优选贝克休斯的关于裸眼封隔器的材料.
自补偿式裸眼封隔器研制及应用
自补偿式裸眼封隔器研制及应用发布时间：2022-07-21T05:52:03.499Z 来源：《中国科技信息》2022年第33卷第3月5期作者：邹伟[导读] 塔河油田主要使用扩张式裸眼封隔器对油气井裸眼段进行分段酸压改造，邹伟中国石化西北油田分公司完井测试管理中心新疆轮台 841600摘要：塔河油田主要使用扩张式裸眼封隔器对油气井裸眼段进行分段酸压改造，酸压施工过程中，冷液流过井筒使井筒温度急剧降低，油管受冷长度缩短，为保证裸眼封隔器锚定和密封可靠，一般在完井管柱裸眼封隔器上部使用水力锚将管柱进行锚定。
但是水力锚和裸眼封隔器之间距离较远，油管受冷收缩产生的拉力将全部作用在裸眼封隔器上，加上裸眼封隔器由于承受压差产生的活塞力，对裸眼封隔器的锚定能力要求极高，一旦锚定失效极易造成封隔器失封，带来不可预估的损失。
在水力锚与裸眼封隔器之间增加油管补偿装置，可以避免管柱收缩对封隔器的拉力，改善封隔器受力，提高密封可靠性。
关键字：裸眼封隔器；油管补偿；锚定；酸压；管柱收缩引言油气井酸压施工过程中，注入的工作液流过井筒会使井筒温度急剧降低，油管受冷收缩[1-2]，由于完井管柱中下部有封隔器，为保证封隔器锚定和密封可靠，一般在封隔器上部使用水力锚将管柱进行锚定。
但是使用裸眼封隔器的油气井，水力锚和裸眼封隔器之间距离一般较远，工具之前油管收缩拉力将全部作用在裸眼封隔器上，加上裸眼封隔器自身产生的活塞力，因此对裸眼封隔器的锚定能力要求极高。
为改善裸眼封隔器受力，一般在水力锚与裸眼封隔器之间增加伸缩节[3]，但会增加完井工具费用，不利于油田降本增效工作，同时伸缩节剪切销钉剪切值不易设置，过小易造成提前剪断，过大又起不到油管补偿的作用。
因此通过对常规裸眼封隔器进行结构改变，使其自身具备油管补偿功能，可以既能满足施工要求又不增加完井工具费用。
1 自补偿式裸眼封隔器相关技术分析1.1 基本结构自补偿式裸眼封隔器胶筒采用扩张式胶筒结构，封隔器采用液压坐封，液压解封，当封隔器内部压力大于外部压力时，封隔器扩张膨胀完成坐封，实现封隔胶筒上下两端压力的目的，当封隔器内外压力平衡时，胶筒收缩实现解封[4-5]。
水平井裸眼封隔器完井分段压裂技术研究
图 1 水平井地层封隔器下井管柱图
裸眼完井、筛管（割缝）衬管完井、套管固井/射孔完
井、套管固井/筛管复合完井、砾石充填筛管完井。在
上述 5 种完井方式的基础上，为增加管外的封隔程度、
实现分层作业和分段开采，国外已成功研制应用了管
外封隔器的完井方式（见图 1）。其通过在水平井裸眼
段内下入管外封隔器及配套工具的完井工艺管柱，地
范围
均值
3.2~22.9
10.81
8.8~11.3
10.7
1.1~11.5
6.65
井区储层渗透率 10-3μm2
范围
均值
0.014~8.42
1.23
0.4~4.0
1.3
0.23~1.38
0.32
2.3 储层砂体展布情况
苏 10-32-47 井区水平井部署区盒 8 段 6 小层为纯气藏，埋藏深度 3257.1～3263.2m，有效气层厚度在 3.3～
12.0m 之间（见图 3-1）。苏 10-38-60 井区水平井部署区盒 8 段 4、5 小层为纯气藏，埋藏深度 3191.3～3221.6m，
有效气层厚度在 1.8～16.6m 之间（见图 3-2）。苏 10-38-60 井区水平井部署区山 1 段 7、8 小层为纯气藏，埋藏
深度 3240.0～3289.0m，有效气层厚度在 5.5～16.5m 之间（见图 3-3）。
根据该段地层岩心、录井、测井资料中的岩性组合特征、沉积旋回、电性特征，将目的层段划分盒 8 上、 盒 8 下、山 1 三个层段，细分为 9 个小层，以小层作为苏里格气藏地质研究的岩石地层单元（见表 1）。
Xi`an
表 1 苏里格气田地层划分表
系
统
Premier可拆装式生产封隔器
in.
mm
3.625
92.1
4.750
120.7
3.625
92.1
4.750
120.7
3.625
92.1
4.750
120.7
3.625
92.1
4.750
120.7
6.000 4.750 6.000 4.750 7.375 6.000 10.183 10.183
155.8 120.7 155.8 120.7 187.3 155.8 258.6 258.6
最大外径
in.
mm
4.500
114.3
5.820
147.8
5.910
150.1
5.983
152.0
6.450
163.8
6.590
167.4
8.310
211.1
8.450
214.6
9.345
237.3
12.090 12.090
307.1 307.1
•5.500尺寸是ISO 14310 V3认定的 *AFLASTM 是日本旭硝子玻璃股份有限公司的品牌商标
最小外径
in.
mm
2.390
60.7
3.875
98.4
3.760
95.5
2.870
72.9
3.875
98.4
3.760
95.5
2.870
72.9
3.875
98.4
3.760
95.5
2.870
72.9
3.875
98.4
3.760
95.5
3.875
98.4
国外页岩气水力压裂技术及工具一览
国外页岩气水力压裂技术及工具一览页岩储层具有超低孔低渗特性，钻完井后需要压裂改造后才得到经济产量。
国外油田服务公司最新工具达到了很高水平，水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术用高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司自膨胀封隔器最高可达302 °C ；泵送桥塞射孔分段压裂技术所用桥塞可分为：堵塞式、单流阀式和投球式复合桥塞，桥塞耐压差达103.4MPa，耐温232 °C ；哈里伯顿CobraMax H连续油管喷射工具系统，目前最多达到44段。
这些为国内页岩气水力压裂完井方式与压裂工具的选用打下基础。
从应用工具角度看，分段压裂工艺方面主要包括：水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术，泵送桥塞分段压裂技术，水力喷射分段压裂技术。
从压裂工具方面分析，目前页岩气压裂技术有可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂，水力喷射压裂等。
在美国的页岩气开发技术中，可膨胀封隔器/裸眼封隔器+滑套多级压裂，泵送桥塞射孔压裂联作多级压裂技术比较成熟，使用比较广泛，可适用于较长的水平段；水力喷射压裂可实现准确定位喷射，无需机械封隔，节省作业时间，非常适合用于裸眼井、筛管井以及套管中井。
1、水平井裸眼封隔器投球滑套多级压裂系统封隔器投球滑套多级压裂技术一般采用可膨胀封隔器或者裸眼封隔器分段封隔。
根据页岩气储层开发的需要，使用封隔器将水平井段分隔成若干段，水力压裂施工时水平段最趾端滑套为压力开启式滑套，其它滑套通过投球打开，从水平段趾端第二级开始逐级投球，进行有针对性的压裂施工。
水平裸眼井多级压裂目前已经是北美页岩气压裂开采主要技术手段，并越来越受到作业者的欢迎。
水平井多级压裂技术关键在于封隔器（压裂封隔器和可膨胀封隔器）和滑套可靠性和安全性能，尤其是管外封压裂管柱的可膨胀封隔器和开启滑套的高强度低密度球材料决定技术的成功与否。
目前国外油田服务公司都有自己成熟的工具，高强度低密度球级差达到1/16in，封隔器耐压差达到70MPa，TAM公司耐高温自膨胀封隔器最高可达30 °C 。
Frac Point 贝克休斯
14
Drill Out of Seats 钻掉球座
Full Opening after Drill Out 钻掉后全通径 Test Time = 20 mins 测试时间=20分钟
11
Ball Activated Frac Sleeve 投球驱动压裂滑套
z
z
z
z z z 12
Design based on field proven CMU Sliding Sleeve 基于被油田证明的CMU滑套的设计 Exit ports designed with twice the flow area as tbg 设计出口流量是油管流量的两倍 HP/HT Dura-Frac Balls designed with low SG Dura-Frac 压裂球比重低且耐高压/高温 Over 10,000 runs from 1992 to 2006 自92至06年使用超过10000个 Transitional Ball Seat Geometry eliminates erosion 球座几何形状降低了冲蚀 Cast Iron Seats insure easy drill out 铸铁球座便于钻掉
Frac Point System 水平井多层裸眼压裂系统
Open Hole Fracture System
贝克休斯公司 陈晓新
Agenda 议程
Primary Objectives 主要作业目的 System and Component Overview
系统及部件介绍 Frac Point System Animation 作业过程展示
管外封隔工具
39
水泥胀封管外封隔器
40
水泥胀封管外封隔器
XTremeZone环空密封 胶筒结构保证安装过程的耐用性 胶筒设计确保在不规则井眼中的高效的密封能力 水泥胀封提供长久的密封能力 水泥胀封和长胶筒提供额外的锚定能力，特别是在注水井 中 在封隔器胀封过程中，阀门机理提供可靠的胀封控制和密 封能力
41
裸眼井层间封隔总结
13
可膨胀密封产品系列
REFlex 现场安装 能耐500PSI压差 通过加硬铁销钉定位 金属框架增加强度 适用于操作过程中决定使 用的情况
14
可膨胀密封产品系列
防突出底环 保护和扶正密封元件 使用摩擦圈锚定在基管上 能承受40,000LBS 可以和REFlex和REPacker 一起使用
15
应用
每种应用需要优选膨胀橡胶材质和机理 机械阻隔能够在裸眼井中提供套管井的功效 水泥胀封管外封隔器提供最兼顾的层间封隔，和验证的使 用寿命 贝克石油工具提供最优秀的层间封隔技术
42
21
Mpas机械式裸眼封隔器
唯一能用于不规则井眼的非膨胀式的封隔器 密封元件系统通过大量在不规则仪器里的测试来模拟不规 则的井眼 常压舱允许封隔器通过静液压差坐封 本体锁止环锁住坐封压力，同时允许如需要可以后续继续 施加坐封压力 坐封滑套通过内管柱上的简单坐封工具操作 不需要使用水泥胀封
22
Mpas封隔器坐封顺序
23
Mpas机械式裸眼封隔器
橡胶内芯
网状金属层
加强层
支撑环
24
Mpas封隔器
Mpas机械式裸眼封隔器
简单、低风险 一趟管柱完井 单个或多个封隔器同时使用 通过静液压或液压坐封 长期的封隔器完整性，不需使用水泥 可靠性 长期施加坐封力 内含加强层 可变形的支撑环增强强度
非常规油气水平井多级分段压裂完井技术
视频
（四）水平井套管固井预置滑套分段压裂技术 关键工具－预制滑套
压裂滑套采用固井的方式进行分隔 压裂滑套采用专用的开关工具进行打开和关闭 压裂滑套内壁采用特殊涂层，有效防止固井泥浆粘留。
（四）水平井套管固井预置滑套分段压裂技术 关键工具－开关工具
开关工具通过内管大打压的方式胀开开关爪 达到一定拉力可以脱开 随连续油管下入更快捷
1.9
2.025 2.15 2.275 2.4 2.525 2.65 2.775 2.9 3.025 3.15 3.275 3.4 3.525 3.65 3.775
（一）水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术 压差式滑套
压差滑套是第一段的压裂通道，采用油管直接打压的方式打开
（一）水平井裸眼封隔器投球滑套分段压裂技术 井筒隔离阀、底部循环阀
全国天然气总产量的 1/4 以上。专家预测， 2015 年 全 国 致 密 气 产 量有望达到 500 亿立方
米。
（二）国内非常规油气发展情况 中石油非常规发展
共完成水平井分段压裂1133口井，4722段 平均单井产量是直井的 3.9 倍，增油 520 万吨， 增气145亿立方米，相当于开发一个中型油气田 自主技术应用比例达到87%以上 2011年完钻1000口水平井，500口井实现了2200 段有效压裂
平 衡 阀
丢 手 球 座
机 械 定 位 器
喷 枪 丢 手 引 导 头
（五）水平井连续油管拖动封隔器套管分段压裂技术
相关设备－压裂车组
2000型泵车8台-压裂车组
2000型泵车2台-喷砂射孔
700型泵车2套-下入循环 混砂车1部-喷砂射孔
（五）水平井连续油管拖动封隔器套管分段压裂技术 相关设备－连续油管
贝克休斯-新型完井技术及应用
z
Increase Well’s NPV 增加单井投资回报率
¾ ¾ ¾
System Animation系统展示
Results使用优势
z
Oil Company savings
¾
¾
¾
¾
Rig time compared to conventional completion methods. 缩短钻机/修井机使用时间 The days of Fracturing time compared to conventional methods 减少压裂作业时间 No cementing of Liner cost as with conventional methods 无固井作业需求 No wire line or perforating needed as with conventional methods. 不需要钢丝作业和射孔作业
4. 分段压裂系统工具介绍
Frac-PointTM 系统完井工具一次入井实现水平井裸眼段分层压裂工艺
尾管封隔器
投球打开滑套
加压打开式滑套
裸眼管外封隔器
井筒隔绝阀
引鞋
Frac-Point System 多层压裂系统
z
z
z
z
z
S-3 HR “High Torque” Hanger System S-3 HR大扭矩悬挂器系统 Short Radius Open Hole Packers with Patented Back-up system带专利限位系统的短半径裸眼封隔器 High Rate Erosion Resistant Frac Sleeves 高速抗蚀材料压裂滑套 HP/HT “Dura-Frac” Shifting Balls 耐高压/高温的 “Dura-Frac”开关球 Pressure Activated Frac Sleeve 压力驱动压裂滑套
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MPas™ Packer Specifications
Size : 4-1/2” Maximum Packer O.D. : 5.625” Minimum ID : 3.8” Setting Mechanism: Hydrostatic / Hydraulic Tested w/ 4,100 psi Hydrostatic + 3,000 psi Hydraulic Setting Pressure Cylinder Collapse Rating: 7,500 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 8,440 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 289,000 # (80ksi MYS) Setting Tool Required: Workstring Cup Tool Maximum Ovality Tested (to date): 6” x 7-1/2”
Body
Elastomer Packing Element Core
Kevlar Reinforcement
Braided Steel Structural Layer
Deformable Back Up Rings
Outer Elastomer Cover
MPas™ Open Hole Packer Sequence
Pull Above Liner Top, Spot Spacers, Displace Casing w/ Brine
Example Installation Sequence
Setting l
Multi-Zone Perforated Pipe Case History
low-permeability silt stringers to enable future shut-off of water as it ingresses. ~4.5 hours from TD to set and individually test each of packer.
MPas™ Open Hole Packer Sequence
ShiftRinuSgne-tBInPaolPasonistciieotinSonleeve (Initiating Setting)
MPas™ Packer Specifications
Size : 5-1/2” Maximum Packer O.D. : 8.03” / 8.075” Minimum ID : 4.592” – 4.802” Setting Mechanism: Hydrostatic Cylinder Collapse Rating: 10,700 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 8,400 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 261,000 # (80ksi MYS) Setting Tool Required: Workstring Shifting Tool Maximum Ovality Tested (to date): 8-1/2” x 12”
Location : Timor Sea, Australia Operator : ConocoPhillips Field : Bayu Undan Date : 1st well May 2004 # Wells : 3 # MPas Packers : 26 (10, 8, 8) Max Deviation : 62 Degrees Max Depth : 10,352 ft TVD Max Temperature : 270 Deg F Job Description : Isolation for water shut off One-Trip System with SelectSet Collet tool run as an integral part of the inner string. Packers set in
Run-In Position Shifting Balance Sleeve (Initiating
Setting) Set Position
MPas™ Open Hole Packer Sequence
SRheutifnPt-inIongsPiBtiooasnliatniocne Sleeve (Initiating Setting)
Example Installation Sequence
TD Hole, Condition Mud, POOH
Run Liner Assy to Depth, Correlate, Hang, Circulate Hole Volume w/ DIF
Set Liner Top Packer
Pull up Inner String, Set MPas Packers
Baker Oil Tools
贝克休斯的关于裸 眼封隔器的材料
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MPas™ New Era Open Hole Packers
MPas™ New Era Open Hole Packer
MPas™ Packer Design
MPas™ Packer Specifications
Size : 6-5/8” Maximum Packer O.D. : 9.125” Minimum ID : 5.696” Setting Mechanism: Hydrostatic Cylinder Collapse Rating: 5,000 psi (80ksi MYS) Mandrel Burst Rating: 5,700 psi (80ksi MYS) Mandrel Tensile Strength: 575,000 # (80ksi MYS) Setting Tool Required: Workstring Shifting Tool Maximum Ovality Tested (to date): 9-1/2” x 11”