气密封封隔器的研制与应用

徐凤廷

（中油辽河油田公司，辽宁 盘锦124011）①

辽河油田高升采油厂雷64块储层为中孔、低渗砂岩，平均孔隙度13.7%，平均渗透率21.9×10－3μm2，油层厚度最大达167.5 m，属厚层块状底水稀油油藏。动用含油面积3.27 km2，石油地质储量8.54×106t。经过二十多年的开发，油田进入中含水开发阶段，产量快速递减，含水不断上升，开发指标一度下滑。年产油从最高的2.05×105t下降至目前的1.04×105t，含水上升至47%，近2 a综合、自然递减率分别在12%和19%以上，并呈现逐年上升趋势，开发矛盾日益突出。主要表现在2个方面：一是受早期底部注水开发方式制约，重力泄油能力减弱；二是受微裂缝发育影响，主体部位水窜严重，长期底部注水导致主体部位有8口井发生水窜，占注水井总数的80%。

2012年针对雷64块主体部位水窜严重的问题，开展了顶部注氮气与底部注水结合补充地层能量的试验，以改善区块开发效果。但在注气过程中，油套环空采用常规封隔器密封，封隔器气密封性能存在缺陷［1－2］，且注气压力高达25 MPa，导致套压及油压变化保持一致，对现场施工产生了一定的安全隐患，影响了注气效果。对此，开展气顶驱专用气密性封隔器工具型号及密封件的筛选与室内试验，以保证气顶驱项目的顺利实施。

1 主要研究内容

1.1 封隔器型号的筛选及结构优化

结合雷64块低孔低渗的特点，在进行封隔器结构设计时，需要充分考虑其耐压能力，且针对雷64块巨厚油层的特点，要考虑选层注气工艺，需保证封隔器具有较强的抗双向压差能力。

通过对国内及国外常用封隔器的结构及耐压情况进行分析，最终优选了可承受较高双向压差的Y521型封隔器作为气密性封隔器研究的主体方向，各封隔器特点如表1。

表1 不同型号封隔器性能对比

常规Y521型封隔器密封部分无法满足气密封需求，沟槽尺寸、公差和密封圈均按水压密封设计，在高压注气环境中应用效果不佳，密封圈成为短板，整体耐压性差，使用过程中因加工问题可能存在漏失点。

针对上述问题，改进的Y521型气密性封隔器（如图1）在借鉴了原有封隔器的双向卡瓦及坐封结构的基础上，对其结构进行精简，减少了密封圈数量，降低封隔器整体漏失概率［3］。封隔器主要由上锚定机构、密封机构、下锚定机构、坐封机构等组成，具有较好的承压性及稳定性，避免了在高压状态下管柱的蠕动。

图1 Y521型气密性封隔器结构

参照国家标准对封隔器的密封部分进行了优化设计，首先对密封结构进行了优化，针对气密封封隔器可能承受双向压差、且现场注气压力大于10 MPa的特点，在密封圈左右两边设置了2个挡环，挡环采用尼龙6材质，硬度≥90 HS，增加了密封圈的承压能力，避免密封圈在高压差作用下突出沟槽损坏，导致密封失效（如图2～3）；其次对O形橡胶密封圈沟槽的加工尺寸进行了优化［4］，O形橡胶密封圈截面直径选用3.55 mm，沟槽宽度4.6 mm，深度2.95 mm。上述工作形成了完善的气动密封结构，使封隔器锚瓦部分漏失点得到很好的控制。

图2 密封圈部分未加挡环

图3 密封圈部分加设挡环

1.2 气密封扣型设计

目前，国内外注气项目工艺管柱及工具连接扣均采用气密封扣型，气密封扣是在API偏梯形螺纹基础上发展出来的系列特殊扣型，主要由连接螺纹部分、抗转矩台肩部分和密封面部分组成，密封面起主要密封作用，转矩台肩起辅助密封作用和抗过转矩作用。国内外各公司在气密封扣设计方面主要突破了密封技术、高连接强度设计、抗磨损和防粘扣设计、耐应力腐蚀设计等关键技术。国外应用较成熟的气密封扣型主要有 V＆M、Hydril、Hunting、Tenaris四大系列，其中V＆M系列的VAMTOP扣型在抗拉、抗挤方面具有较优异的性能，应用比较广泛。国内宝钢和天钢也开发了BGT1、TDS和TPCQ等特殊扣。充分考虑成本和操作难易程度，气密封封隔器采用宝钢研发的BGT1油管扣型，其主要特点为：①带接箍的螺纹接头；②金属与金属之间的主密封采用柱面、锥面、球面密封结构形式；③转矩台肩有止扣和辅助密封性能，优化的逆向角度配合公差；④内平光滑结构；⑤采用改进的标准API偏梯形螺纹形式，齿顶和齿底平行于管体轴线，偏梯形螺纹每英寸8牙。该种扣型的优势为面密封采用柱面、锥面、球面等多种复合密封结构形式，显著提高了密封稳定性，如图4。

2 封隔器材质及密封材质优选

2.1 封隔器材质优选

雷64块注气试验气源为高升采油厂自产天然气，处理后的自产气中含有CO2、H2S等气体，在井下环境中具有极强的腐蚀性，45＃钢、35Cr Mo等钢材耐腐蚀性较低，不能满足现场长期注气要求。通过筛选，综合考虑各种合金材料耐腐蚀介质，选用了Inconel718（铬镍铁合金）作为封隔器材质，其化学成分和力学性能如表2～3。该合金具有高强度、良好的韧性，在高低温环境均具有较好的耐酸性气体腐蚀能力。

表2 Inconel718主要化学成分 w B%

表3 Inconel718力学性能参数

2.2 胶筒及密封圈材质优选

室内通过模拟井下可能会存在的酸性液/气介质环境，对不同胶筒材质进行了评价，模拟环境中气相（体积分数）为：φ（H2S）＝5%、φ（CO2）＝20%、φ（CH4）＝75%，液相（质量分数）为：柴油95%、水4%、缓蚀剂1%，对比材料为丁晴橡胶（NBR）、氢化丁晴橡胶（HNBR）、氟橡胶等材料。从如图5所示曲线可以看出：FKM 、TFE/P、NBR不能经受高温下酸性液/气两相介质腐蚀作用，而氢化丁晴橡胶（HNBR）表现出较好的抗腐蚀性能。另外，HNBR在静态和动态的耐臭氧性能测试环境下工作1 000 h，并未出现臭氧裂纹，显示出优异的耐臭氧老化性能。因此，封隔器的核心密封件胶筒及O形圈选用氢化丁晴橡胶（HNBR），保证封隔器在复杂井况环境下实现有效气密封。

图5 酸性环境下各种材料拉伸强度曲线

3 封隔器密封性试验

3.1 水压试验

利用辽河油田钻采工艺研究院试验井进行水压试验，将封隔器坐封在试验井套管内，正向及反向试压25 MPa，密封稳定，证明该型封隔器具有较好的耐压差性能。

3.2 气密性试验

按照国家相关检测标准建立了气密封检测系统，该系统由低压气源及过滤干燥系统、高压气源及过滤干燥系统、增压系统、卸压系统、视频监控系统、控制系统组成，如图6。

试验过程为将封隔器一端封堵，另一端与增压系统连接，连接后的封隔器置于试验水池中，利用N2对系统增压至25 MPa，稳定观察30 s，观察压降及水池内气泡溢出情况。试验结果表明：该系统完成了Y521型气密性封隔器的检测试验，实现了在25 MPa压力下的高效气密封（试验报告如表4）。

图6 气密封检测系统流程

表4 气密性试验报告

4 结论

1） 通过研究筛选，确定了气密封封隔器的主体结构，同时设计了气动密封系统，优选了本体及密封件材质，为封隔器满足气密封使用奠定了基础。

2） 试验结果表明：该型封隔器可以满足25 MPa注入压力情况下的气密封，可满足常规注氮气及空气需求。

3） 气密封封隔器的研究成功，为国内外其他注气改善开发效果项目提供了重要的技术支持，具有广阔的应用前景。

［1］ 李世民，韩进，吕西绍，等.小直径封隔器胶筒的研制［J］.橡胶工业，2003，6（3）：357－359.

［2］ 张辛，徐兴平，王雷.封隔器胶筒结构改进及优势分析［J］.石油矿场机械，2013，42（1）：62－66.

［3］ GB/T 20970—2007，石油天然气工业井下工具、封隔器和桥塞［S］.

［4］ GB/T 3452.3—2005，液压气动用O形橡胶密封圈［S］.