自膨胀封隔器封压性能技术分析

杨德锴，杜鹏德，薛占峰，侯乃贺

（德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州 253005）＊

多级分段压裂完井是低渗透油气藏和页岩气储层开发的重要增产措施之一，已经得到了越来越广泛的应用。使用常规裸眼封隔器作为层间分隔工具进行多级分段压裂，虽然可以有效提高产量，但在操作过程中需要多次进行起下钻，使现场施工费用和时间大幅增加［1］。

自膨胀封隔器是一种新型的裸眼层间分隔工具，遇到井下油或水时可膨胀而封隔环空，具有结构简单、对不规则井眼适应性强等特点。通常用于储层的分段开采、控水堵水、砾石填充等作业，不仅可以减少施工过程中管串的下入次数，实现1趟起下钻完成施工，降低施工操作的复杂性和压裂施工成本，而且可以实现最优化生产，延长井的寿命［2－4］。随着自膨胀封隔器技术的发展，自膨胀封隔器的封压性能也有了很大提高，最高工作压差可达到103 MPa，满足多级分段压裂的施工要求。目前，国外使用自膨胀封隔器进行多级分段压裂的技术已较为成熟，国内一些研究单位也开展了自膨胀封隔器技术的研究，但由于封压能力不足，还未能进行多级分段压裂的现场应用。针对这一问题，本文从分析自膨胀封隔器的结构出发，研究了影响封隔器封压性能的关键因素，并提出了提高自膨胀封隔器封压性能的主要方法。

1 结构及特点

自膨胀封隔器一般由基管、自膨胀橡胶胶筒和端部防突保护装置3个主要部分组成：可使用任意尺寸套管作为基管，通过套管螺纹与入井管串相连接；自膨胀橡胶胶筒的主要材料为遇油或遇水膨胀橡胶，通过硫化与基管粘结为一体，是自膨胀封隔器封隔环空的关键部件；端部防突保护装置一般通过紧定螺钉固定于基管上，主要用于在入井过程中防止胶筒的磨损，及在膨胀过程中限制胶筒轴向位移，使胶筒只能沿径向膨胀，从而保证封隔器的密封能力［5－6］，结构如图1所示。

图1 自膨胀封隔器结构组成

相对于常规裸眼封隔器，自膨胀封隔器具有其自身的特点：

1）机械结构简单，可避免因井下环境复杂所引起的机械结构失效而造成的封压失败，使用可靠性更高，更适用于超深井、大位移井、大斜度井等复杂油气井的完井作业。

2）入井后遇井内液体自动膨胀，无需下入专用胀封工具或进行专门的胀封作业，简化了施工流程，提高了完井效率，降低了作业成本。

3）对井况的适应能力更高，在各种地层条件、地层矿化度、温度、压力等条件下，均可实现对油层、水层、泥岩层等层段的有效隔离，实现对多个油层的分层开采。

4）具有不规则膨胀特性和自修复功能，适用于不规则井眼的封隔，提高了井下受损封隔器的封隔能力。

5）自膨胀封隔器基于橡胶吸收井内液体膨胀，密封持续性好，性能可靠，使用寿命长。

6）随着自膨胀封隔器技术的发展，封压性能得到很大提高，已满足多级分段压裂的施工要求。

2 封压性能影响因素

由于多级分段压裂施工需要的压力较高，系统对自膨胀封隔器的封压能力提出了较高的要求。理论研究及试验表明，影响自膨胀封隔器封压能力的因素主要包括3个方面。

2.1 自膨胀橡胶材料

自膨胀橡胶材料主要由吸水或吸油树脂等组分与橡胶基体材料按照一定比例混炼而成，通过吸水或吸油树脂吸收环境液体，使橡胶产生膨胀。研究表明：接触应力是评价橡胶密封能力的主要指标［7］，通过橡胶强度的提高和膨胀性能的提高均可起到增加接触应力的作用。

橡胶强度的提高可以使橡胶本身具有较强的应力，在较小的体积膨胀率下对井壁的挤压作用即可形成较高的接触应力，从而提高自膨胀封隔器的封压性能。取2件自膨胀封隔器样机，在相同的条件下进行膨胀试验和封压性能试验，样机1和样机2的强度分别为4.2 MPa和7.6 MPa，试验结果如图2所示。结果表明：随着自膨胀橡胶强度的增大，自膨胀封隔器的封压性能随之提高。

图2 不同强度自膨胀封隔器的封压性能对比

提高自膨胀橡胶的膨胀性能，可以得到较大的最终膨胀体积。研究表明：对于相同尺寸的井眼，自膨胀胶筒的体积压缩量越大，其对井壁的挤压力也越大，接触应力也越大。因此，提高自膨胀橡胶材料的膨胀性能可以起到提高自膨胀封隔器的封压性能的效果。取相同配方的2件自膨胀封隔器，在相同内径的模拟井眼中进行试验，图3～4分别为150%和190%体积膨胀率时的表面接触应力仿真。结果表明：随着胶筒体积的增大，将其压缩至相同内径模拟井眼中时，其对井壁的接触应力也随之增大，进而证明其封压性能也随之提高。

图3 150%体积膨胀率胶筒的表面接触应力分布

图4 190%体积膨胀率胶筒的表面接触应力分布

2.2 胶筒长度

封隔器胶筒长度是影响封隔器封压性能的重要因素之一，胶筒长度越长，其与井壁的接触面积也越大，在接触应力相同的前提下，对井壁的挤压作用力也越大。取5件自膨胀封隔器进行试验，长度分别为标准样件长度x的1～5倍，在相同的条件下进行膨胀试验和封压性能试验，试验结果如图5所示。由试验结果可以看出：随着胶筒长度的增加，封隔器的最大封压性能呈线性关系增加。因此，增加自膨胀封隔器胶筒的长度是提高其封压性能的重要方法之一。

图5 胶筒长度与封压性能的关系

2.3 端部防突保护装置

端部防突保护装置是自膨胀封隔器结构中的主要组成部分，其作用为在入井过程中保护封隔器胶筒，防止胶筒划伤，并在膨胀过程中对胶筒起轴向支撑作用。常规结构的端部保护装置的外径无法随着胶筒的膨胀而增大，当胶筒膨胀至一定尺寸并与井壁产生挤压时，橡胶会由端部保护装置与井壁之间的间隙流出，不仅会降低封压性能，严重时甚至会导致橡胶撕裂损坏。

针对上述问题，威德福、哈利伯顿、Swellfix 等公司深入开展了端部防突保护装置的研究，并研制出了一系列各具特色的自膨胀封隔器产品。其原理为：在胶筒膨胀过程中，胶筒通过径向撑开力或轴向挤压力使端部防突装置的外径增大，为胶筒的膨胀提供更大面积的轴向支撑，限制胶筒的轴向膨胀，防止橡胶挤出，从而增加胶筒对井壁的接触应力，提高封压能力。图6为威德福的Fraxsis型自膨胀封隔器的组合式端部防突保护装置，由4层不同材质的防突环加端部端环组成。对于胶筒长度为1.5 m的Fraxsis型自膨胀封隔器，最大封压能力可达40 MPa，比相同胶筒长度的常规自膨胀封隔器提高1倍。

图6 威德福公司的Fraxsis型自膨胀封隔器

3 现场应用

国外已广泛使用自膨胀封隔器进行多级分段压裂完井，并且取得了较好的应用效果。

3.1 遇水膨胀封隔器分段压裂应用

巴肯页岩油藏是美国历史上仅次于阿拉斯加油田的最大油藏。该区块早期主要采用直井固井加压裂增产和水平井固井加射孔压裂增产的完井方式，这2种方式都存在效率低且单井采收率低的问题，且长期产能的跟踪表明压裂段水泥会对产层造成破坏，影响产量及寿命。该区块后期大量采用裸眼完井后压裂增产的完井方式，由于裸眼井没有分段环空隔离，压裂后虽然在投产初期产量有明显提高，但由于井壁稳定性较差，产量会随着开采过程中井眼的坍塌而降低，且对整个水平段进行整体压裂的作业方式，会由于压力向整个水平段中压力最低的部分传递而造成某些部分无法达到预期的压裂效果，增产效果不明显。

近几年，随着自膨胀封隔器技术的快速发展，使用自膨胀封隔器进行分段隔离的裸眼完井方式得到普遍应用。如图7所示为1口使用尾管完井的三分支水平井，该井不固井并且不进行环空封隔。对三水平段同时进行压裂改造，在施工过程中由于整个井内的地层情况差异较大，井内压力向地层压力较低的方向传递，从而产生层间窜流的现象。如图8所示为1口单一井眼水平井，使用尾管完井但不进行固井，管串中连接有5段自膨胀封隔器，通过其自身膨胀来实现多段环空分隔，并对单水平段进行分段压裂。

图7 三分支水平井结构

图8 单一井眼水平井结构

开采4个月后对使用不同完井工艺的2口井的累计产量进行对比（如图9所示），可以看出：使用自膨胀封隔器的单水平段井比三分支井产量显著提高［8］。

图9 2口井累计产量对比

3.2 遇油膨胀封隔器分段压裂应用

同位于巴肯页岩油藏区域的另一口生产井上层采用Ø177.8mm（英寸）套管进行固井，使用贝克休斯的REPacker遇油膨胀封隔器和压裂滑套的组合管串对水平裸眼段进行多级分段压裂完井。该井垂深3023.6m，水平段长度为2359m，是采用该种技术进行压裂的水平段长度最长的井。管串由封隔式尾管悬挂器悬挂Ø114.3 mm 尾管、7个Ø114.3 mm 遇油膨胀封隔器、7个投球式压裂滑套及最下端的1个压差式压裂滑套组成，遇油膨胀封隔器坐封位置的裸眼井径为Ø152.4mm，如图10所示。

图10 管串结构示意

根据设计，将2359m的水平裸眼段使用7个遇油膨胀封隔器分隔为8个独立的区域。管串下入至设计位置后，使用柴油顶替泥浆，并在注入设计量的柴油后投入悬挂器的坐挂铜球，在柴油充满环空空间的同时，坐挂铜球到达球座位置，憋压坐挂悬挂器并坐封尾管顶部封隔器，完成丢手后起出送入钻具。遇油膨胀封隔器在柴油环境中进行膨胀的同时，拆除钻机并进行压裂准备工作。

Ø114.3mm 遇油膨胀封隔器胶筒长度为9m，外径为Ø146mm，根据软件预测，在井底99℃的柴油环境中，封隔器在2.3d后可实现在Ø152.4mm 裸眼中封压28MPa。按照软件预测结果，当封隔器充分膨胀后，首先憋压28MPa打开最下端压差式压裂滑套，再分别投球自下而上依次打开剩余7个投球式压裂滑套进行压裂，所有8级压裂作业在10h内全部完成，总注沙量为861.84t，在6.2m3／min的排量下，平均压力为31.03MPa，最高压力为49.56MPa。

相对于传统的组合式桥塞固井加射孔完井方式，采用自膨胀封隔器加压裂滑套结构的多级分段压裂工艺可节省时间3.5d，在压裂作业后的24h内，该井总产量为原油170t、天然气5.66×104m3；随后的30d内，该井平均产量［9］为原油105t／d、天然气2.34×104m3／d。

4 结论

1）自膨胀橡胶材料、胶筒长度和端部防突保护装置是影响封压性能的主要因素，通过橡胶强度、膨胀性能及胶筒长度的选择，并设计合理的端部防突保护装置，可大幅提高封隔器承受压差的能力，提高施工的安全性。

2）使用自膨胀封隔器作为层间封隔工具进行多级分段压裂完井，可对分隔段形成有效的层间分隔，为分段压裂提供有效的层间密封，提高单井产量。

3）使用自膨胀封隔器可以减少施工过程中管串的下入次数，大幅降低成本。

［1］詹鸿运，刘志斌，程智远，等.水平井分段压裂裸眼封隔器的研究与应用［J］.石油钻采工艺，2011，33（1）：123－125.

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［3］Al－Yami A S，Nasr－El－Din H A，Awang M Z.Swelling packers：lab testing and field application［R］.IPTC 11997，2008.

［4］Martijn Kleveriaan，van Roger＿H，Jones N I.Deployment of swelling elastomer packers in Shell E＆P［R］.SPE／IADC 92346，2005.

［5］张国文，沈泽俊，童征，等.遇油＼遇水自膨胀封隔器在水平井完井中的应用［J］.石油矿场机械，2012，41（2）：41－44.

［6］刘阳，马兰荣，郭朝辉，等.自膨胀封隔器技术在完井作业中的应用［J］.石油矿场机械，2012，41（3）：77－81.

［7］赵志正.决定橡胶密封能力的几个因素［J］.世界橡胶工业，2001，28（5）：31－37.

［8］Tim Davis，Doug McCrady.Using swellable packers to provide annular isolation for multistage fracture treatments［R］.SPE 115775，2008.

［9］Tim Davis，Doug McCrady.Using unlocking tight oil：selective multi－stage fracturing in the Bakken Shale［R］.SPE 116105，2008.