液压式大通径丢手封隔器的研制与应用

宋辉辉， 贺启强， 何程程

(1中石化胜利油田分公司石油工程技术研究院 2 中石油川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院)

目前，胜利油田普遍进入特高含水期，开发难度逐年加大，而埕岛油田综合含水最低，年产量接近300×104t，其在油田占据的地位逐渐上升，成为胜利油田增产主阵地。埕岛油田属河流相砂岩油藏，储层分布上呈现纵向层数多、层厚度薄的特征，平面储层物性差、砂体变化多样，属高孔高渗疏松砂岩常规稠油。注水井井段长、油层跨度大，地层胶结疏松，非均质性突出、极易出砂。

开发此类油藏主要采用大通径分层防砂分层注水一体化工艺技术。工艺实施过程中，先下防砂工艺管柱，然后坐封并打压实现分层封隔器坐封、油管锚锚定，之后投球打压实现丢手封隔器丢手，防砂工艺管柱保留在井筒内。其中，丢手封隔器的性能会直接影响防砂效果、施工成功率以及下一步的注水工艺。由于丢手封隔器采用投球打压坐封，当井斜较大时，导致投球不到位，或者井内环境较脏时，球座上的杂质和球不能密封。这两者都会导致不能正常丢手，严重影响了一次施工成功率，增加了作业成本。同时，留井内的悬挂封隔器的小直径限制了后期注水工艺的施展[1-5]。

为解决此类问题并提高工艺实施成功率，开展了液压式大通径丢手封隔器的研制，经室内试验和现场120井次的成功应用表明，改进后坐封力大幅降低，丢手操作简单、可靠，应用效果良好。

一、液压式大通径丢手封隔器结构

液压式大通径封隔器结构如图1所示，主要由坐封、锚定、丢手及解封4大部分组成。坐封部分由防转套、坐封活塞、安全锁块、下活塞等组成，锚定由卡瓦、卡瓦套组成，丢手部分由丢手中心管、丢手棘爪、滑套和丢手套组成，解封部分由支撑体、解封中心管和解封棘爪组成。

图1 大通径丢手封隔器结构示意图

钢体最大外径152 mm，内通径62 mm，坐封压力5～7 MPa，工作压差20～22 MPa ，两端连接螺纹2-7/8NU，适用于套管内径139 mm。

二、工作原理

1. 悬挂坐封

压力液通过进液口进入坐封活塞内推动坐封活塞和下活塞向上移动，坐封活塞移动一段距离后与安全锁块脱离，安全锁块释放，压力液就对下活塞开始加载，下活塞向下移动带动上椎体向外挤压卡瓦，卡瓦从卡瓦套出来锚定在套管壁上，实现悬挂，继续打压，坐封活塞向上顶锁套，锁套与压环之间的坐封剪钉受力剪断，锁套向上挤压胶筒，实现坐封。

2. 锚定

卡瓦从卡瓦套出来并锚定在套管管壁，实现卡瓦牙卡在套管管壁，依靠锁紧机构保持卡瓦不回缩。

3. 丢手

压力液从通孔进入丢手活塞内，推动丢手活塞和丢手连接体向下移动，同时丢手连接体带动定位销在丢手撑套上的轨道槽移动，当压力液持续增加，将丢手剪钉剪断，丢手活塞带动丢手连接体和丢手支撑套一同向下运动，实现丢手。

4. 解封

下入打捞工具，打捞工具进入打捞头以后，上提管柱，带动外中心管、下接头向上运动，达到一定上提力时，解封剪钉剪断，丢手部分及胶筒坐封部分整体下移，随之实现卡瓦收回，胶筒解封。

5. 技术特点

(1)通过地面打压控制活塞运动，免去投球程序。

(2)将丢手连接体与丢手连接套分开设计，两者之间形成一个“空行程”，将剪断丢手连接体剪钉的力和从棘爪上拉出丢手连接体的力分开，大大降低了丢手压力，而且丢手更加可靠。

(3)丢手采用液力打压，适于大斜度井。

(4)胶筒与“O”型圈采用复合耐高温耐磨材料，适于高温高压井应用。

(5)打捞工具连接打捞头上提，即可实现胶筒解封和卡瓦收回。

(6)丢手之后大通径便于后序作业。

三、室内试验

该丢手封隔器设计完成后进行了样机试制，在模拟井开展了耐温、耐压、密封性等指标的室内试验[6]，试验步骤如下：在150℃的模拟井温条件下，进行打压坐封及中心管保压条件下的打压试验，测定坐封销钉的剪断压力，验证封隔器的密封性能；丢手后，进行管柱解封试验，验证封隔器是否可以灵活解封，测定解封力；如果解封成功，继续重复坐封试验，验证封隔器的二次坐封及密封性，下入打捞工具，验证封隔器的二次解封能力。

试验结果数据如表1所示。为了进一步验证封隔器的可靠性，重复进行了3次上述实验，试验证明封隔器各项性能稳定可靠，满足现场试验要求。

表1 大通径丢手封隔器性能指标

四、仿真分析

液压式大通径丢手封隔器在坐封、丢手、解封过程中承受较大载荷，为此，选取系统关键环节的中心管和坐封活塞进行了有限元受力分析，如图2和图3所示。

图2 中心管有限元分析结果

图3 坐封活塞有限元分析结果

中心管和坐封活塞材料分别为45号钢，材料许用应力353 MPa，其中中心管在外载荷15 MPa时,最大应力发生在中心管为257.7 MPa，最大应变发生在中心管上端为14.7 mm，最小安全系数为1.37；坐封活塞在载荷15 MPa时，最大应力发生在活塞密封圈槽处为26.3 MPa,最大应变发生在坐封活塞内侧与中心管接触台阶面处为0.74 mm，最小安全系数为13.4，仿真结果表明中心管和坐封活塞均满足强度要求。

五、现场应用

在室内试验成功的基础上，为更好的验证液压式大通径丢手封隔器的可靠性，截至2018年12月，已经在胜利海上油田应用120口井，丢手压力稳定，基本在18～20 MPa之间，施工成功率100%，最大井斜74.18°，解决了海上油田大斜度井或者井壁不干净造成的丢手较难的问题，同时，使用该类封隔器的施工时间由6 h缩短至1 h，大大降低了海上施工成本。该封隔器技术现场实施情况如表2所示。

表2 技术服务井史资料

六、结论

(1)为实现海上水井长效可靠注水工作需求，研制了大通径丢手悬挂封隔器，满足油水井防砂、卡封、注水等工艺的顶部悬挂作业。

(2)液压式大通径丢手封隔器实现了免投球坐封、锚定及丢手，降低作业风险，缩短施工周期，有效节省施工成本。

(3)室内试验、仿真分析及现场应用表明，该丢手封隔器坐封、解封及丢手设计可行，工具工作性能可靠稳定，具有很好的市场应用前景。