2. 中石化江汉石油工程有限公司井下测试公司;
3. 上海优强石油科技有限公司
2. Downhole Testing Company of Sinopec Jianghan Oilfield Service Co., Ltd;
3. Shanghai Extrong Oilfield Technology Co., Ltd
0 引言
随着能源消耗的日益增加和浅层油气资源的衰竭，深井、超深井、大位移井及长水平井等复杂条件井的开发逐年增多[1-7]，常规油气资源的品位越来越差，开发难度进一步增大[8-9]。高温、高压地层是一种典型的复杂地层，在高温、高压环境下，各种设备、工具和流体的性能都发生了显著变化，有的甚至失效，导致各种复杂事故的发生[10-13]。完井工具作为完井工艺的重要组成部分，也面临着巨大挑战[14]。
2011年，中石化西北油田分公司在塔中北坡的顺南1井发现油气。2013年，顺南4和顺南5井实现突破。2015年初，顺托1井实现重大突破，该区块奥陶系叠合有利勘探面积1.57万km2，资源当量2.1万亿m3，勘探潜力巨大。但该区域是典型的三超共存地层(超高压:80~125 MPa、超高温：184~207 ℃、超深：6 600~7 800 m)，存在储层易漏(漏失量400~6 600 m3)、富含腐蚀性流体(含有体积分数4%~18%的CO2、质量浓度9~400 mg/L的H2S)及裸眼试气等苛刻作业环境，因此该区块的试气难度国内外罕见。封隔器是试气作业的核心工具，相对于塔河主体区块，封隔器的耐温、耐压、受力均有明显区别[15-16]。高温、高密度钻井液导致井下工具稳定性大幅度降低[17]。目前国内市场上比较常见的高温高压封隔器大多为进口工具，国产工具极少。高温高压封隔器分为三类[18-19]，一是配有水力锚的机械式单向卡瓦封隔器，比如RTTS和CHAMP等，其性能勉强满足高温高压要求，但是需要相当高的坐封载荷，另外需要上提、下放管柱辅助坐封，不利于井控；二是永久式液压封隔器，比如SAB-3等，此类封隔器不能解封回收，需要磨铣，增加修井作业解封封隔器的时间和成本；三是化学切割回收的封隔器，这类封隔器需要化学切割解封，增加修井作业解封封隔器的时间和成本以及相关的不确定性风险，该类封隔器在西北油田现场使用较少，大规模应用仍存在无法预知的后期作业风险及其他相关问题。2015年，相关人员对该区块6口井进行了12井次封隔器作业，使用的封隔器主要是RTTS、CHAMP和SAB-3等，但应用效果不佳，工艺失效率接近70%。
针对完井试采作业需求，笔者结合国内外封隔器现状，通过大量调研对比国外各种高温高压封隔器的特点，研制了适合塔中北坡井筒特点的XB-DS双向卡瓦可回收高温高压液压封隔器，提高了完井作业能力。
1 技术分析 1.1 结构XB-DS封隔器是液压坐封、投球解封的可回收式封隔器，工具入井后通过油管对封隔器中心管施加液压力坐封封隔器。封隔器具有双向卡瓦，坐封后，能够承受来自封隔器上、下环空两个方向的压差。需要取出封隔器时，只需要先投球加压，然后直接上提管柱即可解封。
XB-DS双向卡瓦可回收高温高压封隔器主要由中心管、胶筒、胶筒护肩、支撑环、胶筒座、限位环、液缸、活塞、锁套、锁环、锥体、卡瓦、固定套、卡环、剪切套、解封球座和下接头等部件组成，结构如图 1所示。
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| 1—中心管；2—螺套；3—套筒；4—支撑环；5—护肩；6—护环；7—上胶筒；8—中胶筒；9—下胶筒；10—胶筒座；11—上限位环；12—液缸；13—活塞；14—锁套；15—上锁环；16—剪切套；17—剪钉；18—下锁环；19—上锥体；20—卡瓦；21—下锥体；22—固定套；23—下限位环；24—卡环；25—解封球座；26—销钉；27—钢球；28—剪切套；29—下接头。 图 1 XB-DS双向卡瓦可回收高温高压封隔器结构示意图 Fig.1 Structural schematic of the XB-DS bidirectional slip HTHP retrievable packer |
1.2 工作原理
当XB-DS封隔器下到井内预定的坐封层位后，首先循环洗井，洗井完毕后向油管内投球。待球落到球座后加液压，压力通过中心管进液孔传至液缸内部，待启动销钉被剪断后，液压力推动活塞下行，活塞推动上锥体，由于固定套在轴向被限制，上锥体迫使卡瓦张开咬住套管壁实现坐卡，在下锁环的作用下，卡瓦不会产生回退。同时，液缸在液压力作用下上行，推动胶筒向上“爬坡”并挤压胶筒，使得胶筒在径向膨胀封隔油套环形空间，此时封隔器完全坐封。坐封后，上锁环使得胶筒被锁死在压缩坐封状态，在轴向无法回退。
解封时，向油管内投入指定规格的球，待其落到封隔器的解封球座上，从油管施加液压至设定压力值，封隔器解封销钉被剪断。解封球座在压力推动下向下运动，解除对卡环的径向限制，卡环释放封隔器的中心管。上提管柱，中心管首先带动套筒向上运动，解除对胶筒的轴向压缩，使其在径向回弹。之后中心管带动液缸、活塞及上锥体向上运动脱离卡瓦，卡瓦在自身的弹力作用下径向回弹，解除其对套管的锚定，这时封隔器完全解封并可从井内取出。
1.3 主要技术参数适用套管外径：193.68 mm(7 
最大外径：162.0 mm；
内径：76.0 mm；
解封球座内径：71.4 mm；
工作温度：204 ℃；
工作压力：105 MPa；
抗拉强度: 3 379.8 kN；
总长: 2 624.0 mm。
1.4 关键技术(1) 胶筒“爬坡”结构设计。胶筒“爬坡”结构是指封隔器在坐封后胶筒的内径大于坐封前的内径。在坐封过程中，液缸首先推动胶筒从较小直径的中心管外圆处爬上较大直径的中心管外圆处，使得胶筒内外径被同时胀大。然后液缸继续推动胶筒，使其在轴向压缩，在径向膨胀，密封油套环空。此结构的优点有：①坐封后胶筒的截面积较小，减小了封隔器工作时高压流体施加在胶筒上的载荷；②可以采用较薄的胶筒密封较大的环空，减小胶筒在坐封状态下的压应力，提高其力学性能。
(2) 护肩加支撑环的胶筒肩部保护结构配合AFLAS胶筒。AFLAS材质的胶筒能够耐204 ℃的高温，但其机械强度较差。为了提高胶筒承受高压的能力，在其两端增加低硬度的金属护肩和支撑环。坐封时，由于金属护肩的硬度较低，具有较好的延展性，金属护肩随着胶筒的压缩而胀开，对胶筒起到很好的保护作用，避免胶筒在高压下出现“肩突”现象[13]被撕裂损坏。同时，碗状支撑环在轴向坐封载荷的作用下被压平，使其外径扩大，对金属护肩起到支撑加强作用，防止护肩被压溃。AFLAS胶筒与胶筒肩部保护结构的组合使得封隔器具有优秀的耐高温高压性能。
(3) 投球加压解封机构。封隔器从油管内投球加压进行解封和回收。工作时，相比上提解封机构，封隔器两端的压差不会作用在解封机构上，避免了因压差大导致封隔器自动解封的风险。解封时，相比工具解封，减少了下专用回收工具解封封隔器的作业成本，降低了作业风险。
(4) 卡瓦在胶筒下面，有利于封隔器坐封后卡瓦与沉淀物的隔离，防止沉淀物在卡瓦上的堆积，避免造成封隔器卡井的风险。
(5) 筒式卡瓦设计。该设计能将对套管的伤害减小到最低[3]。
2 性能测试方法与分析 2.1 坐封性能测试首先进行封隔器整体密封测试。封隔器上端连接配套锚定密封总成，在剪切环处安装固定销防止活塞移动。上端连接加压接头，下端连接试验堵头。然后对封隔器中心管内腔加油压至3.5 MPa，压力稳定后保压约19 min，无压力下降，且封隔器外部没有任何可见渗漏迹象。
将封隔器安装在试验装置上，并向试验装置内充满液体，加热至204 ℃，待整个装置内温度均匀稳定后，从中心管逐级加压至40 MPa坐封封隔器，保持压力，持续时间15 min以上，保证坐封可靠，坐封后释放掉中心管内的压力。测试系统示意图如图 2所示。
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| 1—封隔器；2—试验装置；3—胶筒；4—导热油交换系统；5—卡瓦。 图 2 测试系统示意图 Fig.2 Schematic diagram of the test system |
2.2 耐上压性能测试及温度循环
维持204 ℃的温度，对试验装置上部环空施加105 MPa液压力，保压7 d，压力曲线如图 3所示。由图 3可知：在保压过程中，有两次压力下降至101 MPa，然后补压至105 MPa；在上部耐压测试后期显示压力略有波动。根据现场观察，测试期间试验装置外部未见有泄漏现象，且下环空排液孔处无溢流。
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| 图 3 耐上压性能测试曲线 Fig.3 Test curve of upper pressure resistance |
初步分析原因：在上环空压力增至105 MPa的初期，胶筒与护肩受到持续挤压继续变形，而上环空容积较小，导致压力下降至101 MPa。在试验期间，试验场所昼夜气温波动较大，气温变化影响了套管内的液体温度，从而导致压力产生波动。
之后进行温度循环试验，逐渐降温至120 ℃，保持上环空压力在105 MPa，在压力平稳后保持压力6 h，未见有压降及泄漏现象。
2.3 耐下压性能测试及温度循环泄掉上部环空的液压力，从中心管施加液压打掉盲堵，之后升温至204 ℃，将下部环空压力升至105 MPa，并保持压力24 h。图 4为耐下压性能测试曲线。
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| 图 4 耐下压性能测试曲线 Fig.4 Test curve of lower pressure resistance |
由图 4可知，在压力升至105 MPa后有两次较快压力上升及一次压力缓慢上升。
原因分析：升温至204 ℃后，在注入冷油对下部环空升压的过程中油温降低，控制系统检测到油温偏低之后自动启动加热系统，压力随着升温而不断上升，两次达到110 MPa后手动泄压至105 MPa；早晨6:00后气温逐渐回升，引起油温上升，导致压力缓慢上升至110 MPa，18:00后压力停止上升。
之后进行温度循环试验，逐渐降温至120 ℃，保持下环空压力在105 MPa，在压力平稳后保持压力9 h，未见有压降及泄漏现象。
2.4 解封测试首先关闭加温装置，待试验装置内的流体冷却至常温，泄掉试验装置内的压力。从工装上端投入试验用堵头(由于试验装置水平放置，投球困难，用堵头替代球)至解封球座，从中心管加压至27.1 MPa，解封球座被打掉。释放中心管内的压力，拉动中心管，封隔器卡瓦解除锚定，胶筒回缩，施加最大52.3 kN拉力顺利提出套管，封隔器顺利解封。
封隔器从试验套管取出后检查胶筒，胶筒表面完好无损，证明在高温高压下胶筒的护肩及支撑环达到了设计的预期目的，对胶筒起到了很好的防护作用。试验后的胶筒外观见图 5。
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| 图 5 试验后的胶筒 Fig.5 The rubber after the test |
地面高温高压环境下验证结果表明，XB-DS封隔器在204 ℃的条件下，坐封、解封动作顺利，承压能力满足105 MPa的设计要求。
3 现场应用情况为进一步验证XB-DS封隔器在现场高温高压及重浆环境中的整体性能，于2018年5月在新疆TP280井进行了现场试验。封隔器下入井深6 096.87 m，投球后对XB-DS封隔器加压坐封，加压至40 MPa，稳压15 min，验封合格。投球加压至24 MPa，封隔器顺利解封。
XB-DS封隔器现场下井测试中，也发现了一些问题，并进行了改进。如封隔器启动压力偏低，在下井过程中有提前坐封的风险，通过增加启动剪钉数量提高封隔器的启动压力，问题得到了解决。封隔器解封后胶筒保护机构中的支撑环外径偏大，起管柱过程中有挂卡套管接箍的现象，改进措施是减小支撑环外径，同时增加导向倒角，防止工具卡井事故的发生。
4 结论(1) 在胶筒两端增加肩部保护结构可以大幅提高封隔器承受高压的性能。
(2) 胶筒“爬坡”结构可以减小高压流体对胶筒的剪切作用，提高封隔器的承压性能。
(3) 此高温高压封隔器能够满足西北地区油气井对105 MPa工作压力、204 ℃工作温度及重浆环境的使用要求。
(4) 新疆TP280井的测试结果表明：XB-DS封隔器适用于高温、高压及重浆环境的作业，可在西北地区进行推广，可有效提升油田企业的完井作业能力；开辟了高温高压油气井的完井新工艺，提高了油田作业效率，为高温、高压及复杂地质条件下油气井的开发提供了技术支撑。
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