套变井高膨胀比封隔器卡堵水技术研究及应用

马宏伟，焦明远，王新志，沈 威，邹启云，赵 娜

(1.中国石化河南油田分公司 石油工程技术研究院，河南 南阳 473132；2.中国石油华北油田公司 工程技术研究院，河北 任丘 062552)

水驱老油田进入开发后期，由于长期腐蚀及地层应力的作用，部分井的套管出现了局部缩径、变形、错断等套损情况。2013年河南油田稀油油田有套损井580口，其中油井套损井225口。这几年来，每年新增套损井约60口。河南油田的油藏属于厚油层发育，分层开采井占油井总数的70%以上。随着套损井数不断增加，严重影响厚油层的细分开采，控制储量损失严重。

国内油田多数油井采用ø139.7 mm套管，常规分层开采井下工具外径114 mm左右。套管变形后，内通径在110～120 mm的套损井较多[1-2]。由于普通压缩式封隔器的胶筒膨胀比只有1.1～1.2，对于套管变形后内通径大于110 mm的套损井，通常采用外径小于105～110 mm的小直径压缩式封隔器进行分层卡封[3-6]。对于套管补贴后内径在100.5～105 mm的油水井，个别油田尝试采用外径95 mm的小直径压缩式封隔器，在ø139.7 mm套管内进行分层卡封[7-8]，但是耐压差较低，通常在15 MPa以下，不能满足高压分层卡封需要。对于套管腐蚀穿孔、错断、严重变形井，为了防止套管的进一步损坏，通常采取补贴加固措施。对于ø139.7 mm套管补贴井，倾向于采用高膨胀比的扩张式封隔器进行分层卡封[9-10]，扩张式胶筒的膨胀比达到1.2～1.3，能够满足高压分层卡封需要。但是，通常用于注水井分层卡封和验窜，不能满足油井多级分层卡封需要。对于ø177.8 mm套管变形井，也缺乏相应的多级分层卡封技术[11]。国内油田的多数油井已经开发30 a以上，套管变形井数量多，分层开采需求会越来越多，为此研究开发了胶筒膨胀比达1.3～1.5的小直径封隔器。在河南油田ø139.7 mm套管井、ø178mm套管井应用，耐压差20～30 MPa。配套小直径开关工具，实现多层卡封、多层开采，解封可靠。为套管变形井、补贴加固井进行高压分层卡封采油提供了技术手段。

1 高膨胀比封隔器多级卡堵水管柱

1.1 管柱组成

高膨胀比封隔器多级卡堵水管柱由K341型封隔器、桥式单流阀、丢手接头、泄压阀等小直径井下工具组成，通过组配下井后，能够满足“封中间采上下、封上下采中间、封下采上、封上采下”等多种卡封措施要求。图1为套变井多级卡封管柱示意图，分别满足“封中间采上下、封上下采中间”工艺需求。

图1 高膨胀比封隔器多级卡封管柱示意

1.2 工艺原理

高膨胀比封隔器多级卡封管柱在下井过程中，内腔不进液。在外压作用下，确保封隔器通过套管变形井段或者套管补贴井段，下至设计井段。通过油管加压，坐封封隔器。提高压力，打开泄压阀。投球加压，打开丢手接头。起出丢手接头以上管柱，下入抽油泵生产管柱，进行生产。需要解封封隔器时，起出抽油泵生产管柱，下入捞矛打捞管柱，捞住多级卡封管柱后，上提载荷为“打捞管柱自重力+封隔器解封力”，悬停3～5 min，载荷下降，证明上级封隔器解封。重复上述方法，依次上提打捞管柱，解封下一级封隔器，直到全部封隔器解封，起出多级卡封管柱。

1.3 技术指标

坐封压力 10～15 MPa

耐压差 20～30 MPa

解封载荷 100～130 kN

耐温 125 ℃，140 ℃

工具外径 ø95 mm，ø105 mm

封隔器胶筒膨胀比 1.4～1.5

适应套管内径 ø100～ø161.8 mm

2 主要配套工具设计

高膨胀比封隔器多级卡封管柱主要配套工具包括K341-95(105)型封隔器、桥式单流阀、丢手接头等。其中，K341-95(105)型封隔器是该项技术的核心，“下得去、封的严、耐压高、寿命长、起的出”，确保了套变井多级分层卡封的实现。

2.1 K341-95(105)型封隔器

2.1.1 结构

K341-95(105)型高膨胀比封隔器主要由上接头、提挂环、上管、锁块、锁套、锥体活塞、弹簧、扩张胶筒、下管、浮动活塞、销钉、拉环、挡环、下接头等组成，如图2所示。为适用于不同直径的套管和套变情况，该封隔器设计有2种直径，外径分别是95 mm和105 mm，分别适用于139.7 mm套管井、177.8 mm套管井进行分层卡堵水。

1—上接头；2—提挂环；3—上管；4—锁块；5—锁套；6—锥体活塞；7—弹簧；8—扩张胶筒；9—下管；10—浮动活塞；11—销钉；12—拉环；13—挡环；14—下接头。图2 高膨胀比封隔器结构示意

2.1.2 工作原理

加液压时，液压力经下管的传液孔作用在锥体活塞上，克服弹簧的张力，使锥体活塞沿轴向移动。液压经锥体活塞进入胶筒的内腔，使扩张胶筒胀大，封隔油、套环形空间。快速放掉油管压力，锥体活塞在弹簧张力和胶筒内腔液压的作用下关闭，胶筒就始终处于胀开状态,封隔油、套环形空间。 解封时,上提管柱并剪断解封销钉，锁套上移，使锁块成自由状态。继续上提油管，带动中心管向上移动，让上管脱开锁块限制，锥体活塞离开密封面，使上、下泄压通道与胶筒连通，压力泄出，完成解封。

2.1.3 扩张胶筒结构

扩张式胶筒要达到高膨胀比、耐高压差，必须具备高弹性、高回收性能和高强度，并且端部保护强度高。为此，参照国外过油管桥塞的设计思路，设计了高膨胀比封隔器胶筒，如图3所示，主体结构是不锈钢钢带环形叠合、端部焊接，内部衬胶筒内胆，外部硫化分段胶筒。模拟耐温耐压试验结果如图4。外径为95 mm、105mm的高膨胀比封隔器胶筒，能够在139.7～177.8 mm(5.5～7英寸)的多种套管内高压密封。

图3 高膨胀比胶筒示意

图4 高膨胀比胶筒模拟试验结果

设计的高膨胀比封隔器胶筒的特点：

1) 增强环形重叠的钢带韧性，使其具备高弹性、高回收性能和高强度。

2) 端部柔性环保护，防止钢带损坏。

3) 通过合理分段敷胶，增强封隔器的密封性和抗滑动能力。

2.1.4 技术指标

坐封压力 15 MPa

耐压差 20～30 MPa

解封载荷 100～130 kN

耐温 125 ℃、140 ℃

2.1.5 特点

1) 外径小，耐压高、耐温高，适用范围广。

胶筒采用双层扩张式胶筒，中间内衬环形重叠的高强度不锈钢弹片，具有较高的膨胀性能。外径为95 mm的封隔器，能够在内径为ø99～ø161.8 mm的多种套管内密封，在内径为ø124 mm的套管内进行油浸试验，温度125 ℃时，耐压差30 MPa以上。外径为105 mm的封隔器，在内径为ø161.8 mm的套管内进行油浸试验，温度125 ℃时，耐压差20 MPa以上,抗滑动能力达到410 kN。

2) 坐封、密封可靠，寿命长。

保压用锥形活塞采用组合软密封方式，使封隔器坐封可靠，保压性能好，耐温高，能满足长期卡堵水的作业要求。

3) 解封可靠。

采用双固定泄压通道，能使封隔器上提后快速泄压，解封可靠。

4) 多级封堵，逐级解封

设计有逐级解封机构，能够实现多级封堵，可靠起出。

2.2 桥式单向阀

2.2.1 结构组成

桥式单向阀由上接头、花板、弹簧、阀球、顶杆、销钉、桥体、丝堵、下接头组成，如图5所示。

1—上接头；2—花板；3—弹簧；4—阀球；5—顶杆；6—销钉；7—桥体；8—丝堵；9—下接头。图5 桥式单向阀结构示意

2.2.2 工作原理

桥式单向阀对应下在生产层位，管柱下井封隔器坐封前，顶杆活塞关闭内外连通通道。憋压坐封封隔器时，液压作用在顶杆活塞上，剪断销钉，阀球在弹簧作用下，压在阀座上，阀球、阀座单向密封，内部液体不会进入外部，外部液体可以在泵抽吸时进入工具内部，防止洗井时洗井液污染油层。

2.2.3 特点

防止管柱下井时井筒液体进入管柱，造成封隔器中途坐封。加液压时，压力可以传到下部。洗井时，单向阀防止洗井液污染油层。

2.3 丢手接头

2.3.1 结构组成

丢手接头由上接头、滑套、销钉、球套、锁球、下接头组成，如图6所示。

1—上接头；2—滑套；3—销钉；4—球套；5—锁球；6—下接头。图6 丢手接头结构示意

2.3.2 工作原理

封隔器完成坐封后，油管投球，通过加液压，剪断控制销钉，滑套落下，钢球落入滑套的凹槽内，解除互锁机构，实现丢手，起出丢手以上管柱。也可以投球后，再投入2根抽油杆，借助抽油杆的冲击力，撞断控制销钉，实现丢手。

2.3.3 特点

丢手操作简便、可靠，外径小，适用范围广，打捞简单。

3 现场应用

开发的高膨胀比胶筒封隔器，胶筒膨胀比高达1.4～1.5。自2014年开始，在ø139.7 mm和ø177.8 mm 2种套管井开展了多级卡堵水现场应用。在河南油田、华北石油局等累计应用26井次，卡封级数达到3级，封堵工艺成功率96%。外径105 mm的封隔器在178 mm套管内卡封，耐压差达到20 MPa。外径95 mm的封隔器在139.7 mm套管内卡封，耐压差达到23 MPa。平均有效期达到3 a以上，最大解封载荷130 kN，解封成功率100%。没有解封不成功而进行大修井作业的情况。

1) 高膨胀比封隔器应用后有效期长。

X5-13井套管变形，上部套管内径缩小到115 mm，采用该技术机堵正常套管上部出水层，施工前日产油0 t，日产液37.7 m3，含水100%。施工后日产油5.5 t，日产液23.3 m3，含水76.3%。该井有效期达到5 a，因其它层补孔，起出高膨胀比封隔器丢手管柱。

H423井为套管补贴井，补贴段套管内径100.5 mm，下部套管采用高膨胀比封隔器分层卡封，封堵段套管内径124.2 mm，有效期达到7 a，因检泵作业，部分油管脱扣落井，导致井下高膨胀比封隔器丢手管柱下滑9 m，打捞后仍顺利捞出高膨胀比封隔器丢手管柱，换封生产。

2) 高膨胀比封隔器在小套管应用耐压差高。

SCJ8-607井为膨胀管补贴井，补贴后套管内径104 mm，高含水层压力高，作业施工过程中空井筒关井压力高达4.5 MPa，需要封堵底部高含水层。丢手机堵作业后，动液面从井口下降到1 784 m，表明封隔器承高压差22.5 MPa，封堵有效期达到2.5 a，因产层能量低，其它措施需要起出封隔器。

3) 高膨胀比封隔器在177.8 mm套管应用耐压差高。

G4508井为177.8 mm套管井，套管局部变形部位内径132 mm，上部有高含水层需要封堵，没有合适的工具。将外径105 mm高膨胀比封隔器在177.8 mm套管井试验，验封压力22 MPa。于是在该井采用“传压泵+外径105 mm高膨胀比封隔器+桥式单向阀”管柱结构，卡封上部高压水层，措施后高压水层套压2.4 MPa，封隔器实际耐压差9.8 MPa，封隔器胶筒膨胀比达到1.55，密封良好。

4 结论

1) 小直径高膨胀比封隔器能够应用于套管变形或补贴加固井，在内径ø100～ø161.8 mm的套管内分层卡堵水密封后，密封耐压20～30 MPa。该封隔器采用逐级解封方式，解封可靠，多级应用不受限制。

2) 室内试验表明，ø105 mm小直径高膨胀比封隔器在177.8 mm套管井的抗滑动能力达到410 kN，不需要卡瓦锚定，即可满足耐高压差要求。

3) 高膨胀比封隔器多级卡封管柱在下井过程中，油管内外应保持密闭不连通状态，确保封隔器通过套管变形井段。

4) 油田开发后期，套管变形井不断增多是发展趋势，采用小直径高膨胀比封隔器分层卡封、分层采油，可以减少不必要的大修整形加固等施工作业，是提高采收率的有效措施，且成本低。