尾管頂部封隔器密封膠筒設計與試驗

張奎林，谷磊

（1.中國石化股份有限公司科技管理部，北京 100101；2.中國石化石油工程技術研究院，北京 100101）

0 引言

深井、超深井等復雜井尾管固井過程中，受地層壓力、溫度等因素影響，容易發(fā)生頂部重疊段封固失效問題，形成油、氣、水竄流通道，導致井口帶壓，影響鉆井進度和油氣井投產，后續(xù)采取擠水泥處理措施，費用高且成功率低［1-2］。通過封隔尾管懸掛器對重疊段密封，能夠較好地解決上述問題。該懸掛器在常規(guī)懸掛器上端增加了密封單元，即頂部封隔器，集成了坐掛和封隔功能。尾管固井作業(yè)結束后，利用鉆具加載坐封封隔器，實現(xiàn)重疊段環(huán)空封隔［3］。本文對適用φ244.5 mm套管內的頂部封隔器進行了研究，采用了組合膠筒結構、膠筒防突和防退機構設計等技術提高密封可靠性，解決了膠筒坐封后應力松弛和回退問題，密封壓力達到70 MPa，現(xiàn)場應用解決了尾管重疊段環(huán)空密封問題［4］。

1 頂部封隔器總體結構

頂部封隔器隨懸掛器入井后通常要進行大排量循環(huán)洗井，并完成注水泥、替漿等作業(yè)。部分井況下，尾管下入速度較快，增大了封隔器提前坐封的風險，為此須將封隔器坐封力設定在一個合理的范圍內［5］。由于淺井鉆具重量輕，若坐封力較大，難以提供所需的動力；若坐封力設置相對較小，入井過程中，封隔器容易提前坐封。綜合多方面的因素，將坐封力范圍設定為200～300 kN。高環(huán)空壓力對封隔器膠筒坐封后的穩(wěn)定性提出了較高要求，為此設計了膠筒鎖緊機構，防止膠筒坐封后移動。

頂部封隔器包括本體、膠筒、鎖緊套、鎖緊環(huán)、剪釘?shù)炔考?，結構如圖1所示。本體上端螺紋連接懸掛器密封外殼，下端連接懸掛器錐套，實現(xiàn)頂部封隔器與懸掛器的連接。鎖緊套外表面螺紋與懸掛器回接筒連接，鎖緊套內表面與本體間的凹槽內裝有鎖緊環(huán)，本體對應位置上設計相配合的鋸齒形外螺紋，使鎖緊套只能沿本體下行而不能上行，保證坐封后膠筒鎖緊，使其不能回退。坐封時，利用鉆具重量對鎖緊套施加壓力，剪斷剪釘，鎖緊套與封隔器本體發(fā)生相對運動，繼續(xù)下壓使鎖緊套壓縮膠筒，膠筒軸向縮短，徑向脹大，當其外徑接觸到上層套管內壁時實現(xiàn)坐封。

圖1 井頂部封隔器結構

2 頂部封隔器膠筒設計

2.1 膠筒坐封原理

膠筒承受載荷變形時要求應力分布均勻，減少或避免應力集中，采用組合膠筒結構提高密封效果。封隔器由3個膠筒組成，兩端為支撐膠筒，中間為工作膠筒，采用氫化丁腈材料。因實現(xiàn)不同功能的工作膠筒和支撐膠筒硬度不一樣，要求彈性好，硬度為HS75；支撐膠筒起到保護作用，主要用于防止工作膠筒松弛，硬度要高，達到HS85。

膠筒變形表現(xiàn)為軸向壓縮和徑向膨脹。軸向壓縮量δ和徑向膨脹量η隨下壓力的增大而增加。相同壓力下由于工作膠筒硬度低、彈性模量小，變形比支撐膠筒大，因此工作膠筒起到主要密封作用。單個膠筒軸向、徑向變形情況如圖2所示。應力F較小時，膠筒為自由變形階段，內表面和外表面向外鼓起，膠筒內表面與本體形成弓形空間；F增大后進入約束變形階段，弓形空間逐漸縮小，膠筒內表面和本體完全接觸達到壓實狀態(tài)；F繼續(xù)增大，膠筒變形較小，進入穩(wěn)定狀態(tài)［6-7］。

圖2 膠筒變形過程

考慮到膠筒容易發(fā)生應力松弛現(xiàn)象［8］，上下兩端分別裝配防突環(huán)，同時起到避免膠筒邊緣擠入環(huán)空間隙，提高和保持接觸應力的作用。防突環(huán)設計厚度為2 mm，采用黃銅材料。根據(jù)固井作業(yè)條件要求，φ244.5 mm套管內頂部封隔器結構參數(shù)如下：

1）本體內徑不小于155 mm，保證封隔器本體強度的前提下膠筒內徑為177 mm；

2）為確保封隔器在φ244.5 mm套管內順利下入，并保證膠筒與套管間有足夠過流面積，膠筒外徑不大于208 mm。

2.2 膠筒有限元計算

封隔器及膠筒結構確定后，為準確得到膠筒膨脹變形所產生的應力及其分布情況，并確定密封壓力是否滿足要求，需要對坐封過程進行計算。由于膠筒橡膠是高度非線性復合材料，膠筒受力過程中產生較大彈性變形［9］，常規(guī)方法難以計算膠筒變形過程，為此采用ANSYS 有限元方法進行分析［10-11］。

頂部封隔器計算模型和計算參數(shù)設置：膠筒采用氫化丁腈，為超彈性材料，選擇實體單元類型8node185，該單元為8節(jié)點四面體單元，具有較高計算精度；本體、套管采用合金鋼（材料A），彈性模量為214 GPa，泊松比為 0.3；鎖緊套（材料 B），彈性模量為206 GPa，泊松比為0.3；A，B均為高硬度材料，采用20node186單元計算。計算過程中組合膠筒一端施加約束固定，另一端軸向加載，膠筒受力云圖如圖3所示。計算結果表明，載荷施加到210 kN時組合膠筒坐封，坐封后膠筒與套管間的最大接觸應力達到73.19 MPa，即超過70 MPa的設計指標。

圖3 組合膠筒受力云圖

3 頂部封隔器試驗研究

3.1 坐封性能測試

組合膠筒放入外層套管進行頂部封隔器密封性能測試，坐封過程使用拉伸試驗機完成，拉伸試驗機下壓鎖緊套使組合膠筒坐封。鎖緊套受壓100 kN，時封隔器坐封剪釘剪斷，膠筒受到壓縮開始膨脹，加壓至230 kN時，停止加載完成脹封，測量軸向行程為65 mm。隨后進行密封壓力測試，從膠筒下端方向打壓，依次升壓至35，50，70 MPa，分別保持壓力15 min，未發(fā)生壓降。坐封壓力曲線如圖4所示，試驗完成后封隔器未發(fā)生破壞。

圖4 坐封壓力試驗曲線

為驗證膠筒坐封后是否發(fā)生松弛現(xiàn)象以及鎖緊機構性能，封隔器坐封120 h后再進行密封測試。對外層套管與封隔器間的環(huán)空，從下端方向加壓至70 MPa，穩(wěn)壓15 min后無滲漏且鎖緊座未發(fā)生軸向位移，鎖緊力達到1 500 kN。試驗后，將膠筒坐封位置處的外層套管銑開，觀察膠筒膨脹后狀態(tài)，膠筒膨脹均勻，未發(fā)生撕裂、斷裂現(xiàn)象。

3.2 高溫性能測試

頂部封隔器需要滿足深井、超深井需求，對膠筒耐溫性能提出了較高要求，因此進行了耐溫試驗。將頂部封隔器及外層套管放入油浴加熱裝置內加熱至150℃，并保持24 h后取出。隨即完成封隔器坐封試驗，下壓至290 kN，封隔器坐封；將坐封后的封隔器及套管放回油浴加熱裝置內，進行高溫條件下的密封性能測試，加熱至150℃后，憋壓到70 MPa并保持60 min，未發(fā)現(xiàn)壓力下降；150℃保持48 h后，再次進行高溫密封測試，壓力達到70 MPa后，穩(wěn)壓60 min，壓力不下降。試驗數(shù)據(jù)表明，封隔器能夠在150℃高溫條件下密封，壓力可達到70 MPa，能夠滿足現(xiàn)場深井、超深井技術要求。

4 現(xiàn)場試驗

在完成地面試驗的基礎上，為測試與懸掛器的操作配合和現(xiàn)場性能指標，開展了現(xiàn)場應用研究，分別在千16-16井、HWYH-560井進行了入井試驗。頂部封隔器在完成懸掛器坐掛和注水泥作業(yè)后，通過鉆具下放載荷，實現(xiàn)坐封且坐封現(xiàn)象明顯，坐封后環(huán)空試壓20 MPa未發(fā)生漏失現(xiàn)象，滿足應用需求。

4.1 千16-16井

千16-16井為重點生產井，設計井深5 084.0 m，最大井斜83.7°。該井尾管裸眼段有嚴重漏失層，固井前進行堵漏作業(yè)后仍有少量漏失，為此采用封隔式尾管懸掛器對環(huán)空進行封隔。封隔器坐封套管規(guī)格為φ244.5 mm，鋼級為P110，壁厚 11.99 mm，封隔器坐封位置深度為3 371.0 m，尾管下深5 082.0 m。井身結構如圖5所示。

圖5 千16-16井身結構

具體施工過程：1）按設計將管串下入井內，尾管重量390 kN，送入鉆具重量760 kN；2）循環(huán)鉆井液清洗井底泥砂，循環(huán)排量1.0 m3/min，循環(huán)泵壓2.4 MPa，循環(huán)時間210 min；3）懸掛器坐后正轉鉆具30圈進行倒扣丟手作業(yè)，丟手后上提0.8 m，懸重890 kN，丟手判斷成功；4）固井作業(yè)后進行封隔器坐封，下放鉆具懸重量264 kN坐封。

坐封后井口試壓20 MPa，未發(fā)生漏失。頂部封隔器與常規(guī)懸掛器配合，能夠有效替代環(huán)空水泥環(huán)，解決了裸眼段漏失嚴重問題，實現(xiàn)了對漏失層、高壓氣藏的有效封隔，避免了后續(xù)環(huán)空擠水泥進行密封作業(yè)，顯著降低了成本。

4.2 HWYH-560井

HWYH-560井為沙特阿美公司一口高壓氣井，并且高含H2S和CO2，需要采用封隔尾管懸掛器對環(huán)空高壓氣體進行密封。該井井深為2 037.9 m，鉆井液密度為1.25 g/cm3，封隔器坐封位置為635.2 m，套管壁厚10.03 mm，尾管下深2 037.9 m。井身結構如圖6所示。

圖6 HWYH-560井身結構

具體施工過程：1）按設計下入管串，尾管重量440 kN，鉆具重量230 kN；2）循環(huán)排量為1.2 m3/min,泵壓6 MPa，循環(huán)時間為120 min；3）懸掛器下壓后正轉倒扣28圈，無回轉，上提鉆具1.0m，懸重50 kN，正常丟手；4）固井作業(yè)后進行封隔器坐封，下壓鉆具225 kN，坐封封隔器。關閉井口封隔器進行環(huán)空試壓，壓力升至20 MPa，穩(wěn)壓15 min，封隔器完全密封，實現(xiàn)了對高壓油氣藏的密封。

千16-16井與HWYH-560井封隔器脹封所需要的坐封力與有限元計算及地面試驗數(shù)據(jù)較為接近，進一步驗證了計算的準確性。千16-16井由于鉆具長、摩阻大，使坐封力增加，而HWYH-560井受鉆具重量限制，坐封力僅加載到225 kN，超過計算坐封力201 kN，膠筒順利坐封。因此，正常情況下施加300 kN內的坐封力，能夠使封隔器膠筒進行坐封。

5 結論

1）現(xiàn)場施工數(shù)據(jù)表明，頂部封隔器能夠與常規(guī)懸掛器實現(xiàn)較好的配合，且坐封可靠，通過鉆具加載，完成膠筒脹封，實現(xiàn)了對漏失層、高壓氣藏的有效封隔，避免了后續(xù)環(huán)空擠水泥作業(yè)，顯著降低成本。

2）頂部封隔器在150℃條件下，密封壓力達到70 MPa，所采用的鎖緊防退機構鎖緊力超過1 500 kN，防退效果明顯，“防突環(huán)”機構能夠防止膠筒坐封后發(fā)生應力松弛現(xiàn)象發(fā)生。

3）采用有限元方法對頂部封隔器坐封過程進行了較為精確的計算，結果與試驗數(shù)據(jù)較為接近，計算結果為封隔器設計提供了參考依據(jù)。

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