国内超深高温高压油气井主要集中在新疆、四川、南海西部等地^[1-2]。以新疆顺北油田为例，最大关井压力102 MPa，地层温度近210 ℃，地层压力系数1.20～2.24，测试难度极大^[3-4]。窦益华等学者^[5-7]认为完井测试应关注高温高压高产深井试油问题，包括管柱力学研究、测试工具选用、动态试油以及完井工艺研究等。王海兵等人^[8]针对柴达木盆地、准噶尔盆地、库车山前等区块开展了高温高压井完井测试研究，形成了“五阀一封”测试工艺。顺北地区完井测试的主要问题是测试封隔器的性能指标不稳定，基于各类封隔器历史应用情况与封隔器成功率的关键因素分析，目前已形成了一套相对完善的完井测试评价体系^[9-11]。国内学者研发了超高温可回收式液压封隔器、小直径高温高压测试封隔器、高温高压祼眼封隔器等^[12-16]，并针对不同类型封隔器胶筒开展力学性能研究^[17-19]。

目前，国内普遍采用APR（Annulus Pressure Response）环空压力控制测试工具进行完井测试。其中，针对超深井完井测试关键工具，主要引进哈里伯顿公司的RTTS和CHAMP测试封隔器，耐温204 ℃，耐压105 MPa。国内测试封隔器性能稳定性较差、作业失败率较高，无法满足超深高温高压油气井的测试工作。为此，笔者开展了相关研究，优化封隔器结构设计及胶筒，进行了高温高压可回收、可重复坐封的机械式测试封隔器研制工作，并对其可靠性进行了试验评价。

1.   测试封隔器设计

1.1   机械结构设计

根据地层测试需要，封隔器设计需配套 APR 测试工具使用，其结构如图1所示。该封隔器设计采用水力锚与下卡瓦结构，以实现双向锚定。采用摩擦块设计与“J”形槽结构设计实现机械换位，达到机械式坐封和可回收、重复坐封功能。采用三胶筒结构，实现高温高压封隔储层；采用旁通孔结构设计，实现解封时胶筒上下压力的平衡。

图  1  高温高压测试封隔器结构

Figure  1.  HPHT test packer structure

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操作该封隔器时，将其下放至坐封位置，上提右旋下放，摩擦块与套管壁接触产生反向摩擦力，带动换向销从“J”形短槽换向至长槽，随后下放，摩擦块产生的摩擦力向下，打开下卡瓦，继续下放管柱，压缩胶筒，进行坐封。解封时，直接上提管柱，带动心轴解封。

1.2   功能设计

1.2.1   坐封解封结构设计

为保证适用于现场及与APR测试工具配套使用，封隔器设计思路采用机械式操作，其坐封、解封机构采用应用相对比较成熟的“J”形槽换位机构，其结构如图2所示。在下钻过程中，限位销在A点位置，当下至坐封位置时，上提工具，限位销至B点位置，此时加压旋转，限位销换向至C点，下放加坐封压力，限位销至D点，封隔器坐封。解封时，上提管柱即可。该结构设计可以避免起下钻时封隔器提前坐封。

图  2  “J”形槽换位机构结构

Figure  2.  J-shaped slot structure

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1.2.2   锚定结构设计

封隔器需要满足双向锚定要求，为方便现场操作，进行结构设计时借鉴了RTTS封隔器双向锚定结构，即采用了水力锚防上窜结构和条形镶齿卡瓦防下窜结构。

封隔器上端水力锚采用圆形镶齿卡瓦锚定，防止封隔器上窜。坐封后，井下压力上升，压力传递至水力锚，水力锚张开，锚定在套管内壁上，其结构如图3所示。因封隔器承压指标较高，相较RTTS封隔器3组6个圆形镶齿卡瓦，设计采用6组12个圆形镶齿卡瓦，保证具有足够锚定力。通过理论计算，当胶筒下部额定压差为105 MPa时，封隔器水力锚卡瓦所承受轴向力最大为2 050 kN；针对P110套管，6组水力锚卡瓦的坐挂力为3 000 kN，满足最大额定压差防上窜要求。

图  3  水力锚镶齿卡瓦结构设计

Figure  3.  Design of hydraulic anchor slip

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封隔器下端采用条形镶齿卡瓦锚定，防止封隔器下窜，其结构如图4所示。采用机械坐封和管柱加载荷坐封，该锚定力需承受坐封力、管柱的重力及上部额定压力。下端所承受锚定力来自条形镶齿卡瓦，设计采用6个条形镶齿卡瓦。根据理论计算结果，胶筒上部压差达到额定压力105 MPa时，卡瓦所承受轴向力为2 005 kN，通过试验验证，机械卡瓦坐挂力可达5 000 kN，满足现场在额定压差下坐挂的需求。

图  4  条形镶齿卡瓦结构设计

Figure  4.  Structural design of strip slip

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1.2.3   弹簧机械结构设计

为保证水力锚瓦能有效收回，提高水力锚回收力，将水力锚弹簧设计为双压簧结构，如图5所示。

图  5  双压簧结构

Figure  5.  Composite compression spring structure

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为确定高温条件下弹簧的可靠性，进行了高温下的变形性能试验。抽检不同规格弹簧，在210 ℃高温时，压缩工具设计高度至13.2 mm，维持24 h，检查试验后弹簧，验证结果见表1，在高温下弹簧自由高度满足8.00 mm±0.85 mm，试验后形变不大于1.00 mm，满足高温下弹簧弹性性能要求。

表  1  螺旋压缩弹簧样件试验数据

Table  1.  Test data of spiral compression spring sample

弹簧型号	编号	试验前 高度/mm	压缩后 高度/mm	温度/ ℃	试验后 高度/mm	高度变 化/mm
1号 （抽检5）	1	28.57	13.2	210	28.44	0.13
	2	28.70			28.52	0.18
	3	28.18			27.61	0.57
	4	28.04			27.62	0.42
	5	28.07			27.42	0.65
2号 （抽检5）	1	28.15	13.2	210	28.05	0.10
	2	28.56			28.42	0.14
	3	28.22			28.17	0.05
	4	28.32			28.23	0.09
	5	28.44			28.35	0.09

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1.3   高温高压胶筒设计

胶筒采用三胶筒结构设计，如图6所示。中胶筒起密封作用，两端胶筒采用金属丝网和箍簧硫化橡胶结构，为中胶筒承压并提供肩部保护；金属丝网在高温胶筒中的主要作用为支撑并防止橡胶挤出效应；箍簧主要提供回收力，保证胶筒可回收；金属隔环主要支撑并隔离2个胶筒。

图  6  高温高压测试封隔器胶筒的结构设计

Figure  6.  Structural design of HTHP test packer rubber element

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胶筒主要采用纤维增强型FKM氟橡胶，该材料的机械性能见表2。在204 ℃高温下，采用IRM903试验油浸泡24 h后端胶筒体积变化率为3%，张力变化率为−7%，延伸变化率为8%，中胶筒体积变化率为2%，张力变化率为−12%，延伸变化率为−5%，其变化皆在可控范围内，可回收并重复使用。

表  2  胶筒材料性能参数

Table  2.  Performance parameters of rubber element materials

参数	外界条件	材料
		端胶筒	中胶筒
硬度/IRHD	室温	90~95	80~85
抗拉强度/MPa		21.8	31.1
断裂伸长率，%		48	224
撕裂强度/（N·mm−1）		52	31
体积变化率，%	204 ℃下，采用IRM903 高温试验油浸泡24 h	3	2
张力变化率，%		−7	−12
延伸变化率，%		8	−5

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2.   高温高压测试封隔器室内试验

为保证测试封隔器达到设计要求，需依据相关标准开展室内试验，对指标性能进行验证。

2.1   标准选用及试验原理

虽然在室内试验中可通过指标验证测试封隔器的性能，但在现场测试时，多次发生测试封隔器性能不可靠、指标不达标等现象。分析认为，国内测试封隔器室内试验采用的标准过程过于简单，而地层测试工况复杂，胶筒反复受力，频繁变化导致胶筒疲劳而致性能降低，错误选用标准无法完全体现工具的性能。

国内封隔器通常采用API 11D1^[20]。该标准要求在高于最高额定温度和高于最大压差条件下，实现2次压力反转和至少1次的温度循环，保压时间不少于15 min。按该标准检测，要求受力变化相对简单，时间较短，适用于高温高压普适性较好的完井封隔器，但不适用于受力变化复杂的测试封隔器。国外针对测试工具，通常采用测试的专业标准 API 19TT^[21]，该标准适用于井下测试工具（包括测试阀、循环阀、测试封隔器等所有测试配套工具）。其中，测试封隔器除针对封隔器的额定指标以外，更注重测试过程中复杂工况下封隔器性能的评价。相对API 11D1，该标准更注重模拟施工中各种工况下、工具在频繁改变受力状态下性能指标的可靠性。

为保证测试封隔器的性能和指标的可靠性，选用API 19TT标准进行试验，试验原理如图7所示。其中心腔压力对应胶筒下部压力，用该压力变化模拟油压和地层压力变化；上腔加压对应胶筒上部压力，用其变化模拟套压的变化；下腔打压对应围压，该压力用于平衡测试套管压力，保证试验套管承压可达到试验中最高压力140 MPa的要求。

图  7  封隔器的性能和指标测试试验原理

Figure  7.  Packer performance and index test principle

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2.2   V2-TP级等级测试

按照API 19TT的要求，在额定温度下、液体环境中模拟现场测试全过程，包括测试封隔器的入井测试、额定压差测试、开井承压测试、关井承压测试、酸化启泵承压测试、模拟酸化承压测试、开井承压测试、关井承压测试和额定压差测试等。通过承压测试，模拟施工开井诱喷、酸压前关井、酸化过程、酸化后放喷期间温压变化等；通过额定压差测试，确认测试封隔器在反复承压受力疲劳后其性能指标的稳定性及可靠性；通过温度循环测试，确认测试封隔器在温度降低后其压力指标性能的可靠性；最终确认测试封隔器反复受力疲劳后的性能与指标的稳定性。首先模拟入井过程，坐封后保持高温204 ℃，最大绝对压力140 MPa，胶筒承压差105 MPa，交替压差变换反复2次，实现4次压力反转，每次保压30 min，验证测试封隔器额定温压性能指标。整机试验曲线如图8所示。

图  8  V2-TP级整机试验压力曲线

Figure  8.  HTHP packer pressure curve of V2-TP grade

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模拟现场测试结果表明，最大绝对压力140 MPa，最大压差 105 MPa，最大温度循环由204 ℃至80 ℃经过7次压力反转和2次温度循环，模拟历时58 h。依据标准，在高温204 ℃、高压105 MPa条件下，达到了V2-TP等级，验证了工具指标和性能的稳定性。

2.3   V1-TP级等级测试

依据API 19TT的要求，测试封隔器需在满足V2-TP级标准的条件下，进行气密封测试，在保持额定压差和温度下，泄漏量（在计量15 min内收集气体）少于20 cm³。

试验曲线如图9所示，试验井筒在充满氮气情况下，升温204 ℃后胶筒上压先后加压70 MPa和105 MPa，胶筒下压泄压至0 MPa，保持额定压差105 MPa，保压2 h，连接气泡接收装置，保压采集气体15 min，采集过程中无气泡冒出。在高温204 ℃、高压105 MPa条件下，测试封隔器达到了V1-TP等级，气密封效果良好。

图  9  V1-TP级整机试验压力曲线

Figure  9.  HTHP packer pressure curve of V1-TP grade

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3.   现场试验

研发的高温高压气密封测试封隔器在国内某超深井进行了现场试验。该井采用四开祼眼完井，斜深8 701 m，垂深7 975 m。预测地层温度168.5 ℃，地层压力105.26 MPa，地层压力系数1.35。测试封隔器坐封深度为7300 m，坐封力215.6 kN，一次坐封成功率100%。

测试封隔器在井下工作39 d，经过替液、试压、地层破裂压力测试、酸压、自然放喷、气举放喷、静压测试等多种复杂工序，胶筒承压正反交替变化，其中酸压时最大油压达120 MPa，最大排量10.5 m³/min，油套最大压差达92 MPa。

测试封隔器起出后无异常，胶筒无损坏，拆卸后，胶筒试验前后对比数据见表3。其中上胶筒外径变化最大，比试验前增大4.5 mm，该井的成功应用验证了测试封隔器性能指标的稳定性与可靠性。

表  3  胶筒现场试验前后参数对比

Table  3.  Comparison of parameters before and after field test of rubber element

胶筒	外径/mm				内径/mm				高度/mm
	试验前	试验后	变化量		试验前	试验后	变化量		试验前	试验后	变化量
上胶筒	160.5	165.0	4.5		105.5	107.3	1.8		44.5	42.7	−1.8
中胶筒	160.5	162.4	1.9		105.0	106.0	1.0		70.0	67.5	−2.5
下胶筒	160.5	164.6	4.1		105.5	106.4	0.9		44.5	43.4	−1.1

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4.   结论与建议

1）高温高压气密封测试封隔器具有双向锚定、带旁通孔、可重复坐封、可回收等功能，可以配套APR测试工具或作为完井封隔器使用。

2）该测试封隔器在 204 ℃高温、105 MPa高压条件下达到了V1-TP级气密封等级，气密封效果显著提升，为国内温高压超深井的勘探开发提供了技术保障。

3）高温高压气密封测试封隔器针对特定尺寸套管研制，考虑国内超深井井身结构多样性，还需开展系列研究，其中高指标高性能胶筒国产化亟待攻关。同时，针对使用目的不同的封隔器，建议采用相应标准进行室内试验，充分保证工具性能指标的可靠性。