塔北深层碳酸盐岩区块具有超深、高温和高压的特点，完井试油时经常会遇到泥质灰岩或灰质泥岩层构成的次级断裂带，通常先采用带有重叠钢骨架的扩张式封隔器对上覆裸眼地层进行封隔，然后对下部产层进行定点酸压改造，改造后封隔器不解封，直接转产 ^[1-5]。例如，金跃、跃满区块的储层平均埋深超过7 000.00 m，压力系数1.20，地层温度超过160 ℃，泥岩段井径扩大率普遍超过8.0%，裸眼段长100.00～600.00 m，酸压至转产期间，裸眼封隔器受完井管柱屈曲、温度及鼓胀等多种诱发力作用，现有耐温160 ℃、承压50 MPa的裸眼封隔器在使用过程中存在因钢骨架变形大无法坐封和高温老化失封的问题，难以满足试油要求^[6-7]。现场实践表明，胶筒老化或者管柱蠕动导致封隔器失封的概率超过80%，卡、埋管柱的问题频发，使后期修井作业难度及风险增大，严重时甚至导致油气井报废^[8]。

目前，对扩张式裸眼封隔器的研究主要集中在完井管柱受力以及骨架结构等方面，对耐高温橡胶材料研究很少，并鲜有关于改善骨架受力状态的报道^[9]。笔者针对裸眼完井–酸压–求产一体化作业需求，研制了耐高温酸压完井裸眼封隔器，采用高拉伸率氟橡胶（FKM）制作胶筒，提高封隔器的耐温性能，设置锚定机构和进液保护机构提高坐封的可靠性，降低其在复杂管柱受力和高固相环境中的失效风险。室内和现场试验表明，耐高温裸眼封隔器高温下的封隔能力强，解决了胶筒高温长效密封性差、大扩张比锚定和坐封可靠性低的问题。

1.   裸眼测试酸压完井封隔器设计

1.1   设计思路

综合考虑塔北作业区奥陶系一间房组储层地质条件，以及封隔器在高密度钻井液中下入的工况，对高温裸眼酸压完井封隔器提出了“封得住、锚得牢、防固相、提得出”的要求，从结构、材料和工艺等方面对该封隔器进行了优化设计：

1）钢体采用符合C110钢级的材料，胶筒采用改性氟橡胶制作，并借助增塑改性技术提高橡胶的伸长率，优化成型工艺，保证封隔器在高温180 ℃下长期“封得住”。

2）采用“内胶筒+重叠钢片骨架+外胶筒”的复合结构，外胶筒将骨架包裹，胶筒背压端设置柔性锚瓦，用以改善重叠钢骨架胀封受力状态，防止橡胶挤出撕裂和蠕动失封^[10]，确保封隔器“锚得牢”。

3）中心管进液通道增加启动滑套，采用投球激活方式，球与滑套一起落入下部，打压塞实现二次密封，憋压方可坐封封隔器，实现在恶劣工况下的“防固相”。

4）在中心管进液通道与胶筒内腔之间设置单流阀，控制通道的开闭。胶筒坐封泄压后胶筒不解封，需要解封时上提油管，胶筒与中心管发生相对运动，单向阀失效，内压通过泄压槽释放，胶筒回缩解封^[11]，保证井内工具“提得出”。

1.2   结构设计与工作原理

耐高温裸眼酸压完井封隔器主要由耐高温胶筒总成、坐封单向阀单元、解封单元和启动滑套等组成，其结构如图1所示。坐封之后，封隔器内的启动滑套、打压塞内的球座及憋压球落入口袋，管柱泄压封隔器保持坐封状态，后期转抽时可以上提解封封隔器。

图  1  耐高温裸眼封隔器结构

1.上接头；2.解封销钉；3.解封套；4.启动销钉；5.启动滑套；6.单向阀；7.上硫化头；8.上端环；9.支撑骨架；10.柔性锚瓦；11.外胶筒；12.内胶筒；13.芯轴；14.下端环；15.下硫化头；16.释放套；17.泄流槽；18.下接头；19.打压塞

Figure  1.  Structure of a high temperature resistance open hole packer

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裸眼封隔器通过管内憋压使胶筒膨胀与井壁接触实现密封，为了实现实施增产措施和后期生产过程中的密封，必须保证胶筒与裸眼井壁的接触压力始终大于井底压力^[12]。完井管柱下至裸眼段碳酸盐岩层段上部，投球坐封封隔器，封隔器坐到启动滑套上形成密封，升压剪断启动滑套销钉，启动滑套与球下行坐到打压塞上形成二次密封；继续憋压胀封封隔器，扩张式胶筒与井壁充分接触，柔性锚瓦扩张锚定在井壁上；压力继续升高，打压塞球座与启动滑套一起被剪脱落入口袋。解封该封隔器时，首先上提管柱，由于胶筒与井壁之间存在摩擦力，中心管相对胶筒发生相对运动，拉断解封销钉，单向阀失效；继续上提管柱，胶筒内部液体通过泄流通道排出，胶筒外径回缩，完成解封动作^[13]。

适用于ϕ171.4 mm裸眼的耐高温封隔器总长度2 840 mm，两端为ϕ88.9 mm EUE油管螺纹，刚体最大外径152.0 mm，胶筒外径150.0 mm，启动前工具内通径45.0 mm，剪脱后内通径62.0 mm，耐温180 ℃，额定工作压差50.0 MPa，坐封启动压力8.5 MPa，解封启动载荷180 kN。

2.   封隔器结构优化及材料优选

扩张式长胶筒是密封的关键，针对高温高压裸眼井筒内密封的技术难点，胶筒背压端设计了锚定承压机构，采用有限元建模方法优化锚瓦包络长度，对FKM进行了针对性的改性增塑和降黏，以满足其耐温和成型工艺要求。

2.1   柔性锚瓦结构优化

为了改善扩张式封隔器承压过程中骨架过度变形导致胶筒破损的问题，在背压端加入柔性锚瓦，以改善钢骨架胀封受力状态，减弱钢带过度变形，防止胶筒端部被挤出撕裂，提高锚定能力，防止蠕动失封^[14-15]。

柔性锚瓦根部通过螺纹与上端环连接，前部内表面与外胶筒接触，外表面有粗牙锯齿，齿间距10.0 mm，齿高4.8 mm。坐封过程中，随着胶筒内部压力升高，钢片骨架外扩使锚瓦张开，锚定在井壁上。为了起到支撑保护和锚定的效果，柔性锚瓦除了要具有足够的强度和延展性外，还需要具有合理的尺寸，以防止支撑不足或者变形失稳。锚瓦的张开位移决定了支撑保护效果，锚瓦长度影响着张开位移和锚定力。锚瓦过长，虽然可以提供更大锚定力，但有效密封面的长度缩短；锚瓦过短，更容易扩张锚定，但锚定力变小了，变形后折弯处易出现应力集中。合理的锚瓦长度是保证可靠的胶筒支撑和锚定的必要条件，利用SolidWorks Simulation有限元分析软件分析了不同长度锚瓦的张开位移。首先建立柔性锚瓦的三维模型（见图2（a）），考虑扩张过程中塑性变形较大，选用Q235低碳钢制作柔性锚瓦；然后采用Solid86单元对模型进行自由网格划分，如图2（b）所示，材料屈服强度为235 MPa，弹性模量206 GPa，泊松比为0.30。为了保证模型的稳定性，柔性锚瓦一端施加位移约束，封隔器胶筒与柔性锚瓦内侧之间采用粘结方式固定；工作时，柔性锚瓦内侧施加与胶筒内压相等的压力，测试锚瓦长度对其张开位移的影响。

图  2  柔性锚瓦结构建模

Figure  2.  Flexible anchor slip structural modeling

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施加不同压力，模拟分析长度分别为100，150，200，250，300 和350 mm柔性锚瓦在不同压力下的张开位移，结果见图3。

图  3  压力与张开位移的关系

Figure  3.  Relation curve of pressure and expansion displacement

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从图3可以看出，压力低于35.0 MPa时，锚瓦张开位移随压力升高而迅速增大；压力高于35.0 MPa后，增大趋势放缓。分析表明，相同压力下，锚瓦长度小于250 mm时，锚瓦张开位移随着锚瓦增长而增大；但当锚瓦长度大于250 mm，压力超过40.0 MPa时，张开位移增大幅度明显变小，说明锚瓦顶端已经出现失稳。考虑锚瓦过长不利于体现封隔器长密封段的优势，因此，将锚瓦长度定为250 mm，其在压力55.0 MPa下的齿尖单元最大位移定为18 mm（见图4）。

图  4  55 MPa条件下250 mm锚瓦合位移云图

Figure  4.  Displacement chart of 250 mm anchor at 55 MPa

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2.2   密封胶筒材料选择和制备

密封胶筒除了在机械作用下结构完整性被破坏导致的失效外，还有随着时间增长材料老化导致的失效。即使是耐高温橡胶，在温度、介质条件下都会发生一定程度的老化反应。对于井下耐高温密封材料，温度是最主要的老化失效影响因素，老化过程中同时发生橡胶分子交联键的老化断裂和分子链的断裂，氢化丁腈橡胶（HNBR）和氟橡胶的老化失效主要形式是交联键断裂，老化后其拉伸强度和拉断伸长率下降，硬度有所提高，外观表现为变硬、变脆^[16-17]。

与HNBR相比，FKM具有更好的高温稳定性和耐硫化氢腐蚀性能，可在204 ℃工况下长期使用，但加工性较差、拉断伸长率偏低。为了改善材料的加工性能，满足伸长率和180 ℃温度下长期密封的需求，对FKM进行了改性，在FKM中添加邻苯二甲酸二丁酯和纳米金刚石微粉，以提高其塑性和热稳定性。其中，邻苯二甲酸二丁酯可以显著改善胶料的加工性能，不会降低压缩永久变形；纳米金刚石微粉作为补强剂，可以提高胶料的热稳定性和强度，降低其永久变形。

180 ℃温度下，ASTM No.1标准油对不同橡胶材料的邵尔A型硬度、拉伸强度和拉断伸长率随浸泡时间的影响变化趋势如图5所示。

图  5  改性氟橡胶、氟橡胶与氢化丁腈橡胶性能对比

Figure  5.  Performance comparison of Modified-FKM, FKM and HNBR

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从图5可以看出，随着在高温测试液中浸泡时间增长，HNBR材料的硬度逐渐增大，拉伸强度和拉断伸长率逐渐减小，随着温度升高，改性FKM密封件的硬度增幅和拉伸强度与拉断伸长率的降幅并不大，表明改性FKM在高温测试液中虽然出现了老化现象，但其热稳定性和强度较HNBR和常规FKM均有所提高。改性FKM的加工性能大幅提高，可以通过大型模具注射成型。

3.   封隔器密封性室内试验

参照石油天然气行业标准《扩张式封隔器》（SY/T 5404—2011）和国家标准《井下工具：封隔器和桥塞》（GB/T 20970—2007）中的规定，进行耐高温封隔器综合性能评价试验，试验流程如图6所示，试验套管内径190.0 mm。采用ASTM标准油进行高温承压测试，先加温至120 ℃，加压至35 MPa坐封封隔器，升温至180 ℃后保温24 h，进行环空密封测试，试压50 MPa，通过验封通道和观察通道监测密封情况，并在150～180 ℃交变温度下重复测试4次，结果见表1。试验完成后进行封隔器解封，上提力160～180 kN，解封销钉剪断，胶筒内部泄压，胶筒及钢体部分无可见变形和损坏。

表  1  封隔器地面性能评价试验结果

Table  1.  Appraisal test results of ground performance of packer

试验温度/ ℃	保温时间/ h	坐封压力/ MPa	验封压力/ MPa	试验结果
120	12	35		坐封
180	24	50	52	30 min无压降
150	12	51	53	30 min无压降
181	24	50	52	30 min无压降
156	12	52	53	30 min无压降
180	24	50	53	30 min无压降
155	12	50	53	30 min无压降
182	24	52	53	30 min无压降
152	12	51	53	30 min无压降

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图  6  耐高温封隔器地面性能评价流程

Figure  6.  Ground performance appraisal process of a high temperature resistance packer

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从表1可以看出，封隔器橡胶件在150～180 ℃交变温度下依然能保持密封可靠性。封隔器上提力185 kN，行程230 mm，封隔器顺利解封。高温封隔器能够在复杂温度、压力条件下实现可靠密封，满足高温高压状态下进行酸压和生产施工的要求。

4.   现场试验

耐高温裸眼封隔器已进行了4口井的酸压完井现场试验，其中，裸眼直径171.4 mm，平均井径185.0 mm，最大井径198.0 mm，地层温度超过160 ℃，最大施工排量5.2 m³/min，最大酸压规模1 067 m³。封隔器经过酸压、放喷和气举等多次作业，始终未出现井口带压的问题，降低了施工风险和作业成本。下面以JY2-2X井为例介绍其应用情况及效果。

JY2-2X井位于塔北隆起轮南低凸起西斜坡哈拉哈塘鼻状构造南翼，采用ϕ171.4 mm裸眼完井，平均井径186.0 mm，完钻井深7 249.00 m，井底温度175 ℃，为了封隔7 190.00～7 200.00 m井段泥岩漏失层，并对奥陶系一间房组7 200.00～7 249.00 m裸眼井段进行酸压改造，沟通井周缝洞储集体，采用耐高温裸眼封隔器+可取式套管封隔器组合的完井管柱（见图7），将完井管柱下至裸眼段碳酸盐岩地层上部，封隔器坐封位置选择物性较差、井径变化较小且没有明显扩径的7 200.00～7 210.00 m井段，压裂后直接求产。泵注酸液1 062 m³，最高施工泵压90 MPa，最大泵注排量5.2 m³/min，封隔器经受住了大规模酸压的考验，后期解封正常。

图  7  JY2-2X井裸眼完井管柱结构

Figure  7.  Structure of open hole completion string in Well JY2-2X

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5.   结　论

1）室内试验及现场试验表明，耐高温裸眼封隔器在井眼内能够顺利下入、坐封和承压，解决了井温高于160 ℃时无法在裸眼段实施增产措施和封隔器坐封可靠性低的问题，可为高温高压油气井试油完井提供技术支持。

2）耐高温封隔器采用柔性锚瓦作为锚定支撑结构，可以将其稳定锚定在井壁上，防止蠕动失封和胶筒撕裂挤出，解决了高温高压条件下胶筒破损的问题，为研制其他高温高压裸眼完井工具提供了新的技术思路。