一種球密封儲層保護工具研制及試驗

齊海濤，李寶龍，嚴孟凱，柴龍順，陳立偉，李躍謙

(中海油能源發展股份有限公司 工程技術分公司，天津 300452)

修井作業是排除油氣井井下事故，恢復油氣井生產能力的重要環節[1-3]。由于長期開采，井底壓力持續降低，以至于小于洗井液壓力，造成洗井液漏失及引起油層污染。這不僅浪費大量資源，而且嚴重影響油氣井生產能力。此外，修井過程中可能發生井噴事故，對財產造成極大損失，甚至危及人員生命安全，例如勝利油田發生的井噴事故[4-5]。因此，亟需研發一種井下封堵閥，達到防治洗井液漏失和井噴事故目的。

廖前華等研制了一種機械式防漏失閥，該閥在渤中34-1 油田成功應用[6]。鄂加強、雷吉平和陳升山等均對球閥密封性進行了研究[7-9]。王利軍等設計了一種新型油層保護閥和一種重入式防漏失閥結構，其中重入式防漏失閥成功應用于WZ6-12-A5H和WZ11-1N-A8H1井[10-11]。王吉慧對金屬密封球閥加工工藝進行了研究[12]。

國外對地層保護閥研究較多，例如斯倫貝謝、哈里伯頓均研制了不同功能的球閥，對球閥的硬密封性能研究較早。Greenwood概括了首個具有粗糙表面的彈性接觸模型[13]。Hirata O等研究了錐形閥座表面粗糙度及閥座環間的夾角變化對密封性能的影響，認為粗糙度也不是越小越好[14]。Laberge M研究發現低合金鋼更適合用于要求較高的閥門[15]。

本文研究了一種可多次回插球密封儲層保護工具，并利用有限元方法對球閥開啟、關閉過程進行分析，研究球閥摩擦因數及彈簧預緊力對球閥開關過程的影響。通過室內試驗，對工具的可行性進行驗證。

1 工具結構設計

1.1 密封結構選擇

儲層保護工具密封結構可分為板式閥板密封和球閥密封。板式閥板易加工，成本低，但在開啟或關閉時出現卡阻現象。球閥加工復雜，精度要求高，但球閥密封性能高，且承壓能力強。因此，選用球密封結構。

1.2 密封閥控制方式選擇

儲層保護工具的打開方式可分為機械控制方式、液壓控制方式、機械和液壓混合控制方式。液壓控制方式的結構復雜，存在控制管線泄漏而造成球閥無法開啟或關閉的風險，壽命較短，無法滿足長期、反復開關要求。機械控制方式的整體結構簡單、成本較低，且可滿足重復開關要求。因此，選用機械控制方式。

1.3 儲層保護工具總體結構

設計的儲層保護工具結構如圖1所示。該工具采用全開啟機械操作式金屬密封球閥，通過專用開關工具上提或下放操作，將豎直運動轉換為球閥的旋轉運動，使球閥關閉或開啟，實現儲層與油管的隔離與聯通。

1—回接總成；2—密封總成；3—開關總成；4—球閥總成。

在正常生產過程中，流體會對油管造成局部沖蝕，尤其是截面面積突變位置。因此，要求球閥完全打開后，中心管必須完全覆蓋球閥流道，保證球閥不受流體沖蝕，提高球閥壽命。球閥總成結構如圖2所示。為保證球閥密封可靠性，球閥密封結構設計采用全金屬密封，以同時滿足球閥在低壓和高壓時的密封性能。

圖2 球閥總成

開關工具彈性爪結構如圖3所示。彈性爪凸起部分與儲層保護工具的開關總成機構的凹陷部分配合，通過開關工具的上下移動來帶動球閥操作桿向下或向上運動，打開或關閉閥板密封機構。

圖3 開關工具彈性爪

2 有限元分析

2.1 球閥有限元模型

為節約計算時間，球閥模型僅保留了閥體、下閥座、上閥座及操作桿，并對各部件進行簡化，以減少網格數量。由于結構對稱，因此僅需建立1/2模型，球閥模型如圖4所示。閥體采用四面體單元，其余部件均采用六面體單元。在接觸區域均進行了網格細化，并采用面-面接觸方式，以保證計算收斂。

1) 邊界條件。

上閥座施加固定約束；操作桿僅保留x向自由度，并施加沿x向位移載荷；閥體僅保留z向旋轉自由度；下閥座僅保留x向自由度，并施加x向預緊力。向xy面所有節點施加對稱約束，模擬球閥的對稱結構。

2) 載荷施加。

分為2個分析步，第1步施加軸向預緊力；第2步施加操作桿軸向位移載荷。

圖4 球閥有限元模型

2.2 結果分析

2.2.1 球閥開啟和關閉過程分析

圖5顯示了球閥的開啟和關閉過程。在操作桿沿x軸向下運動時，閥體逆時針旋轉，在閥體旋轉角為90°時，閥門完全開啟，此時操作桿軸向位移約為56 mm。當操作桿從最低位置向上運動時，閥體順時針旋轉，直至閥門完全關閉。通過分析證明，球閥的操作桿導向槽結構設計合理，滿足球閥開啟和關閉要求。

圖5 球閥開啟、關閉過程

圖6為球閥下閥座在4.5 kN的彈簧預緊力下，閥體旋轉時操作桿所需軸向力曲線。在球閥開啟過程中，旋轉角在-56.7°時所需軸向力最大，為9.9 kN；球閥關閉過程中，扭轉為51.1°時所需軸向力最大, 為-12.7 kN。軸向力的正負號分別表示操作桿下壓和上提。

圖6 操作桿受力過程

2.2.2 摩擦因數及預緊力的影響

球閥摩擦因數及閥座預緊力是影響球閥開啟或關閉的2個重要因素。球閥摩擦因數和預緊力過大，可能造成閥門無法開啟。摩擦因數過小，可能造成閥門誤開。預緊力過小，閥門無法密封。因此，需對這2個重要因素進行分析，得出球閥摩擦因數及預緊力對操作桿載荷的影響規律。

圖7為在不同預緊力作用下，操作桿載荷隨球閥摩擦因數變化曲線。在球閥開啟過程中,如圖7a所示，操作桿載荷隨摩擦因數呈明顯的非線性變化，且變化量逐漸遞增。尤其是摩擦因數超過0.3時，操作桿所需載荷急劇增加。在球閥關閉過程中，如圖7b所示，操作桿載荷隨摩擦因數基本呈線性增長趨勢，這與球閥的關閉過程不同，且球閥關閉時所需載荷明顯低于球閥開啟所需載荷。此外，閥座預緊力與操作桿載荷也呈正比關系。因此，球閥摩擦因數不宜過大，以免球閥無法開啟。

a 球閥開啟

b 球閥關閉

3 室內試驗

3.1 球閥打開和關閉試驗

為確保該儲層保護工具的可靠性，對球閥的開啟、關閉進行室內試驗，并測試球閥開關所需力。

如圖8所示，將該工具水平放置在小型拉伸機滑道上并下端固定，然后插入開關工具進行10組往復運動，記錄回插力及球閥打開關閉狀況。本次試驗球閥的摩擦因數大約為0.1，預緊力為4.5 kN。

圖8 球閥開關載荷測試

表1為試驗球閥打開、關閉所需力，球閥打開平均力為25.4 kN，球閥關閉平均力為28.1 kN。球閥打開力小于關閉力，這與有限元計算結果相同。但是，有限元計算結果明顯小于試驗結果，這是因為有限元模型忽略了該工具其他部件帶來的附加摩擦載荷，例如密封圈、開關工具等。

3.2 球閥密封試驗

為了測試球閥的密封性能，將上腔連接盲堵，下腔連接增壓泵，加液壓力，觀察壓力變化情況。測試結果如表2所示，3組密封測試數據中，最大壓降為2.5%，滿足設計要求(小于5%)。因此，該工具能滿足70 MPa 的密封要求。

表1 球閥打開和關閉力測試數據

表2 球閥下腔密封測試數據

4 現場試驗

2018-09，在新疆托塔里木盆地某區塊進行現場試驗。根據油藏概況推測該井為漏失井，地層壓力系數為 1.1，地層壓力為 75.48 MPa/7 001.40 m，溫度梯度為 2.26 ℃/100 m，地層溫度為 158.23 ℃/7 001.40 m。

重點測試防漏失閥在高溫高壓井中的可靠性及安全性，及防漏失效果是否滿足現場需要。現場利用鉆臺現有鉆桿實現儲層保護工具快速下入到井深5 100 m處，共用時17 h。

1) 坐封封隔器。封隔器下入到位置后，管柱內投入25 mm坐封球，加壓25 MPa，使封隔器坐封。環空驗封15 MPa。加壓28 MPa擊落球座。

2) 送入工具丟手。封隔器驗封后，管柱過提力20 kN，管柱正轉21圈后(此刻轉矩9～10 kN·m)通過上提管柱方式驗證送入工具是否丟手成功，管柱過提100 kN后繼續上提管柱，懸重繼續增加，證明送入工具未脫手。考慮到入井深度及井底復雜情況,分析后繼續正轉12圈后轉矩下降至8 kN·m，后上提管柱2.4 m，懸重正常，送入工具丟手成功。丟手后，泵入密度為1.21 g/cm3的泥漿，全井筒加壓15 MPa，穩壓30 min，封堵閥密封性能驗證合格。

3) 循環洗井。小排量開泵(1 m3/min)，邊沖洗邊下放洗井工具。注意泵壓和懸重變化。洗井工具定位后，上提管柱0.5 m，正循環沖洗井下工具，液量為1.5倍井筒容積。

4) 回接管柱。將重新連接好的生產管柱下入到封隔器頂部，管柱下壓力到70 kN后，關閉防噴器，管柱內正向加壓15 MPa，全井筒加壓不下降。泄壓后打開防噴器，管柱過提力至100 kN，生產管柱不動，說明生產管柱回接成功。

5) 解封封隔器。管柱過提力160 kN，封隔器解封成功，懸重恢復至1 340 kN。

將儲層保護工具和送入工具從井中取出，清洗后檢查外觀，如圖9～10所示。

圖9 出井后的儲層保護工具

圖10 出井后的送入工具

儲層保護工具的表面有細微劃痕，無明顯損傷。對起出后的儲層保護工具再次試壓70 MPa，保壓5 min，壓力下降0.1 MPa,試壓合格。證明該工具可重復使用。

5 結論

1) 通過對密封機構及打開方式的篩選，研制了一種可多次回插球密封儲層保護工具。該工具能有效阻止完井液漏入地層，降低鉆、完井成本。

2) 建立了球閥有限元模型，分析球閥摩擦因數、球座預緊力對球閥開啟和關閉過程的影響。

3) 對儲層保護工具進行球閥打開和密封試驗，得到了球閥開啟和關閉的載荷為20～30 kN，且球閥能滿足70 MPa的密封要求。

4) 對儲層保護工具進行現場試驗。該工具在垂直井深5 100 m處具有極高的可靠性，滿足現場儲層保護工具送入、脫手、管柱回接、回收等性能要求，且滿足壓力70 MPa、溫度180 ℃的密封要求。