MPa，在地层未压开的情况下，环空压差为：

Δp=pn-Δpn

(5)

利用以上公式可以计算出，当pn小于166MPa时，胶筒可以提供有效密封，完全满足现场应用条件。这就意味着，在压裂施工过程中，只要胶筒端部充分扩张，并保持自身完整性，即端部不发生撕裂破坏，管内液体通过加砂器孔眼产生的压降就足以维持封隔器的坐封状态，并提供可靠密封。

2.2密封性与胶筒长度的关系

胶筒与套管接触形成密封，密封段的长度直接影响封隔器的启动压力和密封性能：胶筒过短，启动压力会增大；胶筒过长，虽然可提高密封段长度，但也增大了胶筒破损的风险。合理的胶筒长度是保证封隔器密封性能的必要条件，因此，利用有限元软件分析了胶筒长度与封隔器密封性的关系。

建立封隔器胶筒的轴对称模型，将上下护体、接头和中心管材料定义为钢，胶筒材料视为超弹性不可压缩材料。采用可以在150℃油、水、酸及混合液体环境下能长期使用的氢化丁腈橡胶作为胶筒材料，依据80℃下氢化丁腈橡胶的试验数据，拟合胶筒材料的Yeoh三次幂本构模型，材料常数C10=1.405，C20=-4.003，C30=13.721。完成建模后进行自由网格划分。封隔器胶筒与固定护体和浮动护体之间采用粘结方式固定。工作时，胶筒与套管存在摩擦接触问题，故在胶筒和套管之间建立接触模型，摩擦系数取0.2。为了保证模型的稳定性，对套管和上下护体施加位移约束。

模拟分析了内压2MPa下，胶筒长度分别为100，150，200，250，300和350mm时的接触压力，结果见图2。由图2可以看出：胶筒中段接触压力分布比较均匀，胶筒长度为100和350mm时，平均接触压力分别为2.29和2.32MPa，相差不大；两端与弹簧和护体接触部位的接触压力较高，相差也较大，平均接触压力分别为5.09和4.88MPa，且主要集中在与护体接触部位;与井壁接触部位由于有弹簧的支撑，平均接触压力仅有3.20MPa。

图2 胶筒轴向接触压力曲线Fig.2 The axial contact pressure curve of the packer rubber

通过模拟不同内压和不同胶筒长度下，胶筒与护体、弹簧接触区域的应变发现，不管内压和胶筒长度如何变化，变形最大区域均出现在胶筒两端，变形最大处为弹簧和护体接触处的587号单元(见图3)。由于弹簧和护体接触处是较为明显的薄弱环节，如果变形较大，橡胶会被撕裂，导致胶筒损坏，失去密封作用。

图3 胶筒与护体、弹簧接触区域的平面最大主应变Fig.3 The maximum horizontal principal strain in the contact areas among packer rubber,coating and spring

为控制胶筒两端的变形，防止胶筒损坏，模拟了不同内压和胶筒长度下587号单元平面主应变与内压的关系，结果见图4。

图4 胶筒内压与587号单元主应变的关系曲线Fig.4 Internal pressures in packer rubber and principal strain of Unit 587

由图4可以看出：当内压小于28MPa时，587号单元平面主应变随内压增加而迅速增大，但当内压超过28MPa后，增大趋势放缓，内压为70MPa时，应变最大达到0.80；当内压为70MPa、胶筒长度为100和350mm时，587号单元平面主应变分别为0.86和0.82；在相同内压下，胶筒长度小于150mm时，两端的应变较大；当胶筒长度大于200mm时，随着胶筒长度增加，两端应变趋于定值。考虑到胶筒较短时，下入封隔器时的安全性较高，因此，确定胶筒长度为200mm，此时587号单元的应变为0.80。

2.3主要技术参数

封隔器总长550mm，钢体最大外径110mm，内通径50mm，启动压力小于1.5MPa，额定承压85MPa，额定工作温度150℃，适用于φ139.7mm套管(壁厚10.54，9.17和7.72mm)和井斜角0°～90°的井段。

3 室内试验

按图所5所示流程进行无内衬扩张式封隔器地面性能评价试验。试验用封隔器内径50mm，外径110mm，长度540mm；试验用套管内径124mm。采用ASTM标准油进行封隔器高温承压测试，温度升至150℃后，恒温12h，通过A孔注入液体，液体由B孔流出，向封隔器内管加压2MPa，通过观察B孔是否断流判断封隔器是否坐封，封隔器坐封后暂停从A孔注入液体。按照表1设定逐步提高坐封压力，并分别通过A、B孔加压验封，重复进行了50次，试验完成后取出封隔器，待胶筒完全收缩后测量残余变形，直径残余变形率小于1.5%，钢体部分无可见变形和损坏。无内衬扩张式封隔器耐压差试验结果见表1。

图5 无内衬扩张式封隔器地面性能评价流程Fig.5 Process flow for performance assessment of the non-lining inflatable packer on ground

从表1可以看出：150℃条件下坐封压力达到2MPa时，封隔器即可坐封；在不同坐封压力下，只要环空压力小于坐封压力即可实现可靠密封，满足高温高压状态下压裂施工要求。

表1无内衬扩张式封隔器耐压差试验结果

Table1Testresultsofthepressuredifferencefornon-lininginflatablepacker

试验温度/℃坐封压力/MPa验封压力/MPaA孔B孔密封效果1512坐封152363233A孔和B孔1h无压降150726867A孔和B孔1h压降均为0.3MPa151858283A孔1h压降0.4MPa,B孔1h压降0.5MPa

4 现场试验

无内衬扩张式封隔器在延长油田的定48015-2井和定4560A-2井进行了现场试验。其中，定48015-2井的产层为长8段，完钻井深2 566.00 m，压裂前日产液量0.67 m3，日产油量0.57 m3。为改善地层渗流条件，提高产油量，采用拖动式双封(无骨架内衬扩张式封隔器+压缩式封隔器)压裂管柱(见图6)进行分段压裂，无骨架内衬扩张式封隔器坐封位置分别为井深2 189.00和2 489.00 m，压裂施工过程中，最大排量2.2 m3/min，最高施工压力44.9 MPa，无骨架内衬扩张式封隔器坐封显示明显(见图7)，解封顺利，在井下连续工作50 h，压裂结束起出压裂管柱，观察发现，无骨架内衬扩张式封隔器的胶筒完好且有较好的弹性，其外径扩大至111 mm，直径残余变形率不到1.0%，达到了设计要求。

图6 定48015-2井拖动压裂管柱Fig.6 Dragging fracturing string for Well Ding 48015-2

定4560A-2井初次投产层段为长8段，长8段水淹后，对其进行封堵，射开长4段和长5段，进行压裂投产。该井采用丢手封隔器+无骨架内衬扩张式封隔器压裂管柱(见图8)进行压裂，施工时无骨架内衬扩张式封隔器坐封位置为井深2 346.00 m。压裂施工过程中，最大排量2.2 m3/min，平均施工压力22 MPa，压裂结束起出压裂管柱，观察发现，无骨架内衬扩张式封隔器的胶筒完好，其外径由108 mm扩大至109 mm，直径残余变形率不到1.0%。

图7 定48015-2井第一段压裂施工曲线Fig.7 Curves of first section fracturing in the Well Ding 48015-2

图8 定4560A-2井复压压裂管柱Fig.8 Refracturing string for Well Ding 4560A-2

5 结 论

1) 室内及现场试验表明，无骨架内衬扩张式封隔器在井眼内能够顺利坐封、承压、解封，可以解决钢丝帘线式和钢片式扩张式封隔器重复坐封寿命低、承压后胶筒残余变形大、易卡管柱的问题，可为高温高压井拖动分段压裂提供支持。

2) 无骨架内衬扩张式封隔器采用弹簧作为端部保护支撑结构，可以跟随胶筒端部同时扩张/收缩，为研制其他类似低残余变形的封隔器胶筒提供了一种新思路。

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[编辑 刘文臣]

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。

刘阳(1985—)，男，山东淄博人，2007年毕业于河北理工大学机械制造及自动化专业，2010年获山东大学机械制造及自动化专业硕士学位，工程师，主要从事套管、裸眼封隔器类完井工具与材料研究。E-mail：liuyang.sripe@sinopec.com。

中国石化科技攻关项目“水力射孔及喷砂联作重复压裂工具的研制”(编号：P15005)资助。