水平井分段壓裂裸眼封隔器的研制與應用

(1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點試驗室，北京 100101；2.中國石化 石油工程技術研究院，北京 100101)①

水平井分段壓裂裸眼封隔器完井技術是近年來油氣井工程技術領域發展迅猛的一項新型的完井技術[1-2]，裸眼封隔器是油氣層分段壓裂改造必不可少的井下工具，其性能直接關系到分段壓裂改造工藝施工的成敗[3-5]。國外Baker Hughes、Weatherford和Halliburton等公司均開發了配套的裸眼封隔器，并進行了推廣和應用[6-7]。由于裸眼壓裂對封隔器的封壓能力和對不規則井眼的適應能力要求較高[8]，國內對裸眼封隔器的研究多停留在結構設計和試驗研究階段，多家已完成壓裂滑套工具研發的單位和廠家仍需進口國外裸眼封隔器來進行現場施工和配套。由于裸眼封隔器工具整體結構較長，在管串下入過程中易出現膠筒劃傷、工具下入困難等問題，影響工具的有效封壓。

1 技術分析狀

1.1 結構

裸眼封隔器由本體、鎖緊機構、液缸、防突機構、組合膠筒等組成，如圖1所示。為了提高裸眼封隔器的適應性及通過性，將鎖緊機構與液缸設計為一體，大幅縮小了封隔器的長度；采用組合膠筒密封機構配合組合式防突機構，提高了其對井眼的適用范圍，同時增強了密封的可靠性。

圖1 ?114型裸眼封隔器

1.2 工作原理

通過液壓驅動封隔器坐封，液體通過傳壓孔流入液缸，當壓力升至20 MPa左右時，推動液缸下行，剪斷坐封剪釘，同時壓縮組合膠筒，使其發生徑向膨脹，貼緊裸眼井壁，從而封堵封隔器與裸眼井壁之間環空。液缸下行后，鎖緊機構使其不能回退，從而保證了裸眼封隔器的密封效果和封隔長久性。

密封單元采用防突機構+組合膠筒形式，防突機構可膨脹，對膠筒起到防止肩部突出的保護；組合膠筒優選了耐高溫高壓、防腐蝕的橡膠材料，可適用大間隙環空封隔工況。

1.3 主要技術參數

總長 600 mm

最大外徑 142.7 mm

通徑 101.6mm

工作溫度 -20～150 ℃

坐封壓力 20～25 MPa

環空密封能力 70 MPa

適應井徑 149.2～165.1 mm

1.4 技術特征

1) 端面防突機構。通過優化防突機構與膠筒的配合角度及各項參數，配合膠筒隔環特殊設計，優選具有良好延展性并具備一定強度的防突材料，在下入和循環過程中實現對膠筒的有效保護，提高耐腐蝕能力、防沖蝕能力及封壓能力。

2) 雙面卡簧鎖緊機構。通過優化卡簧鎖緊機構的配合間隙及牙型，采購專用刀具，優化加工參數等，設計了高性能雙面卡簧鎖緊機構。通過多次試驗，在70 MPa壓差下，回彈距離小于2 mm，有效地保證了密封單元的壓縮狀態，實現封隔器的同步鎖緊，不回彈。

2 室內試驗

2.1 防突機構性能試驗

為了評價防突機構的性能，試制了2套樣機，分別為帶有防突機構的封隔器和不帶防突機構的封隔器，在內徑為159.4 mm套管內進行密封試驗。

圖2為不帶防突機構壓力曲線及取出后的膠筒，封隔器在25 MPa坐封，封隔壓差最高63 MPa，取出后副膠筒發生損壞；圖3為帶防突機構壓力曲線及取出后的膠筒，封隔器在25 MPa坐封，封隔壓差最高70 MPa，取出膠筒完好。表明防突機構能有效地防止膠筒兩側膠料從肩部滑移突出而造成的膠筒密封失效，對保持膠筒高壓密封，特別是長時間的密封能力具有很好的效果。

圖2 未帶防突機構壓力曲線及試驗后膠筒

圖3 帶防突機構壓力曲線及試驗后膠筒

2.2 整機高溫高壓性能試驗征

加壓至18～23 MPa，順利坐封；分別正向、反向加壓至35、50 、60、70 MPa，各穩壓10 min，壓降小于0.1 MPa，如圖5。試驗結束后，取出封隔器，測量剛體外徑，無變形。觀察外觀，膨脹均勻，無破損。

按照同樣的方法，將封隔器分別放置在內徑為152.0、159.4、165.1、170.0和172.0 mm的試驗套管內進行試驗，試驗溫度150 ℃時，封隔器最大封壓能力曲線如圖6所示。可以看出，封隔器在內徑152.0、159.4、165.1、170.0 mm試驗套管內，封壓均可達70 MPa；當套管內徑為172 mm時，封隔壓力達不到70 MPa。由試驗結果可見，所研制的封隔器適用于井深4 000 m以下、地層破裂壓力小于70 MPa、溫度低于150 ℃、裸眼井徑小于170 mm的深井。

圖4 整機試驗方案

圖5 室內加壓試驗

圖6 不同試驗套管內徑下封隔器最大封壓曲線

3 現場應用

?114型裸眼分段壓裂套管外封隔器分別在華北分公司紅河油田HH37P57井、HH36P107井等進行了6井次共計51段的現場應用，均成功實現了水平井分段壓裂施工的層間封隔，如表1。

表1 裸眼封隔器現場應用情況統計

3.1 井況

本文以HH37P57井為例，介紹施工情況。HH37P57井是鄂爾多斯盆地天環坳陷南端的一口水平井，位于紅河油田紅河37井區內，完鉆井深2 458 m，垂深1 724.07 m，水平段長600.7 m，水平段方位345°，裸眼段為?152.4 mm井眼。由于該井水平段較長，且井眼軌跡不理想，井徑波動大，平均擴大率為4%，平均井徑為?158.5 mm，故采用多級滑套分段壓裂進行8段改造，這對裸眼封隔器的通過性能及封壓性能提出了很大的挑戰。

HH37P57井水平段測井解釋成果如圖7所示。從圖7中可以看出，第8壓裂層段泥質含量較高，預計后期施工在該段會產生較高壓力；由于該層段與頂部封隔器之間含有水層，需下入裸眼封隔器隔離水層，防止施工時壓裂水層，造成水淹油層。

圖7 HH37P57井水平段測井解釋成果

3.2 壓裂情況

HH37P57井施工前期，通井及多級滑套和裸眼封隔器等工具管串下入正常。壓裂時，前7段壓裂施工均很順利，最高施工壓力為30 MPa左右，且所有滑套均按設計壓力值打開；到第8段壓裂時，投入憋壓球后壓力升至46.5 MPa，如圖8壓裂壓力曲線可知，投球式滑套順利打開，但施工泵壓并沒有明顯下降，沒有出現地層破裂顯示，繼續加壓，施工壓力最大達到64 MPa，且無明顯壓降及竄層現象，最終決定放棄對該層進行壓裂作業。在施工過程中，連續兩次較高的施工壓力有力地證明了裸眼封隔器良好的封隔性能。

圖8 HH37P57井施工曲線

從圖8可看出，壓力曲線正常，無竄層等情況出現。

?114型裸眼分段壓裂套管外封隔器在HH37P51和HH37P57等井的成功應用，驗證了壓縮式裸眼封隔器良好的通過性、不同井眼的適用性及可靠性，達到預期目標。

3.3 現場應用

?114型裸眼分段壓裂套管外封隔器先后在華北分公司大牛地氣田DPH-93和DPS-63等井及東勝氣田J66P16H等井進行了共計24井次203段的現場應用，累計應用封隔器436套，最長水平段1 200 m，分12段壓裂改造，加砂量500 m3；在壓裂作業中最大施工壓力達到72.5 MPa，層段成功率100 %；壓裂期間均無泄露及竄層現象，保證了壓裂施工的順利進行，驗證了裸眼封隔器的坐封、耐壓、耐溫、通過性等綜合性能，安全可靠，施工工藝合理，滿足現場應用要求。

4 結論

1) 研發的裸眼封隔器結構設計合理，經過地面試驗證明封壓能力和對井眼的適應性滿足現場要求。

2) 通過長水平段、井眼縮徑段井徑、大狗腿度井徑段等復雜井況現場應用表明，壓縮式裸眼封隔器在復雜水平井條件下具有良好的通過性與適應性，滿足復雜井況的需求。

3) 通過在不同井眼擴大率、不規則井眼及較大橢圓度井眼進行層段封隔應用，驗證了壓縮式裸眼封隔器在不同井徑條件下具有良好的封隔性能。

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