王 龙
(中国石油化工集团公司碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室；
中国石油化工股份有限公司西北油田分公司)
随着油气勘探开发迈向8 000～9 000 m深度领域，储层地质条件更加复杂，这些复杂性主要表现在地层温度与压力随井深的增加越来越高，部分井的地层压力、地层温度甚至达到了140 MPa和200 ℃，这表示油气勘探进入超深超高压超高温时代(简称三超井)，使完井试油与储层改造技术面临着新的技术难题[1-3]。其中，原有的测试工具和配套已不能完全满足勘探评价工作的需求，必须对原有测试工具和管柱体系进行改进和优化，以提高测试工具和配套工艺的可靠性[4-5]。目前顺北油气田的“三超井”主要采用“五阀一封”测试管柱或“永久封隔器+碳钢油管”管柱进行地层测试作业。但面临以下困难：①“五阀一封”测试管柱通径受加强型RD阀、E型阀、封隔器等的限制，内径只有38 mm，加砂压裂摩阻大、排量小、易砂堵[6]；
②RTTS封隔器耐压差只有70 MPa，承压偏低，加砂压裂泵压高，封隔器承压偏大[7-8]；
③“永久封隔器+碳钢油管”管柱，不利于地层资料录取，测试结束后需切割油管起出管柱，增加了施工周期和井控风险。笔者针对顺北油气田“三超井”的施工要求，在调研国内外高压气井压裂测试管柱及工艺基础上，设计了适用于ø139.7 mm(5in)套管的机械可回收测试封隔器，内通径达到50 mm，操作方便，性能可靠，易座封、易解封，能够满足中等及以上规模改造需求，可以解决顺北油气田ø139.7 mm套管内作业的压裂测试一体化难题。
1.1 封隔器结构及特点
ø139.7 mm机械可回收封隔器坐封方式采用机械坐封，解封方式为上提管柱，其结构如图1所示。其关键部件包括：胶筒、卡瓦、下心轴、上心轴、外筒、水力锚。机械可回收测试封隔器的主要技术特点有：①封隔器的承压件全部采用镍基高温合金 Inconel 718 材料，保证了工具在高温高压环境下的强度；
②水力锚锚爪由单O形圈密封改为支撑密封加O形圈的密封方式，提高了密封能力[9]；
③水力锚锚爪分布由3组6个锚爪分布增强至6组12个锚爪(60°间隔分布)[10]；
④改进的胶筒结构能够完成105 MPa的密封能力；
⑤水力锚锚爪、机械卡瓦以及摩擦块上的硬质合金块采用冷镶工艺，更改以往采用的银锡焊的工艺，在一定程度上保证了卡瓦锚定的强度和使用寿命；
⑥水力锚卡瓦弹簧采用内外双弹簧结构，能更好地保证封隔器在解封过程中水力锚卡瓦的顺利回缩。
图1 机械可回收封隔器结构Fig.1 Structure of the mechanically retrievable packer
1.2 工作原理
封隔器随油管下至预定设计位置，封隔器下井时摩擦垫块始终与套管内壁紧贴。进行坐封时，先上提钻杆至一定高度，然后右转油管，并下放管柱，机械卡瓦沿导向槽向外伸张，咬紧套管内壁，同时挤压和压缩胶筒，完成管柱的坐封。当油管内压力大于封隔器以上环空压力时，下部压力将通过容积管传到水力锚，使水力锚卡瓦片张开，卡瓦上的合金卡瓦牙朝上，从而使封隔器牢固地坐封在套管内壁上，阻止管柱上窜。施工结束停泵后，液力锚定卡瓦在弹簧回收力的作用下收回壳体内，需要进行解封时，先打开循环洗井阀，使油套平衡，然后上提管柱，胶筒回弹，机械坐封卡瓦沿卡瓦滑套槽收回合拢，继续上提进而解封整个管柱[11]。
1.3 主要技术参数
ø139.7 mm机械可回收封隔器的主要技术参数见表1。
表1 机械可回收封隔器主要技术参数Table 1 Main technical parameters of the mechanically retrievable packer
2.1 密封机构数值仿真分析
本文所研究的机械可回收测试封隔器适用对象为ø139.7 mm套管，工具的外径和内径尺寸见表1。由于封隔器密封机构的中间胶筒、侧胶筒、护肩、以及套管等部件均为轴对称零件，所以本文建立二维轴对称的密封机构数值仿真分析模型，如图2所示。胶筒模型采用四边形网格，网格算法采用中性轴算法，同时采用杂交公式和缩减积分开展胶筒大变形分析[12]；
在密封机构的仿真模型中分别设定3类接触方式：橡胶-橡胶接触、橡胶-金属接触以及金属-金属接触，并分别设定其配合关系；
密封机构所受外部载荷为管柱下压力对应的轴向载荷F，并进行100～300 kN条件下的密封机构受力仿真分析。
图2 密封机构仿真模型Fig.2 Simulation model of the sealing mechanism
密封机构变形过程仿真结果如图3所示，由图3可知：当通径规上端面施加轴向坐封载荷F后，护肩沿轴向向下滑动，随着轴向载荷的不断增加，胶筒护肩开始向外扩张；
当护肩与套管接触后，护肩开始依次挤压上侧胶筒、中间胶筒以及下侧胶筒；
随着轴向载荷的进一步加大，中间胶筒与套管接触后，上、下侧胶筒和中间胶筒进一步被压缩并依次向外膨胀，最终所有胶筒全部与套管接触，实现了完全密封套管环空的目的[13-14]。
图3 密封机构变形过程仿真结果Fig.3 Simulation results of the deformation process of the sealing mechanism
胶筒轴向压缩距与密封机构所承受的轴向坐封载荷之间的变化关系如图4所示。在初始阶段，随着坐封载荷的逐渐增大，轴向压缩距迅速增大；
当坐封载荷超过50 kN以后，轴向压缩距增大趋势变的很缓慢，稳定在80 mm左右；
当坐封载荷达到300 kN时，胶筒的轴向压缩距为81.3 mm。胶筒与套管的最大接触应力与坐封载荷之间的关系曲线如图4所示。由图4可知，最大接触应力随坐封载荷的增加而逐渐增大，两者之间近似于线性变化关系，其中胶筒与套管最大接触应力为136.98 MPa，对应坐封载荷为300 kN。当坐封载荷F达到300 kN时，胶筒与套管的应力分布云图如图5所示。仿真分析结果表明：密封机构中胶筒心轴的Mises应力最大，最大值为573.5 MPa，尚未达到胶筒心轴材料(42CrMo)的屈服强度，说明密封结构强度可靠。
图4 坐封载荷对压缩距和应力的影响Fig.4 Effects of setting load on compression distance and stress
图5 胶筒与套管应力云图Fig.5 Stress nephogram of rubber sleeve and casing
2.2 卡瓦结构参数的数值仿真优化分析
卡瓦是机械可回收测试封隔器锚定过程中传递载荷、承担载荷的主要构件，起到支撑封隔器、锁定胶筒的作用。卡瓦三维模型如图6所示。在坐封时卡瓦滑套(42CrMo)向下滑动，推动卡瓦体(42CrMo)向外撑开与套管贴合，随着压力不断增加，机械卡瓦上的硬质合金块(YG15)进一步嵌入套管，从而能够提供足够的轴向支撑力，起到锚定作用[10]。
图6 坐封卡瓦的三维模型Fig.6 Three-dimensional model of the slip
图7 卡瓦有限元网格模型Fig.7 Finite element mesh model of the slip
通过仿真结果(见图8)可知：释放悬重达到150 kN时，套管最大应力为916.8 MPa，小于套管屈服强度965.5 MPa，未发生塑性变形；
在硬质合金块安装槽处应力集中现象明显，且最大压应力为1 446 MPa，大于材料屈服强度822.38 MPa，同时各齿受力不均，咬入深度不同，存在较大差异，如图9中红色曲线所示。
图8 卡瓦体和套管的应力-位移云图(优化前)Fig.8 Stress-displacement nephogram of slip and casing (before optimization)
图9 优化前后各齿咬入深度分布Fig.9 Distribution of bite depth of teeth before and after optimization
图10 卡瓦结构参数Fig.10 Structural parameters of the slip
根据机械可回收封隔器卡瓦的设计要求，需要对机械可回收封隔器卡瓦的结构参数进行优化，本文选择对卡瓦性能有显著影响的合金块安装间距l(因素A)、合金块安装倾角α(因素B)、合金块直径d(因素C)和卡瓦楔角γ(因素D)4个因素进行正交试验，其参数如图10所示。根据正交试验原理，设计了四因素三水平正交试验方案L9(34)，试验参数见表2，探索4个试验因素对机械可回收封隔器卡瓦性能的影响规律。
表2 正交试验方案Table 2 Scheme of the orthogonal test
对9种不同方案的卡瓦在150 kN载荷条件下进行数值仿真计算，数值仿真计算结果见表3。其中以卡瓦各齿咬入套管深度数据的标准差作为各齿咬入深度均匀性的衡量标准。
表3 正交试验结果Table 3 Results of the orthogonal test
通过正交试验分析，得到卡瓦最优组合参数为：合金块安装间距l=21.5 mm、合金块安装倾角α=75°、合金块直径D=11 mm、卡瓦楔角γ=8°。由图11可知，卡瓦最大应力由1 446 MPa下降为752.1 MPa，下降百分比为47.99%，应力集中现象大大减弱。优化后的卡瓦和套管的应力-位移云图如图11所示。对比图8可知，优化前各齿咬入套管形成的咬痕深度分布不均，套管上方咬痕深度大，而套管下方咬痕深度明显降低；
优化后各齿咬痕形状以及咬入深度基本一致，卡瓦各齿咬入深度均匀性标准差由0.001 78下降为0.000 73，同比下降59.22%。
图11 卡瓦体和套管的应力-位移云图(优化后)Fig.11 Stress-displacement nephogram of slip and casing(after optimization)
机械可回收测试封隔器的室内试验研究是该工具研制工作的重要环节，通过室内模拟试验，能比较直观且彻底地暴露理论研究中的问题，从而迅速方便地解决矛盾[15]。本试验在中石化江汉石油工程有限公司巴州塔里木测试分公司高温高压井下工具检测中心的3#高温高压试验井筒进行，如图12所示。试验设备包括中央控制系统、加热保温系统、试验井筒系统、超高压液体试验系统、低压压缩空气系统、力加载试验系统、安全防护及视频监控系统。试验工具管串由动密封杆+变扣接头+双短节+变扣接头+ø139.7 mm机械可回收封隔器组成。在地面完成机械可回收封隔器的通径测试和整体密封试验后，将试验工具管串下入试验井筒，通过转接杆将动密封杆连接至力加载试验机上面，于2022年5月依次开展了封隔器坐封试验、额定压差测试、绝对压力测试、封隔器解封试验[16]。
图12 机械可回收封隔器的室内试验Fig.12 Laboratory tests of the mechanically retrievable packer
坐封试验步骤：①启动升温，启动加热保温系统，整井筒加热至≥120 ℃，保温≥1 h；
②继续升温，系统加热至≥204 ℃，保温≥2 h；
③上提封隔器300 mm，正转1圈；
④对封隔器上腔、中心腔加压≥80 MPa(设置为稳压)，记录工具串悬重并将其作为初始载荷，然后在初始载荷的基础上增加135～165 kN(150 kN±10%)坐封封隔器；
保持温度≥204 ℃，将上腔、中心腔泄压至≤0.5 MPa。在坐封载荷下封隔器没有出现下滑和转动，说明坐封试验成功。
额定压差测试：①系统降温至≤120.0 ℃，保温≥4 h(降温过程中温度设定值为115 ℃，保持在115～120 ℃区间)；
②上压腔分级加压至≥110.0 MPa，加压载荷控制参考表4(最终载荷可根据实际情况动态调整)，中心腔压力≤0.5 MPa，压差≥110.0 MPa，保温保压≥15 min。③上压腔分级泄压至≤0.5 MPa，中心腔分级加压至≥110.0 MPa(不操作载荷)，压差≥110.0 MPa，保温保压≥15 min，最后将中心压力泄至≤0.5 MPa(额定压差试验操作期间，下压腔不泄压且背压≥70.0 MPa)。在测试过程中15 min压降≤1%，说明机械可回收封隔器的额定压差测试合格。
表4 ø139.7 mm机械可回收封隔器加压控载表Table 4 Pressure control meter for the 139.7-mm mechanically retrievable packer
绝对压力测试：①系统加热至≥204 ℃，保温≥2 h；
②验证坐封载荷(135～165 kN)后进行以下步骤，中心腔分级加压至≥80 MPa，上压腔分级加压至≥80 MPa，保温保压≥8 h；
③中心腔分级加压至≥160 MPa，上压腔分级加压至≥160 MPa，保温保压≥1 h。在测试过程中15 min压降≤1%，说明机械可回收封隔器的绝对压力测试合格。
解封试验：①温度≥204 ℃，三腔压力分级泄压至≤0.5 MPa，上提测试管柱解封封隔器；
②当系统降温至≤60 ℃，起出工具，顺利完成解封。
(1)数值仿真分析结果表明：在300 kN的坐封载荷下机械可回收封隔器的所有胶筒全部与套管接触，实现了完全密封套管环空的目的，密封机构中胶筒心轴的应力最大，尚未达到该材料的屈服强度，说明密封结构强度可靠。
(2)由于封隔器卡瓦各齿受力不均，咬入深度不同，本文对卡瓦性能有显著影响的4个因素进行正交试验，对卡瓦参数进行了优化，最终得到最优组合参数为：合金块安装间距l=21.5 mm、合金块安装倾角α=75°、合金块直径D=11 mm、卡瓦楔角γ=8°。优化后的卡瓦最大应力下降百分比为47.99%，应力集中现象大大减弱。
(3)室内试验结果表明：ø139.7 mm机械可回收封隔器能够在135～165 kN的载荷下完成坐封，并能够顺利解封，同时能够承受204 ℃以上的高温、110 MPa的额定压差及160 MPa的绝对压力，设计性能满足顺北油气田“三超井”的施工要求。
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