套變井用高溫高壓封隔器的研制與應用

張 毅 郭云鵬 李瑞祺 金顯鵬 譚 學 孫世強 黃曉亮

1.中國石油集團渤海鉆探工程有限公司 2. 中國地質(zhì)調(diào)查局水文地質(zhì)環(huán)境地質(zhì)調(diào)查中心

0 引言

隨著油氣田開發(fā)不斷深入，對儲層改造也日益加強，其中大型體積壓裂成為儲層改造的主要手段，高強度的壓裂在獲得大量油氣資源同時，也對油氣井造成一定損害，特別是套管變形現(xiàn)象十分嚴重，直接影響到了油氣井開發(fā)的效率和效益。以頁巖氣水平井為例，國內(nèi)首口頁巖氣水平井威201-H1井、首口具有商業(yè)價值的頁巖氣水平井寧201-H1井都曾發(fā)生過嚴重的套變。長寧—威遠、昭通等國家級頁巖氣示范區(qū)壓裂頁巖氣井400余口，套變、遇阻井高達35%。這種現(xiàn)象不僅發(fā)生在國內(nèi)，國外也是如此，美國雜志《Journal of Petroleum Technology》2020年第1期就曾指出，經(jīng)過大型體積壓裂改造的美國Marcellus頁巖油井套變率達6.2%，阿根廷內(nèi)烏肯盆地Vaca Muerta組頁巖氣井套變率為25%，加拿大Duvernay某區(qū)塊套變率高達47%[1]。

面對如此高的套變率，國內(nèi)外專家也進行了不懈地研究。2019年，中國石油川慶鉆探有限公司的張平[1]對四川長寧—威遠區(qū)塊23口頁巖氣套變井進行MIT24井徑測井后認為，套變的主要原因是壓裂時，隨著壓裂液不斷注入，壓裂液進入溝通了斷層、裂縫，致使壓力不斷增加，導致儲層斷裂面正應力降低，從而發(fā)生剪切滑移，引起套管剪壓變形。此外，根據(jù)西南石油大學路千里[2]研究得出，壓裂后產(chǎn)生的裂縫角介于 20°～55°（或其補角）時，井筒剪應力最大，套變風險隨之增高。隨著對油氣井套變原因研究不斷深入，采取主動預防措施可以大幅度減少油氣井套變發(fā)生，但是面對已經(jīng)發(fā)生套變的井該如何進行施工，特別是再次進行一些高強度儲層改造依然困難重重。

為了能夠使套變井有效施工，目前一種手段是采取套管整形工藝進行處理。套管整形工藝對1 000 m以內(nèi)的淺層套管十分有效，通過機械沖脹、取換套、爆炸整形基本上可以將套管整形至原有尺寸，但對于深井段整形工藝就顯得力不從心。研制可通過套變井段有效坐封并進行高強度儲層改造的封隔器顯得尤為必要。中國石油大學的王捷力[3]等人對套管磨損、變形等利用ANSYS軟件分析對封隔器影響進行了研究，研究表明：套管的損壞導致膠筒接觸壓力呈現(xiàn)整體降低，膠筒與中心管之間會出現(xiàn)縫隙導致密封不嚴。長江大學的劉旭輝[4]以及中石化石油工程技術研究院的付道明[5]等人對壓縮式封隔器套邊段與射孔段套管坐封進行了有限元計算與分析，得到了膠筒壓縮距與接觸應力變化規(guī)律。盡管針對套變井封隔器從計算機數(shù)值模擬到室內(nèi)模擬進行了大量研究，但目前該類封隔器仍多存在用于注水、驗封等壓力級別不高的施工，如冀東油田使用逐級解封注水封隔器在套變井段實現(xiàn)坐封，該封隔器采用液壓坐封、上提逐級解封的方式，適用套管外徑100 mm左右，工作壓差35 MPa，工作溫度135 ℃，這對深井、水平井等改造儲層的耐高溫、承高壓要求還具有很大差距。筆者將探討一種能夠耐高溫、承高壓的套變井用封隔器，為下一步豐富該類型油氣井的增產(chǎn)措施提供了技術保障[6]。

1 技術分析

根據(jù)套變井特點研制封隔器時，要有針對性的定制，主要有4個方面的考量：①坐封后如何有效保護膠筒不因大尺寸形變產(chǎn)生撕裂；②如何保證膠筒充分壓縮、坐封嚴密可靠；③面對耐高溫、承高壓的要求，如何選擇膠筒橡膠基料；④如何提高封隔器坐封穩(wěn)定性。

1.1 結構

針對上述問題，設計了一種高溫高壓套變井用封隔器。該封隔器是通過液壓坐封、上提剪斷銷釘解封的可回收式封隔器，入井后通過油管對封隔器中心管施加液壓力坐封，此時封隔器上部的水力錨錨爪張開，增加坐封穩(wěn)定性[7]。需要取出封隔器時，只需要釋放油管內(nèi)壓力，上提剪斷解封銷釘，然后直接上提管柱即可。

高溫高壓套變井用封隔器主要由上接頭、膠筒傘狀護肩、規(guī)環(huán)、膠筒、卡瓦椎體、卡瓦、卡瓦座、卡瓦銷釘、防坐銷釘、解封銷釘、傘狀護肩銷釘、下活塞、卡瓦活塞、膠筒活塞、中心管、密封塊鎖塊、坐封鎖塊、防坐鎖塊、下接頭等部件組成，結構如圖1所示。

圖1 高溫高壓套變井用封隔器結構示意圖

1.2 工作原理

坐封時，地面打壓，壓力從2號注入孔注入，剪斷防坐封銷釘，壓力推動下活塞下行，當下活塞運行至底部時，防坐鎖塊解鎖，處于自由狀態(tài)，此時卡瓦活塞可以帶動封隔器外套向上移動，推動卡瓦剪斷卡瓦銷釘后沿斜面產(chǎn)生相對運動，卡瓦伸出直至卡瓦卡住套管內(nèi)壁，完成卡瓦坐封。繼續(xù)打壓，壓力從1號注入孔注入，推動膠筒活塞上行，壓縮膠筒實現(xiàn)密封，膠筒壓縮的同時推動規(guī)環(huán)上行，剪斷上部傘狀護肩銷釘，傘狀護肩沿規(guī)環(huán)斜面和上接頭斜面產(chǎn)生相對運動，傘狀護肩張開緊貼套管壁起到保護膠筒作用[8]，此外，封隔器坐封同時，上部的水力錨錨爪張開咬入套管壁，保證坐封牢固可靠，完成坐封。

解封時，釋放管柱內(nèi)壓力，使封隔器內(nèi)外壓力平衡，水力錨錨爪在內(nèi)部彈簧作用力下收回，上提管柱帶動中心管上行剪斷解封銷釘，封隔器卡瓦下部失去支撐，卡瓦在膠筒回彈力作用下收縮至原位，膠筒傘狀護肩在膠筒回彈力以及相互咬合的作用下也回復原位，完成解封，上提管柱起出封隔器即可[9]。

1.3 主要技術參數(shù)（以適用于￠139.7mm套管為例）

最大外徑：98 mm。

最小通徑：40 mm。

總長：1 300 mm。

座封壓差：15 MPa。

承載壓差：90 MPa。

耐溫：200 ℃。

上提解封力：25 t。

1.4 關鍵技術

1.4.1 膠筒傘狀護肩設計

膠筒護肩是封隔器坐封后保護膠筒形變部分不會擠入油套環(huán)形空間對膠筒造成撕裂的重要部件，一般膠筒護肩都是采用硫化銅皮或者硫化彈簧的結構，但是套變井用封隔器，膠筒的形變量太大，無論是銅皮護肩還是彈簧護肩都無法對膠筒起到有效保護[10]。針對此問題該封隔器采用具有雨傘骨架結構可以隨膠筒一起運動的傘狀護肩（圖2-a），當膠筒壓縮傘狀護肩，隨之張開貼住套管內(nèi)壁形成保護，有效阻止了膠筒形變部分擠入油套環(huán)形空間（圖2-b）。解封時，隨著膠筒復原回彈帶動傘狀護肩也隨之收縮復原。

圖2 膠筒傘狀護肩3D示意圖

為了驗證膠筒傘狀護肩的設計確實可以有效地保護封隔器膠筒，增加了實驗驗證。該實驗設計了在139.7 mm套管內(nèi)對外徑為100 mm膠筒在有、無傘狀護肩保護兩種情況承受20 t坐封力下的對比試驗[11]。該實驗設計了模擬封隔器中心管的支撐柱，將封隔器膠筒套在支撐柱上，膠筒下部底座和上部的壓盤外徑尺寸與封隔器外徑尺寸相同，用液壓機的下壓力模擬膠筒所受的坐封力，試驗結果如表1所示。

表1 對比試驗結果

1.4.2 三級活塞設計

大部分液壓類封隔器采用的是單活塞運動結構，即提供推動卡瓦坐封和膠筒壓縮動力的為一個活塞，該結構對形變量不大的正常套管來說的確簡單、可靠，但是對于套變井的大形變量要求存在極大弊端[12]。體現(xiàn)在，如果卡瓦和膠筒同時運動且運動量較大，就會發(fā)生卡瓦已經(jīng)完全吃入套管壁內(nèi)完成坐封，但膠筒在彈性回彈力作用下沒有充分壓縮仍有余量，致使坐封不嚴[13]。

為了解決這個問題，該封隔器設計時，采用的是三級活塞推動，即推動卡瓦坐封和膠筒壓縮分別由2個不同的活塞進行，為保證封隔器下入過程中不會提前坐封，還增加了可以控制防坐鎖塊開啟的下活塞。首先下活塞控制鎖塊防坐解鎖，處于自由狀態(tài)，卡瓦活塞帶動封隔器外套向上移動，推動卡瓦剪斷卡瓦銷釘，然后卡瓦沿斜面產(chǎn)生相對運動，使卡瓦伸出直至卡瓦卡住套管內(nèi)壁完成卡瓦坐封后，膠筒活塞才能運動推動膠筒充分壓縮，這樣就避免出現(xiàn)膠筒在彈性回彈力作用下留有余量導致坐封不嚴的現(xiàn)象[14]。

1.4.3 膠筒基料優(yōu)選

目前市場上的高溫橡膠采用的大都是AFLAS氟橡膠，該橡膠是以四氟乙烯與丙烯交替結構的共聚體為主鏈,幾乎所有的丙烯鏈段都位于相鄰的四氟乙烯鏈段之間的聚合物[15]。特點為可連續(xù)使用在230 ℃左右溫度，在高溫下強酸、強堿環(huán)境中也幾乎不產(chǎn)生老化,耐化學品性優(yōu)異。氫化丁腈橡膠是丁腈橡膠中分子鏈上的碳—碳雙鍵加氫飽和得到的產(chǎn)物，故也稱為高飽和丁腈橡膠，具有高強度，高撕裂性能、耐磨性能等優(yōu)異等特點。針對套變井需要膠筒有較大形變的要求，在橡膠優(yōu)選上不能為單一基料，而是以AFLAS氟橡膠為主，配比一定量的氫化丁腈橡膠，使得膠筒不僅具有氟橡膠的耐高溫、耐腐蝕性能還具有丁腈橡膠的高強度、高撕裂性能，保證坐封嚴密性[16]。

1.4.4 其他設計

1）針對套變井的特點，其水力錨設計也不同于普通水力錨，體現(xiàn)為在水力錨本體上最大限度增加錨爪數(shù)量以及加深錨爪孔以增加錨爪運動行程，提高水力錨坐封的穩(wěn)定性[17]。

2）設計時將卡瓦在膠筒下面，有利于封隔器坐封后卡瓦與沉淀物的隔離，防止沉淀物在卡瓦上的堆積，避免造成封隔器卡井的風險[18]。

3）封隔器下部還設計有相互契合的坐封鎖環(huán)，保證封隔器坐封后對坐封力進行鎖定[19]，不會再施工中自行解封，其結構如圖3所示。

圖3 封隔器坐封鎖環(huán)示意圖

2 封隔器實驗室性能測試

首先進行封隔器整體密封測試。封隔器上端連接配套的水力錨密封總成。上端連接加壓接頭，下端連接試驗堵頭。然后對封隔器中心管內(nèi)腔加油壓至15 MPa，壓力穩(wěn)定后保壓約20 min，無壓力下降，且封隔器外部沒有任何可見滲漏跡象。

然后將封隔器安裝在試驗裝置上，并向試驗裝置內(nèi)充滿液體，加熱至200℃左右，待整個裝置內(nèi)溫度均勻穩(wěn)定后，從中心管逐級加壓至20 MPa坐封封隔器，保持壓力，持續(xù)時間15 min 以上，保證封隔器各個運動部件運動到位，坐封可靠，坐封后釋放掉中心管內(nèi)的壓力，如圖4測試系統(tǒng)所示。

圖4 封隔器測試系統(tǒng)示意圖

2.1 耐下壓性能測試

封隔器在壓裂等施工作業(yè)中主要承受下部壓力，封隔器耐下壓的性能能力十分重要。維持200℃左右的試驗溫度，對試驗裝置上部環(huán)空施加91.24 MPa液壓力，保壓24 h后，圖5為24 h的承壓性能曲線，通過圖中可以發(fā)現(xiàn)在初期有壓力略微下降，但后續(xù)壓力保持平穩(wěn)，這是因為膠筒與護肩受到持續(xù)擠壓繼續(xù)變形，而上環(huán)空容積較小，導致壓力下降，2 h后，壓力趨于穩(wěn)定，5 h候補壓至90.67 MPa后，壓力一直穩(wěn)定。整體試驗過程未見有泄漏現(xiàn)象。

圖5 耐下壓性能測試曲線圖

2.2 耐上壓性能試驗

封隔器在使用過程中會承受交變作用力，所以在測試性能試驗時也必須進行耐上壓的性能測試。泄掉中心管以及下部環(huán)空的液壓力，之后維持200 ℃左右的試驗溫度，對試驗裝置上部環(huán)空施加90.78 MPa液壓力，保壓24 h后，圖6為24 h的承壓性能曲線，通過圖中可以發(fā)現(xiàn)在壓力略微下降，當下降至89.50 MPa之后總體壓力保持平穩(wěn)，整體試驗過程未見有泄漏現(xiàn)象。

圖6 耐上壓性能測試曲線圖

2.3 封隔器解封試驗

最后測試封隔器的解封，首先關閉加溫裝置，待試驗裝置內(nèi)的流體冷卻至常溫，泄掉試驗裝置內(nèi)的壓力。使用試驗裝備的上提舉升液壓缸模擬上提管柱的過程，當上提力至27 t左右時，剪斷解封銷釘，待傘狀護肩、膠筒、卡瓦回收到位后起出，封隔器順利解封[20]。

封隔器從試驗套管取出后檢查膠筒，膠筒表面完好無損，證明在高溫高壓下膠筒的傘狀護肩、三級活塞以及膠筒基料優(yōu)選都達到了設計的預期目的[21]，試驗后的膠筒外觀如圖7所示。

圖7 試驗后的膠筒照片圖

實驗室的高溫高壓環(huán)境下驗證結果表明：高溫高壓套變井用封隔器在200℃的條件下，坐封、解封動作順利，承壓能力滿足90 MPa的設計要求[22]。

3 現(xiàn)場應用情況

3.1 基本井況

為進一步驗證高溫高壓套變井用封隔器在現(xiàn)場應用性能，在青海油田的扎探1井應用，扎探1井是柴達木盆地烏南—綠草灘構造帶烏26井斷鼻上傾方向的一口預探井，2012年11月12日開鉆 ，2013年7月15日完鉆，設計井深4 750.00 m，完鉆井深4 823.83 m，完鉆層位：E1+2，人工井底：4 823.83 mm。該井 采用三層井身結構，￠339.7mm表層套管下至996.18 m，水泥返高至地面，￠244.5mm技術套管下至3 297.27 m,水泥返高1 079.0 m?！?39.7mm油層套管下至4 823.36 m,水泥返高3 120.00 m?；亟犹坠芟律? 996.00 m，回接至井口。

經(jīng)40臂測井解釋在3 870.00～3 874.00 m位置有套變（表2），套變形狀為S形+橢圓，其中變形量最大位置在3 872.50～3 873.90 m處，變形段標準內(nèi)徑為121.36 mm，變形后測量，長軸為133.47 mm，短軸為116.03 mm。采用￠105 mm的通井規(guī)探至4 802.58 m。

表2 40臂測井數(shù)據(jù)表（3 870.05～3 873.90 m）

3.2 施工方案論證

青海油田鉆采工藝研究院提出對扎探1井進行分層壓裂，但鑒于扎探1井存在套變情況，建設方提出3種施工方案并予以論證。

方案1：使用脹套器整形。脹套器對于套管輕微變形的套管修復效果好，但對于該井3 872.50～3 873.90 m井段套管嚴重變形，成功幾率小，基本不可能使套管產(chǎn)生塑性變形恢復，施工難度大，且該段套管內(nèi)徑最大133.48 mm，即使脹套后，套管強度減低，后期無法承受壓裂等高壓施工，不建議采納。

方案2：使用銑錐磨銑套管。單該方案對套管損壞大，易發(fā)生卡鉆，比較容易磨穿套管，使套管易發(fā)生錯斷，套管破損后，地層砂易進入井筒，容易發(fā)生卡鉆、砂埋等情況。銑錐磨銑后，套管強度減低，無法承壓，后期無法滿足壓裂等施工的需求，不建議采納。

方案3：采用套變井封隔器進行分層壓裂。經(jīng)通井后內(nèi)通徑僅105 mm，故采用￠88.9 mm P110外加厚油管下入深度3 856.90 m，采用￠88.9 mm P110無結箍油管480 m下入深度4 336.92 m，封隔器卡點位置在4 339.15 2.00 m。對封隔器要求為：最大外徑100 mm，耐壓90 MPa，耐溫180℃。該方案對套管有較好保護，后期可以滿足壓裂等高壓的施工要求，建議采納。

3.3 施工經(jīng)過

使用高溫高壓套變井用封隔器坐封，該封隔器最大外徑為100 mm，封隔器卡點位置4 339.15 m。施工時，坐封段井溫152.48 ℃，壓裂總液量約為1 000 m3，施工排量5.5 m3/min，砂量62 m3，限壓115 MPa，砂比16.8%，地面施工壓力最高時達到106 MPa，打保護壓40 MPa。整體壓裂施工正常，施工完成經(jīng)放噴后封隔器順利起出，證明該封隔器適用于套變井在高溫高壓環(huán)境下進行大型儲層改造施工的能力。

4 結論

1）通過實驗室試驗以及現(xiàn)場驗證，該封隔器設計的膠筒的傘狀護肩、三級活塞以及膠筒基料優(yōu)達到了承載壓差90 MPa、耐溫200 ℃設計目的，這個性能指標滿足了油氣井對儲層改造大部分要求，具有很大推廣價值。

2）為了最大限度滿足過套變井段的要求，在設計封隔器時，內(nèi)部結構做了最大限度優(yōu)化，比如水力錨縮減了防砂襯套結構，封隔器內(nèi)通徑為40 mm左右，在做壓裂、酸化等儲層改造施工方案設計時要綜合考慮這些因素，盡量控制砂比以及排量，保證封隔器坐封穩(wěn)定。

3）畢竟套變井套管受到一定程度損壞，建議在使用前一定要經(jīng)過井徑測井、固井質(zhì)量等一系列測試，再根據(jù)測試結果專業(yè)化定制封隔器，并根據(jù)套管受損情況適當選擇封隔器外徑以及其他的相關配件。