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水平井封隔器卡瓦的有限元分析及结构改进王志坚;邓卫东;林忠超;尚晓峰;王洋【摘要】在石油钻采中，封隔器卡瓦承受巨大压力易发生断裂，直接影响到封隔器的密封性能，从而影响油井的开采过程及生产安全。
运用有限元分析软件ANSYS Workbench对卡瓦进行有限元数值模拟分析。
施加140 kN载荷时，卡瓦最大应力为230.11 MPa，超过其材料的最大抗压强度；对卡瓦封隔器试验模型进行压裂试验，试验施加压力为186.33 kN时卡瓦发生断裂，测得抗压强度为233 MPa；对卡瓦进行结构设计，卡瓦牙间距尺寸分别为15 mm、25 mm和30 mm。
根据有限元分析结果，卡瓦牙间距为30 mm时卡瓦应力、应变分布趋于均匀，所承受的最大载荷为240 kN，最大应力为230.66 MPa、最大变形量为0.058 mm，证明此卡瓦结构尺寸较为合理。
%Packer slips prone to fracture under tremendous pressure during drilling,it will affect the sealing performance of the packer directly, and affect the process of mining and safety in production wells. The slip was analysised using the ifnite element analy-sis software.When the applied load is 140 kN, the slip’s maximum stress is 230.11 MPa, which exceeding the maximum compressive strength of this material.The slip packer test mode was undergo a fracturing test, slip fractured when the test pressure is 186.33 kN, the compressive strength is measured 233 MPa. Slip structure was designed, the spacing sizes of slip tooth were 15 mm, 25 mm and 30 mm. According to the results of ifnite element analysis, when the spacing size of slip tooth is 30 mm, the distribution of the slip’s stress and strain tends to uniform. When 240 kN load is applied, the maximum stress exceeds the maximumcompressive strength of slip’s material, and the slip’s maximum stress is 230.66 MPa, the maximum deformation is 0.058 mm,and provides the slip structure size is reasonable.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2013(000)004【总页数】4页(P78-81)【关键词】封隔器卡瓦;有限元分析;压裂试验;卡瓦牙间距;载荷-应力;变形曲线【作者】王志坚;邓卫东;林忠超;尚晓峰;王洋【作者单位】沈阳航空航天大学机电工程学院，辽宁沈阳 110136;沈阳航空航天大学机电工程学院，辽宁沈阳 110136;大庆油田采油工程研究院，黑龙江大庆163453;沈阳航空航天大学机电工程学院，辽宁沈阳 110136;沈阳航空航天大学机电工程学院，辽宁沈阳 110136【正文语种】中文【中图分类】TE931卡瓦是水平井分层压裂重要工具封隔器的重要组成部分，坐封时卡瓦锚定起到支撑封隔器、锁紧中心管柱的作用，其工作可靠性将直接影响到封隔器的密封性能，从而影响油井的开采过程和生产安全［1-5］。
技术应用与研究一、前言水平井分段压裂工艺技术在低渗透、低压、薄储层和边际油气藏的增产中非常常用，能够有效降低固井、射孔等作业造成的风险。
封隔器是实现分段压裂的关键部件，其性能对压裂作业效果，有着非常直接的影响。
然而，由于井壁曲面不规则、井下工作环境相对比较恶劣，很容易导致封隔器失效现象的发生，最终导致封隔段相互串通、压裂段内部压力减少、地面压裂设备无法顺利加压等问题，最终造成压裂裂缝的长度减短，甚至造成压裂油井报废现象的发生。
二、封隔器失效的原因分析工作环境比较恶劣。
封隔器所处的工作环境往往是非常恶劣的，很多水平井的工作环境温度往往在１５０摄氏度之上。
由于很多封隔器上需要使用橡胶材料，其弹性模量较低，在高温高压的环境之中，橡胶分子链上的α氢与氧会发生反应，从而形成不稳定的中间体，会直接让橡胶分子链分解，导致橡胶的扯断强度和撕裂强度大幅度下降。
如果在封隔器入井的过程中，如果涨封的温度高度井筒的耐温，其就会出现局部破损的现象。
此外，封隔器胶筒在酸、盐、油等介质的作用下，也会出现溶胀的现象，对其密封性能造成非常直接的影响。
井筒套变现象的发生。
井筒套在实际应用的过程中，受到围岩、泥岩膨胀蠕变、油层出砂、岩石蠕变等因素的作用。
此外，油气的化学成分相对比较复杂，其中包含较多的硫化物、无机盐，容易对套管造成化学腐蚀的现象。
此外，套管在注水、酸化压裂、射孔、套铣等作业中，也容易受到损害。
井筒套在受到上述的伤害之后，其直径就会变小，导致封隔器和井筒之间的间隙越来越小，对胶筒造成的损伤会进一步加大，对封隔器的密封效果，造成非常严重的影响。
此外，井筒套变之后，井筒的内径也会出现不一致的现象，对胶筒和井筒之间的接触效果，造成非常直接的影响，最终影响到其密封性能。
管柱的蠕动。
在进行压裂作业的过程中，管柱由于受力，其会出现伸长的现象，这就导致管柱蠕动现象的发生。
当前在水平井分段压裂工艺中，经常使用的是压缩式封隔器，利用液压力进行坐封。
119综述卡瓦是封隔器的重要组成部分，在坐封载荷作用下，封隔器的锥体将坐封载荷传递给卡瓦锥面，并转化为较大的径向载荷，在其作用下，卡瓦嵌入套管壁一定深度，起到支撑封隔器、锁紧中心管柱、保持密封元件密封状态等作用，其受力稳定性直接影响封隔器承压性能。
卡瓦依靠卡瓦牙与套管间相互作用嵌入套管内，卡瓦牙的齿尖结构造成理论分析其受力情况较难，本文通过Ｐｒｏ／Ｅ建立卡瓦与接触元件模型，利用ＡＢＡＱＵＳ应力分析软件模拟分析卡瓦与套管接触受力，提出优化意见以提升卡瓦受力稳定性。
一、卡瓦模型建立以ＺＹＹ４４０－１１４封隔器卡瓦为例，整体式卡瓦锚定时，卡瓦将沿应力槽位置裂开成片状，该过程对卡瓦牙与套管接触受力影响较少，而承担载荷的元件主要是卡瓦、锥体和套管，为了清晰地了解卡瓦与套管的受力分布情况，同时便于受力分析，因此使用Ｐｒｏ／Ｅ软件按照卡瓦已均匀裂开成片状，并简化其余封隔器元件建模并装配。
图１卡瓦系统简化模型装配示意图为了保证接触受力计算结果精确，同时降低分析成本，选用ＡＢＡＱＵＳ的Ｃ３Ｄ８Ｒ单元，采用自由网格划分技术对卡瓦系统进行划分网格单元，以有限滑动接触模拟卡瓦与套管接触情况。
因模型仅分析锥体、卡瓦及套管受力情况，模型有限元分析边界条件设定锥体内表面固定，套管外壁由于固井，可以设定其全约束（对于固井质量不合格的情况，可以设定套管两端表面固定约束，本文暂不分析该工况）。
封隔器卡瓦受力有限元分析梁开锋 中原石油工程公司井下特种作业公司【摘 要】卡瓦是封隔器的重要组成部分，其稳定性影响封隔器工作性能。
由于其牙型结构特点，使得卡瓦受力理论分析计算较难，采用了基于非线性显示动态分析方法，建立有限元模型，分析卡瓦锚定后应力分布情况，发现沿轴向从卡瓦顶部向底部应力逐渐减小，沿周向卡瓦对称面向两侧面应力逐渐降低的情况，并提出了卡瓦优化建议。
【关键词】卡瓦；压裂；封隔器；有限元分析二、卡瓦系统模型有限元分析图２卡瓦的牙齿编号和节点编号在卡瓦与套管接触过程中，Ｍｉｓｅｓ应力分布反映了其接触状态，为了便于叙述，如图２，从卡瓦顶部（与锥体接触位置）向卡瓦底部依次编号为第一齿至第八齿；从卡瓦侧面到对称面节点，依次编号为１至１３。
◀油气田开发工程▶高温高压完井封隔器结构优化∗王㊀龙(中国石油化工集团公司碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率重点实验室ꎻ中国石油化工股份有限公司西北油田分公司)王龙.高温高压完井封隔器结构优化[Ｊ].石油机械ꎬ２０２３ꎬ５１(６):１１２－１１８.ＷａｎｇＬｏｎｇ.Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｆｏｒｈｉｇｈ￣ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｈｉｇｈ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｗｅｌｌｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎ￣ｅｒｙꎬ２０２３ꎬ５１(６):１１２－１１８.摘要:针对顺北油气田超深超高压超高温井的施工要求ꎬ设计了适用于ø１３９ ７ｍｍ(５⅟ ｉｎ)套管的机械可回收测试封隔器ꎬ内通径达到５０ｍｍꎮ对该封隔器密封机构的变形过程及密封性能进行了有限元仿真分析ꎬ对封隔器卡瓦性能有显著影响的合金块安装间距㊁合金块安装倾角㊁合金块直径和卡瓦楔角等４个因素进行了正交试验ꎬ进而优化了卡瓦参数ꎮ优化后的卡瓦最大应力下降百分比为４７ ９９％ꎬ应力集中现象得到了大大减弱ꎮ在理论研究的基础上开展了封隔器坐封试验㊁额定压差测试㊁绝对压力测试和封隔器解封试验ꎮ研究结果表明:该测试封隔器的强度安全可靠ꎬ可顺利完成坐封㊁解封ꎬ能够承受２０４ħ以上的高温㊁１１０ＭＰａ的额定压差及１６０ＭＰａ的绝对压力ꎬ满足顺北油气田超深超高压超高温井的施工要求ꎮ关键词:封隔器ꎻ压裂测试ꎻ机械可回收ꎻ高温高压ꎻ仿真优化中图分类号:ＴＥ９３１㊀文献标识码:Ａ㊀ＤＯＩ:１０ １６０８２/ｊ ｃｎｋｉ ｉｓｓｎ １００１－４５７８ ２０２３ ０６ ０１５ＳｔｒｕｃｔｕｒｅＯｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｆｏｒＨｉｇｈ￣ＴｅｍｐｅｒａｔｕｒｅＨｉｇｈ￣ＰｒｅｓｓｕｒｅＷｅｌｌＣｏｍｐｌｅｔｉｏｎＷａｎｇＬｏｎｇ(ＳｉｎｏｐｅｃＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＥｎｈａｎｃｅｄＯｉｌＲｅｃｏｖｅｒｙｉｎＣａｒｂｏｎａｔｅＦｒａｃｔｕｒｅｄ￣ＶｕｇｇｙＲｅｓｅｒｖｏｉｒｓꎻＳｉｎｏｐｅｃＮｏｒｔｈｗｅｓｔＯｉｌｆｉｅｌｄＣｏｍｐａｎｙ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎａｌｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｕｌｔｒａ￣ｄｅｅｐꎬｕｌｔｒａ￣ｈｉｇｈ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅａｎｄｕｌｔｒａ￣ｈｉｇｈ￣ｔｅｍｐｅｒ￣ａｔｕｒｅｗｅｌｌｓｉｎＳｈｕｎｂｅｉｏｉｌａｎｄｇａｓｆｉｅｌｄꎬａｍｅｃｈａｎｉｃａｌｌｙｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅｔｅｓｔｐａｃｋｅｒｓｕｉｔａｂｌｅｆｏｒｔｈｅ１３９ ７ｍｍ(５⅟ ｉｎ)ｃａｓｉｎｇｗａｓｄｅｓｉｇｎｅｄꎬｗｉｔｈｔｈｅｉｎｓｉｄｅｄｉａｍｅｔｅｒｏｆ５０ｍｍ.Ｔｈｅｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓａｎｄｓｅａｌｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｏｆｔｈｅｐａｃｋｅｒ ｓｓｅａｌｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍｗｅｒｅｓｉｍｕｌａｔｅｄｂｙｆｉｎｉｔｅｅｌｅｍｅｎｔａｎａｌｙｓｉｓ.Ｔｈｅｏｒｔｈｏｇｏｎａｌｔｅｓｔｗａｓｐｅｒｆｏｒｍｅｄｆｏｒｆｏｕｒｆａｃｔｏｒｓꎬｉ.ｅ.ｉｎｓｔａｌｌａｔｉｏｎｄｉｓｔａｎｃｅｏｆａｌｌｏｙｂｌｏｃｋꎬａｎｇｌｅｏｆａｌｌｏｙｂｌｏｃｋꎬｄｉａｍｅｔｅｒｏｆａｌｌｏｙｂｌｏｃｋａｎｄｓｌｉｐｗｅｄｇｅａｎ￣ｇｌｅꎬｗｈｉｃｈｈａｖｅｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｔｅｆｆｅｃｔｓｏｎｔｈｅｓｌｉｐｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｏｆｔｈｅｐａｃｋｅｒꎬａｎｄｔｈｅｎｔｈｅｓｌｉｐｐａｒａｍｅｔｅｒｓｗｅｒｅｏｐｔｉ￣ｍｉｚｅｄ.Ｔｈｅｍａｘｉｍｕｍｓｔｒｅｓｓｄｒｏｐｐｅｒｃｅｎｔａｇｅｏｆｔｈｅｏｐｔｉｍｉｚｅｄｓｌｉｐｉｓ４７ ９９％ꎬａｎｄｔｈｅｓｔｒｅｓｓｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｉｓｇｒｅａｔｌｙｒｅｄｕｃｅｄ.Ｏｎｔｈｅｂａｓｉｓｏｆｔｈｅａｂｏｖｅｔｈｅｏｒｅｔｉｃａｌｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｉｏｎꎬｔｅｓｔｓｗｅｒｅｃｏｎｄｕｃｔｅｄｏｎｓｅｔｔｉｎｇꎬｒａｔｅｄｐｒｅｓｓｕｒｅｄｉｆｆｅｒ￣ｅｎｃｅꎬａｂｓｏｌｕｔｅｐｒｅｓｓｕｒｅａｎｄｒｅｌｅａｓｅｏｆｔｈｅｐａｃｋｅｒ.Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｐａｃｋｅｒｉｓｓａｆｅａｎｄｒｅｌｉａｂｌｅ.Ｉｔｃａｎｓｕｃ￣ｃｅｓｓｆｕｌｌｙｓｅｔａｎｄｒｅｌｅａｓｅｄꎬａｎｄｃａｎｗｉｔｈｓｔａｎｄａｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｓａｂｏｖｅ２０４ħꎬａｒａｔｅｄｐｒｅｓｓｕｒｅｄｉｆｆｅｒｅｎｃｅｏｆ１１０ＭＰａａｎｄａｎａｂｓｏｌｕｔｅｐｒｅｓｓｕｒｅｏｆ１６０ＭＰａ.Ｔｈｅｓｅｍｅｅｔｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎａｌｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｕｌｔｒａ￣ｄｅｅｐꎬｕｌｔｒａ￣ｈｉｇｈ￣ｐｒｅｓ￣ｓｕｒｅａｎｄｕｌｔｒａ￣ｈｉｇｈ￣ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅＳｈｕｎｂｅｉｏｉｌａｎｄｇａｓｆｉｅｌｄ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｐａｃｋｅｒꎻｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｔｅｓｔꎻｍｅｃｈａｎｉｃａｌｌｙｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅꎻＨＴＨＰꎻｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ２１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械ＣＨＩＮＡＰＥＴＲＯＬＥＵＭＭＡＣＨＩＮＥＲＹ㊀２０２３年㊀第５１卷㊀第６期∗基金项目:中国石油化工集团有限公司重点科技攻关项目 顺北一区５号断裂带提质提速钻完井技术研究 (Ｐ２０００２)ꎮ０㊀引㊀言随着油气勘探开发迈向８０００~９０００ｍ深度领域ꎬ储层地质条件更加复杂ꎬ这些复杂性主要表现在地层温度与压力随井深的增加越来越高ꎬ部分井的地层压力㊁地层温度甚至达到了１４０ＭＰａ和２００ħꎬ这表示油气勘探进入超深超高压超高温时代(简称三超井)ꎬ使完井试油与储层改造技术面临着新的技术难题[１－３]ꎮ其中ꎬ原有的测试工具和配套已不能完全满足勘探评价工作的需求ꎬ必须对原有测试工具和管柱体系进行改进和优化ꎬ以提高测试工具和配套工艺的可靠性[４－５]ꎮ目前顺北油气田的 三超井 主要采用 五阀一封 测试管柱或 永久封隔器＋碳钢油管 管柱进行地层测试作业ꎮ但面临以下困难:① 五阀一封 测试管柱通径受加强型ＲＤ阀㊁Ｅ型阀㊁封隔器等的限制ꎬ内径只有３８ｍｍꎬ加砂压裂摩阻大㊁排量小㊁易砂堵[６]ꎻ②ＲＴＴＳ封隔器耐压差只有７０ＭＰａꎬ承压偏低ꎬ加砂压裂泵压高ꎬ封隔器承压偏大[７－８]ꎻ③ 永久封隔器＋碳钢油管 管柱ꎬ不利于地层资料录取ꎬ测试结束后需切割油管起出管柱ꎬ增加了施工周期和井控风险ꎮ笔者针对顺北油气田 三超井 的施工要求ꎬ在调研国内外高压气井压裂测试管柱及工艺基础上ꎬ设计了适用于ø１３９ ７ｍｍ(５⅟ ｉｎ)套管的机械可回收测试封隔器ꎬ内通径达到５０ｍｍꎬ操作方便ꎬ性能可靠ꎬ易座封㊁易解封ꎬ能够满足中等及以上规模改造需求ꎬ可以解决顺北油气田ø１３９ ７ｍｍ套管内作业的压裂测试一体化难题ꎮ１㊀机械可回收封隔器的结构及技术特性１ １㊀封隔器结构及特点ø１３９ ７ｍｍ机械可回收封隔器坐封方式采用机械坐封ꎬ解封方式为上提管柱ꎬ其结构如图１所示ꎮ其关键部件包括:胶筒㊁卡瓦㊁下心轴㊁上心轴㊁外筒㊁水力锚ꎮ机械可回收测试封隔器的主要技术特点有:①封隔器的承压件全部采用镍基高温合金Ｉｎｃｏｎｅｌ７１８材料ꎬ保证了工具在高温高压环境下的强度ꎻ②水力锚锚爪由单Ｏ形圈密封改为支撑密封加Ｏ形圈的密封方式ꎬ提高了密封能力[９]ꎻ③水力锚锚爪分布由３组６个锚爪分布增强至６组１２个锚爪(６０ʎ间隔分布)[１０]ꎻ④改进的胶筒结构能够完成１０５ＭＰａ的密封能力ꎻ⑤水力锚锚爪㊁机械卡瓦以及摩擦块上的硬质合金块采用冷镶工艺ꎬ更改以往采用的银锡焊的工艺ꎬ在一定程度上保证了卡瓦锚定的强度和使用寿命ꎻ⑥水力锚卡瓦弹簧采用内外双弹簧结构ꎬ能更好地保证封隔器在解封过程中水力锚卡瓦的顺利回缩ꎮ图１㊀机械可回收封隔器结构Ｆｉｇ １㊀Ｓｔｒｕｃｔｕｒｅｏｆｔｈｅｍｅｃｈａｎｉｃａｌｌｙｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅｐａｃｋｅｒ１ ２㊀工作原理封隔器随油管下至预定设计位置ꎬ封隔器下井时摩擦垫块始终与套管内壁紧贴ꎮ进行坐封时ꎬ先上提钻杆至一定高度ꎬ然后右转油管ꎬ并下放管柱ꎬ机械卡瓦沿导向槽向外伸张ꎬ咬紧套管内壁ꎬ同时挤压和压缩胶筒ꎬ完成管柱的坐封ꎮ当油管内压力大于封隔器以上环空压力时ꎬ下部压力将通过容积管传到水力锚ꎬ使水力锚卡瓦片张开ꎬ卡瓦上的合金卡瓦牙朝上ꎬ从而使封隔器牢固地坐封在套管内壁上ꎬ阻止管柱上窜ꎮ施工结束停泵后ꎬ液力锚定卡瓦在弹簧回收力的作用下收回壳体内ꎬ需要进行解封时ꎬ先打开循环洗井阀ꎬ使油套平衡ꎬ然后上提管柱ꎬ胶筒回弹ꎬ机械坐封卡瓦沿卡瓦滑套槽收回合拢ꎬ继续上提进而解封整个管柱[１１]ꎮ１ ３㊀主要技术参数ø１３９ ７ｍｍ机械可回收封隔器的主要技术参数见表１ꎮ表１㊀机械可回收封隔器主要技术参数３１１ ２０２３年㊀第５１卷㊀第６期王龙:高温高压完井封隔器结构优化㊀㊀㊀２㊀关键零部件性能仿真分析２ １㊀密封机构数值仿真分析本文所研究的机械可回收测试封隔器适用对象为ø１３９ ７ｍｍ套管ꎬ工具的外径和内径尺寸见表１ꎮ由于封隔器密封机构的中间胶筒㊁侧胶筒㊁护肩㊁以及套管等部件均为轴对称零件ꎬ所以本文建立二维轴对称的密封机构数值仿真分析模型ꎬ如图２所示ꎮ胶筒模型采用四边形网格ꎬ网格算法采用中性轴算法ꎬ同时采用杂交公式和缩减积分开展胶筒大变形分析[１２]ꎻ在密封机构的仿真模型中分别设定３类接触方式:橡胶－橡胶接触㊁橡胶－金属接触以及金属－金属接触ꎬ并分别设定其配合关系ꎻ密封机构所受外部载荷为管柱下压力对应的轴向载荷Ｆꎬ并进行１００~３００ｋＮ条件下的密封机构受力仿真分析ꎮ图２㊀密封机构仿真模型Ｆｉｇ ２㊀Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｍｏｄｅｌｏｆｔｈｅｓｅａｌｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍ图３㊀密封机构变形过程仿真结果Ｆｉｇ ３㊀Ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｒｅｓｕｌｔｓｏｆｔｈｅｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｐｒｏｃｅｓｓｏｆｔｈｅｓｅａｌｉｎｇｍｅｃｈａｎｉｓｍ密封机构变形过程仿真结果如图３所示ꎬ由图３可知:当通径规上端面施加轴向坐封载荷Ｆ后ꎬ护肩沿轴向向下滑动ꎬ随着轴向载荷的不断增加ꎬ胶筒护肩开始向外扩张ꎻ当护肩与套管接触后ꎬ护肩开始依次挤压上侧胶筒㊁中间胶筒以及下侧胶筒ꎻ随着轴向载荷的进一步加大ꎬ中间胶筒与套管接触后ꎬ上㊁下侧胶筒和中间胶筒进一步被压缩并依次向外膨胀ꎬ最终所有胶筒全部与套管接触ꎬ实现了完全密封套管环空的目的[１３－１４]ꎮ胶筒轴向压缩距与密封机构所承受的轴向坐封载荷之间的变化关系如图４所示ꎮ在初始阶段ꎬ随着坐封载荷的逐渐增大ꎬ轴向压缩距迅速增大ꎻ当坐封载荷超过５０ｋＮ以后ꎬ轴向压缩距增大趋势变的很缓慢ꎬ稳定在８０ｍｍ左右ꎻ当坐封载荷达到３００ｋＮ时ꎬ胶筒的轴向压缩距为８１ ３ｍｍꎮ胶筒与套管的最大接触应力与坐封载荷之间的关系曲线如图４所示ꎮ由图４可知ꎬ最大接触应力随坐封载荷的增加而逐渐增大ꎬ两者之间近似于线性变化关系ꎬ其中胶筒与套管最大接触应力为１３６ ９８ＭＰａꎬ对应坐封载荷为３００ｋＮꎮ当坐封载荷Ｆ达到３００ｋＮ时ꎬ胶筒与套管的应力分布云图如图５所示ꎮ仿真分析结果表明:密封机构中胶筒心轴的Ｍｉｓｅｓ应力最大ꎬ最大值为５７３ ５ＭＰａꎬ尚未达到胶筒心轴材料(４２ＣｒＭｏ)的屈服强度ꎬ说明密封结构强度可靠ꎮ图４㊀坐封载荷对压缩距和应力的影响Ｆｉｇ ４㊀Ｅｆｆｅｃｔｓｏｆｓｅｔｔｉｎｇｌｏａｄｏｎｃｏｍｐｒｅｓｓｉｏｎｄｉｓｔａｎｃｅａｎｄｓｔｒｅｓｓ图５㊀胶筒与套管应力云图Ｆｉｇ ５㊀Ｓｔｒｅｓｓｎｅｐｈｏｇｒａｍｏｆｒｕｂｂｅｒｓｌｅｅｖｅａｎｄｃａｓｉｎｇ４１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第６期２ ２㊀卡瓦结构参数的数值仿真优化分析卡瓦是机械可回收测试封隔器锚定过程中传递载荷㊁承担载荷的主要构件ꎬ起到支撑封隔器㊁锁定胶筒的作用ꎮ卡瓦三维模型如图６所示ꎮ在坐封时卡瓦滑套(４２ＣｒＭｏ)向下滑动ꎬ推动卡瓦体(４２ＣｒＭｏ)向外撑开与套管贴合ꎬ随着压力不断增加ꎬ机械卡瓦上的硬质合金块(ＹＧ１５)进一步嵌入套管ꎬ从而能够提供足够的轴向支撑力ꎬ起到锚定作用[１０]ꎮ图６㊀坐封卡瓦的三维模型Ｆｉｇ ６㊀Ｔｈｒｅｅ￣ｄｉｍｅｎｓｉｏｎａｌｍｏｄｅｌｏｆｔｈｅｓｌｉｐ根据硬质合金卡瓦等角度周向均匀分布的结构特点ꎬ建立卡瓦⅟ 结构模型(见图７)ꎻ对于拥有复杂曲面的卡瓦体采用四面体网格进行网格划分ꎬ套管与硬质合金块形状较规则ꎬ采用六面体网格ꎻ硬质合金块与卡瓦体的配合采用绑定约束ꎬ设定６个硬质合金齿与套管内壁为面－面接触ꎮ锚定机构所受外力为管柱轴向坐封载荷Ｆꎬ并开展１００~３００ｋＮ条件下的卡瓦坐封性能仿真分析ꎬ其中套管钢级为Ｐ１４０Ｖꎬ壁厚１２ ０９ｍｍꎮ图７㊀卡瓦有限元网格模型Ｆｉｇ ７㊀Ｆｉｎｉｔｅｅｌｅｍｅｎｔｍｅｓｈｍｏｄｅｌｏｆｔｈｅｓｌｉｐ通过仿真结果(见图８)可知:释放悬重达到１５０ｋＮ时ꎬ套管最大应力为９１６ ８ＭＰａꎬ小于套管屈服强度９６５ ５ＭＰａꎬ未发生塑性变形ꎻ在硬质合金块安装槽处应力集中现象明显ꎬ且最大压应力为１４４６ＭＰａꎬ大于材料屈服强度８２２ ３８ＭＰａꎬ同时各齿受力不均ꎬ咬入深度不同ꎬ存在较大差异ꎬ如图９中红色曲线所示ꎮ图８㊀卡瓦体和套管的应力－位移云图(优化前)Ｆｉｇ ８㊀Ｓｔｒｅｓｓ￣ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｎｅｐｈｏｇｒａｍｏｆｓｌｉｐａｎｄｃａｓｉｎｇ(ｂｅｆｏｒｅｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ)图９㊀优化前后各齿咬入深度分布Ｆｉｇ ９㊀Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｂｉｔｅｄｅｐｔｈｏｆｔｅｅｔｈｂｅｆｏｒｅａｎｄａｆｔｅｒｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ㊀㊀根据机械可回收封隔器卡瓦的设计要求ꎬ需要对机械可回收封隔器卡瓦的结构参数进行优化ꎬ本文选择对卡瓦性能有显著影响的合金块安装间距ｌ(因素Ａ)㊁合金块安装倾角α(因素Ｂ)㊁合金块直径ｄ(因素Ｃ)和卡瓦楔角γ(因素Ｄ)４个因图１０㊀卡瓦结构参数Ｆｉｇ １０㊀Ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｔｈｅｓｌｉｐ素进行正交试验ꎬ其参数如图１０所示ꎮ根据正交试验原理ꎬ设计了四因素三水平正交试验方案Ｌ９(３４)ꎬ试验参数见表２ꎬ探索４个试验因素对机械可回收封隔器卡瓦性能的影响规律ꎮ５１１ ２０２３年㊀第５１卷㊀第６期王龙:高温高压完井封隔器结构优化㊀㊀㊀表２㊀正交试验方案对９种不同方案的卡瓦在１５０ｋＮ载荷条件下进行数值仿真计算ꎬ数值仿真计算结果见表３ꎮ其中以卡瓦各齿咬入套管深度数据的标准差作为各齿咬入深度均匀性的衡量标准ꎮ表３㊀正交试验结果通过正交试验分析ꎬ得到卡瓦最优组合参数为:合金块安装间距ｌ＝２１ ５ｍｍ㊁合金块安装倾角α＝７５ʎ㊁合金块直径Ｄ＝１１ｍｍ㊁卡瓦楔角γ＝８ʎꎮ由图１１可知ꎬ卡瓦最大应力由１４４６ＭＰａ下降为７５２ １ＭＰａꎬ下降百分比为４７ ９９％ꎬ应力集中现象大大减弱ꎮ优化后的卡瓦和套管的应力－位移云图如图１１所示ꎮ对比图８可知ꎬ优化前各齿咬入套管形成的咬痕深度分布不均ꎬ套管上方咬痕深度大ꎬ而套管下方咬痕深度明显降低ꎻ优化后各齿咬痕形状以及咬入深度基本一致ꎬ卡瓦各齿咬入深度均匀性标准差由０ ００１７８下降为０ ０００７３ꎬ同比下降５９ ２２％ꎮ图１１㊀卡瓦体和套管的应力－位移云图(优化后)Ｆｉｇ １１㊀Ｓｔｒｅｓｓ￣ｄｉｓｐｌａｃｅｍｅｎｔｎｅｐｈｏｇｒａｍｏｆｓｌｉｐａｎｄｃａｓｉｎｇ(ａｆｔｅｒｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎ)３㊀室内试验机械可回收测试封隔器的室内试验研究是该工具研制工作的重要环节ꎬ通过室内模拟试验ꎬ能比较直观且彻底地暴露理论研究中的问题ꎬ从而迅速方便地解决矛盾[１５]ꎮ本试验在中石化江汉石油工程有限公司巴州塔里木测试分公司高温高压井下工具检测中心的３＃高温高压试验井筒进行ꎬ如图１２图１２㊀机械可回收封隔器的室内试验Ｆｉｇ １２㊀Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙｔｅｓｔｓｏｆｔｈｅｍｅｃｈａｎｉｃａｌｌｙｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅｐａｃｋｅｒ所示ꎮ试验设备包括中央控制系统㊁加热保温系统㊁试验井筒系统㊁超高压液体试验系统㊁低压压 ６１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第６期缩空气系统㊁力加载试验系统㊁安全防护及视频监控系统ꎮ试验工具管串由动密封杆＋变扣接头＋双短节＋变扣接头＋ø１３９ ７ｍｍ机械可回收封隔器组成ꎮ在地面完成机械可回收封隔器的通径测试和整体密封试验后ꎬ将试验工具管串下入试验井筒ꎬ通过转接杆将动密封杆连接至力加载试验机上面ꎬ于２０２２年５月依次开展了封隔器坐封试验㊁额定压差测试㊁绝对压力测试㊁封隔器解封试验[１６]ꎮ坐封试验步骤:①启动升温ꎬ启动加热保温系统ꎬ整井筒加热至ȡ１２０ħꎬ保温ȡ１ｈꎻ②继续升温ꎬ系统加热至ȡ２０４ħꎬ保温ȡ２ｈꎻ③上提封隔器３００ｍｍꎬ正转１圈ꎻ④对封隔器上腔㊁中心腔加压ȡ８０ＭＰａ(设置为稳压)ꎬ记录工具串悬重并将其作为初始载荷ꎬ然后在初始载荷的基础上增加１３５~１６５ｋＮ(１５０ｋＮʃ１０％)坐封封隔器ꎻ保持温度ȡ２０４ħꎬ将上腔㊁中心腔泄压至ɤ０ ５ＭＰａꎮ在坐封载荷下封隔器没有出现下滑和转动ꎬ说明坐封试验成功ꎮ额定压差测试:①系统降温至ɤ１２０ ０ħꎬ保温ȡ４ｈ(降温过程中温度设定值为１１５ħꎬ保持在１１５~１２０ħ区间)ꎻ②上压腔分级加压至ȡ１１０ ０ＭＰａꎬ加压载荷控制参考表４(最终载荷可根据实际情况动态调整)ꎬ中心腔压力ɤ０ ５ＭＰａꎬ压差ȡ１１０ ０ＭＰａꎬ保温保压ȡ１５ｍｉｎꎮ③上压腔分级泄压至ɤ０ ５ＭＰａꎬ中心腔分级加压至ȡ１１０ ０ＭＰａ(不操作载荷)ꎬ压差ȡ１１０ ０ＭＰａꎬ保温保压ȡ１５ｍｉｎꎬ最后将中心压力泄至ɤ０ ５ＭＰａ(额定压差试验操作期间ꎬ下压腔不泄压且背压ȡ７０ ０ＭＰａ)ꎮ在测试过程中１５ｍｉｎ压降ɤ１％ꎬ说明机械可回收封隔器的额定压差测试合格ꎮ表４㊀ø１３９ ７ｍｍ机械可回收封隔器加压控载表㊀㊀绝对压力测试:①系统加热至ȡ２０４ħꎬ保温ȡ２ｈꎻ②验证坐封载荷(１３５~１６５ｋＮ)后进行以下步骤ꎬ中心腔分级加压至ȡ８０ＭＰａꎬ上压腔分级加压至ȡ８０ＭＰａꎬ保温保压ȡ８ｈꎻ③中心腔分级加压至ȡ１６０ＭＰａꎬ上压腔分级加压至ȡ１６０ＭＰａꎬ保温保压ȡ１ｈꎮ在测试过程中１５ｍｉｎ压降ɤ１％ꎬ说明机械可回收封隔器的绝对压力测试合格ꎮ解封试验:①温度ȡ２０４ħꎬ三腔压力分级泄压至ɤ０ ５ＭＰａꎬ上提测试管柱解封封隔器ꎻ②当系统降温至ɤ６０ħꎬ起出工具ꎬ顺利完成解封ꎮ４㊀结㊀论(１)数值仿真分析结果表明:在３００ｋＮ的坐封载荷下机械可回收封隔器的所有胶筒全部与套管接触ꎬ实现了完全密封套管环空的目的ꎬ密封机构中胶筒心轴的应力最大ꎬ尚未达到该材料的屈服强度ꎬ说明密封结构强度可靠ꎮ(２)由于封隔器卡瓦各齿受力不均ꎬ咬入深度不同ꎬ本文对卡瓦性能有显著影响的４个因素进行正交试验ꎬ对卡瓦参数进行了优化ꎬ最终得到最优组合参数为:合金块安装间距ｌ＝２１ ５ｍｍ㊁合金块安装倾角α＝７５ʎ㊁合金块直径Ｄ＝１１ｍｍ㊁卡瓦楔角γ＝８ʎꎮ优化后的卡瓦最大应力下降百分比为４７ ９９％ꎬ应力集中现象大大减弱ꎮ(３)室内试验结果表明:ø１３９ ７ｍｍ机械可回收封隔器能够在１３５~１６５ｋＮ的载荷下完成坐封ꎬ并能够顺利解封ꎬ同时能够承受２０４ħ以上的高温㊁１１０ＭＰａ的额定压差及１６０ＭＰａ的绝对压力ꎬ设计性能满足顺北油气田 三超井 的施工要求ꎮ参㊀考㊀文㊀献[１]㊀杨向同ꎬ沈新普ꎬ崔小虎ꎬ等.超深高温高压气井完井含伸缩管测试管柱的应力与变形特征[Ｊ].天然气工业ꎬ２０１９ꎬ３９(６):９９－１０６.ＹＡＮＧＸＴꎬＳＨＥＮＸＰꎬＣＵＩＸＨꎬｅｔａｌ.Ｓｔｒｅｓｓａｎｄｄｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎａｎｄｔｅｓｔｉｎｇｔｕｂ￣ｉｎｇｓｔｒｉｎｇｗｉｔｈｅｘｐａｎｓｉｏｎｊｏｉｎｔｓｆｏｒｕｌｔｒａ￣ｄｅｅｐＨＴＨＰｇａｓｗｅｌｌｓ[Ｊ].ＮａｔｕｒａｌＧａｓＩｎｄｕｓｔｒｙꎬ２０１９ꎬ３９(６):９９－１０６[２]㊀ＫＯＮＧＣＹꎬＺＨＵＲＪꎬＺＨＡＮＧＤＲꎬｅｔａｌ.Ｒｅｓｅａｒｃｈｏｎｋｉｎｅｍａｔｉｃｓａｎａｌｙｓｉｓｏｆｓｐｈｅｒｉｃａｌｓｉｎｇｌｅ￣ｃｏｎｅＰＤＣｃｏｍｐｏｕｎｄｂｉｔａｎｄｒｏｃｋｂｒｅａｋｉｎｇｓｉｍｕｌａｔｉｏｎｖｅｒｉｆｉｃａｔｉｏｎ[Ｊ].Ｏｉｌ＆ＧａｓＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ￣Ｒｅｖ.ＩＦＰＥｎ￣ｅｒｇｉｅｓｎｏｕｖｅｌｌｅｓꎬ２０２１ꎬ７６:５２[３]㊀刘祥康ꎬ丁亮亮ꎬ朱达江ꎬ等.高温高压深井多封隔器分段改造管柱优化设计[Ｊ].石油机械ꎬ２０１９ꎬ４７(２):９１－９５.ＬＩＵＸＫꎬＤＩＮＧＬＬꎬＺＨＵＤＪꎬｅｔａｌ.Ｄｅｓｉｇｎｏｐｔｉｍｉ￣ｚａｔｉｏｎｏｆｍｕｌｔｉｓｔａｇｅｓｔｉｍｕｌａｔｉｏｎｓｔｒｉｎｇｗｉｔｈｍｕｌｔｉ￣ｐａｃｋｅｒ７１１２０２３年㊀第５１卷㊀第６期王龙:高温高压完井封隔器结构优化㊀㊀㊀ｆｏｒｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｄｅｅｐｗｅｌｌ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１９ꎬ４７(２):９１－９５ [４]㊀陈俊国ꎬ刘振涛ꎬ袁云ꎬ等.高温高压薄壁胶筒优选试验设计和评价[Ｊ].油气田地面工程ꎬ２０１１ꎬ３０(１２):３８－４０.ＣＨＥＮＪＧꎬＬＩＵＺＴꎬＹＵＡＮＹꎬｅｔａｌ.Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｄｅｓｉｇｎａｎｄｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｏｐｔｉｍｕｍｓｅｌｅｃｔｉｏｎｏｆｔｈｉｎｗａｌｌｒｕｂｂｅｒｃｙｌｉｎｄｅｒａｔｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅ[Ｊ].Ｏｉｌ￣ＧａｓｆｉｅｌｄＳｕｒｆａｃｅＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬ２０１１ꎬ３０(１２):３８－４０[５]㊀黄熠ꎬ杨进ꎬ王尔钧ꎬ等.南海超高温高压气井裸眼完井测试关键技术[Ｊ].石油钻采工艺ꎬ２０２０ꎬ４２(２):１５０－１５５.ＨＵＡＮＧＹꎬＹＡＮＧＪꎬＷＡＮＧＥＪꎬｅｔａｌ.Ｋｅｙｔｅｃｈｎｏｌ￣ｏｇｉｅｓｆｏｒｔｈｅｏｐｅｎｈｏｌｅｃｏｍｐｌｅｔｉｏｎｔｅｓｔｉｎｇｏｆｕｌｔｒａｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｇａｓｗｅｌｌｓｉｎｔｈｅＳｏｕｔｈＣｈｉｎａＳｅａ[Ｊ].ＯｉｌＤｒｉｌｌｉｎｇ＆ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０２０ꎬ４２(２):１５０－１５５[６]㊀刘江浩ꎬ张毅.高温高压大通径压裂封隔器的研制[Ｊ].钻采工艺ꎬ２０１６ꎬ３９(３):７７－７９.ＬＩＵＪＨꎬＺＨＡＮＧＹ.Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｔｈｅｌａｒｇｅｄｒｉｆｔｄｉ￣ａｍｅｔｅｒｆｒａｃｔｕｒｉｎｇｐａｃｋｅｒ[Ｊ].Ｄｒｉｌｌｉｎｇ＆ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０１６ꎬ３９(３):７７－７９ [７]㊀王立军.ＲＴＴＳ封隔器胶筒问题浅析[Ｊ].油气井测试ꎬ２０１０ꎬ１９(１):５４－５５ꎬ５８.ＷＡＮＧＬＪ.ＡｎａｌｙｓｉｓｏｆｐｒｏｂｌｅｍｓａｂｏｕｔｒｕｂｂｅｒｅｌｅｍｅｎｔｏｆＲＴＴＳｐａｃｋｅｒ[Ｊ].ＷｅｌｌＴｅｓｔｉｎｇꎬ２０１０ꎬ１９(１):５４－５５ꎬ５８[８]㊀李林涛ꎬ万小勇ꎬ黄传艳ꎬ等.双向卡瓦可回收高温高压封隔器的研制与应用[Ｊ].石油机械ꎬ２０１９ꎬ４７(３):８１－８６.ＬＩＬＴꎬＷＡＮＸＹꎬＨＵＡＮＧＣＹꎬｅｔａｌ.ＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｎｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｂｉｄｉｒｅｃｔｉｏｎａｌｓｌｉｐＨＴＨＰｒｅｔｒｉｅｖａｂｌｅｐａｃｋｅｒ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１９ꎬ４７(３):８１－８６[９]㊀徐贵春ꎬ曹慧祖ꎬ高丽.大通径丢手封隔器的设计与试验[Ｊ].石油矿场机械ꎬ２０１５ꎬ４４(２):５１－５４.ＸＵＧＣꎬＣＡＯＨＺꎬＧＡＯＬ.Ｄｅｓｉｇｎａｎｄｔｅｓｔｏｆｄｉａｍ￣ｅｔｅｒｒｅｌｅａｓｉｎｇｐａｃｋｅｒ[Ｊ].ＯｉｌＦｉｅｌｄＥｑｕｉｐｍｅｎｔꎬ２０１５ꎬ４４(２):５１－５４[１０]㊀张德荣ꎬ陈颖ꎬ周威ꎬ等.可钻式桥塞卡瓦结构优化设计[Ｊ].机械设计与制造ꎬ２０１６(８):２１９－２２３.ＺＨＡＮＧＤＲꎬＣＨＥＮＹꎬＺＨＯＵＷꎬｅｔａｌ.Ｓｔｒｕｃｔｕｒａｌｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｓｌｉｐｏｆｄｒｉｌｌａｂｌｅｂｒｉｄｇｅｐｌｕｇ[Ｊ].ＭａｃｈｉｎｅｒｙＤｅｓｉｇｎ＆Ｍａｎｕｆａｃｔｕｒｅꎬ２０１６(８):２１９－２２３[１１]㊀宋辉辉ꎬ贺启强ꎬ何程程.液压式大通径丢手封隔器的研制与应用[Ｊ].钻采工艺ꎬ２０２０ꎬ４３(１):８４－８６.ＳＯＮＧＨＨꎬＨＥＱＱꎬＨＥＣＣ.Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｎｄａｐ￣ｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｈｙｄｒａｕｌｉｃｌａｒｇｅｄｉａｍｅｔｅｒｒｅｌｅａｓｉｎｇｐａｃｋｅｒ[Ｊ].Ｄｒｉｌｌｉｎｇ＆ＰｒｏｄｕｃｔｉｏｎＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０２０ꎬ４３(１):８４－８６[１２]㊀曾永锋ꎬ褚洪金ꎬ赵薇ꎬ等.连续管压裂封隔器失效分析与优化研究[Ｊ].石油机械ꎬ２０２２ꎬ５０(９):１３１－１３６ꎬ１４４.ＺＥＮＧＹＦꎬＣＨＵＨＪꎬＺＨＡＯＷꎬｅｔａｌ.Ｐａｃｋｅｒｆａｉｌ￣ｕｒｅａｎａｌｙｓｉｓａｎｄｏｐｔｉｍｉｚａｔｉｏｎｉｎｃｏｉｌｅｄｔｕｂｉｎｇｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０２２ꎬ５０(９):１３１－１３６ꎬ１４４[１３]㊀张琳琳.深水高温气井测试封隔器设计与研究[Ｄ].荆州:长江大学ꎬ２０２１.ＺＨＡＮＧＬＬ.Ｄｅｓｉｇｎａｎｄｒｅｓｅａｒｃｈｏｆｔｅｓｔｐａｃｋｅｒｉｎｄｅｅｐｗａｔｅｒｈｉｇｈｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｇａｓｗｅｌｌ[Ｄ].Ｊｉｎｇｚｈｏｕ:ＹａｎｇｔｚｅＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙꎬ２０２１[１４]㊀谢昊.一种超短隔离封隔器总成设计及测试[Ｊ].石化技术ꎬ２０２２ꎬ２９(４):３９－４０.ＸＩＥＨ.Ｄｅｓｉｇｎａｎｄｔｅｓｔｏｆａｎｕｌｔｒａ￣ｓｈｏｒｔｉｓｏｌａｔｉｏｎｐａｃｋ￣ｅｒａｓｓｅｍｂｌｙ[Ｊ].ＰｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌＩｎｄｕｓｔｒｙＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０２２ꎬ２９(４):３９－４０[１５]㊀张德荣ꎬ周威ꎬ陈颖.水平井新型卡封工具的研制[Ｊ].机械设计与制造ꎬ２０１７(６):６１－６３.ＺＨＡＮＧＤＲꎬＺＨＯＵＷꎬＣＨＥＮＹ.Ｔｈｅｎｅｗｔｏｏｌｆｏｒｓｔｉｃｋｉｎｇａｎｄｓｅａｌｉｎｇｉｎｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｗｅｌｌｓ[Ｊ].Ｍａｃｈｉｎ￣ｅｒｙＤｅｓｉｇｎ＆Ｍａｎｕｆａｃｔｕｒｅꎬ２０１７(６):６１－６３ [１６]㊀薛占峰ꎬ韩峰ꎬ袁大勇.高性能锚定封隔器的研制与应用[Ｊ].石油机械ꎬ２０１８ꎬ４６(４):６５－６８ꎬ１１８.ＸＵＥＺＦꎬＨＡＮＦꎬＹＵＡＮＤＹ.Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔａｎｄａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｈｉｇｈｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａｎｃｈｏｒｉｎｇｐａｃｋｅｒ[Ｊ].ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＭａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１８ꎬ４６(４):６５－６８ꎬ１１８㊀㊀作者简介:王龙ꎬ高级工程师ꎬ生于１９８２年ꎬ２００６年毕业于中国石油大学(华东)石油工程专业ꎬ主要从事工程技术管理及完测试工作ꎮ地址:(８３００００)新疆乌鲁木齐市ꎮ电话:(０９９１)３１６１０６６ꎮＥ￣ｍａｉｌ:１１３８７８９７８８＠ｑｑ.ｃｏｍꎮ㊀收稿日期:２０２３－０３－２７(本文编辑㊀南丽华)８１１ ㊀㊀㊀石㊀油㊀机㊀械２０２３年㊀第５１卷㊀第６期。
基于试验和数值仿真的封隔器卡瓦结构优化
祝效华;晁圣棋;刘祖林;陈波;唐海兵;梁开峰
【期刊名称】《系统仿真学报》
【年(卷),期】2016(28)11
【摘要】永久式封隔器是页岩气开采过程中分段压裂的必备工具,其卡瓦结构直接影响封隔器的坐封性能。
针对Y440型封隔器进行坐封、验封试验,工具在验封过程中存在下移情况,井下冲击与振动可能使工具下移加剧甚至滑脱、漏封。
基于非线性显式动态分析方法,建立有限元模型,综合评估不同卡瓦牙型参数下卡瓦、套管的应力值、等效塑性应变、卡瓦滑移量。
分析得出牙倾角20°、牙顶角75°、牙齿宽度8 mm、内锥角15°为相对最优的卡瓦结构。
该文的研究工作为封隔器卡瓦的优化设计提供了科学依据。
【总页数】7页(P2729-2735)
【作者】祝效华;晁圣棋;刘祖林;陈波;唐海兵;梁开峰
【作者单位】西南石油大学机电工程学院;中海油能源发展工程技术分公司钻采工程研究院;中原油田井下特种作业公司
【正文语种】中文
【中图分类】TP391.9
【相关文献】
1.封隔器卡瓦损伤套管数值模拟分析
2.高温高压井完井封隔器卡瓦力学分析及有限元数值模拟
3.卡瓦式封隔器支撑卡瓦有限元分析
4.封隔器卡瓦损伤套管的模拟试验研究
5.基于有限元分析的完井封隔器卡瓦力学探讨
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◄钻井完井►doi:10.11911/syztjs.2023016引用格式：毛军，郭肖，庞伟. 高温高压气密封测试封隔器研发及现场试验[J]. 石油钻探技术，2023, 51（6）：71-76.MAO Jun, GUO Xiao, PANG Wei. Development and application of HTHP gas seal test packer [J]. Petroleum Drilling Techniques ，2023, 51(6)：71-76.高温高压气密封测试封隔器研发及现场试验毛 军， 郭 肖， 庞 伟（中石化石油工程技术研究院有限公司, 北京 102206）摘 要: 国内测试封隔器的机械性能不稳定、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，采用水力锚与下卡瓦实现双向锚定，“J ”形槽结构实现机械式可重复座封、可回收等功能，设计旁通孔以便在解封时平衡胶筒上下压差、达到保护胶筒效果，研制了高温高压气密封测试封隔器。
该测试封隔器胶筒设计为三胶筒结构，选用FKM 材料以提高胶筒性能。
采用API 19TT 标准模拟入井、关井、开井、酸压等全过程复杂工序，实现7次压力反转，耐温204 ℃、耐压105 MPa ，试验最大绝对压力140 MPa ，达到V1-TP 气密封等级。
该测试封隔器在1口超深井中进行了现场试验，坐封位置7 300 m ，一次坐封成功率100%。
该封隔器的成功研制，打破了国外地层测试封隔器的技术垄断，有效降低了测试成本，为国内高端工具的研发提供了借鉴。
关键词: 高温高压；测试封隔器；气密试验；双向锚定中图分类号: TE24 文献标志码: A 文章编号: 1001–0890（2023）06–0071–06Development and Application of HTHP Gas Seal Test PackerMAO Jun, GUO Xiao, PANG Wei(Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering Co., Ltd, Beijing, 102206, China )Abstract: Test packers in China have unstable mechanical performance and high failure rate during operation,which thus fail to test ultra-deep, high-temperature, and high-pressure (HTHP) oil and gas wells. Therefore, in this paper, a hydraulic anchor and lower slip were adopted to realize bidirectional anchoring, and a J-shaped slot structure was employed to realize the mechanical repeatable setting, recycling, and other functions. The bypass hole was designed to balance the upper and lower pressure difference of the packer element during unsealing, so as to protect the element. As a result, an HTHP gas seal test packer was developed. The packer was designed with three elements, and FKM materials were optimized to improve the performance of the element. In the experiment, the API 19TT standard was adopted to simulate the whole process of complicated processes such as run-in-hole (RIH), shut-in pressure survey,and flowing pressure and acid fracturing measuring during well opening, so as to realize seven pressure reversals, with an experimental temperature of 204 °C and pressure of 105 MPa, as well as maximum absolute pressure of 140 MPa,reaching V1-TP gas seal grade. The packer was tested in one ultra-deep well. The setting position was 7 300 m, and the one-time setting success rate was 100%. The successful development breaks the monopoly of formation test packer technologies in other countries, reduces test costs, and provides a reference for developing high-end tools in China.Key words: HTHP; test packer; gas seal test; bidirectional anchoring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]。
稠油热采封隔器卡瓦材料性能评价作者：许佳赛来源：《中国科技博览》2015年第10期中图分类号：P211 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）10-0347-01封隔器卡瓦部件属于封隔器核心机构之一，其材料性能对封隔器的座封、解封、密封、寿命等性能影响很大，关系到工艺措施的成功与否，但卡瓦部件选材方面缺少必要的科学理论依据。
因此本文将对在石油工业中广泛使用的封隔器卡瓦材料的高温组织、高温力学性能等进行测试和观察，在试验、统计和微观组织分析的基础上，综合评价其服役可靠性。
1 20CrMo钢（高、低温）性能检测及评价（1）硬度不同温度下硬度值测量结果可以看出20CrMo钢的硬度值随温度变化不大， 250℃、300℃。
350℃和400℃分别比室温升高0.7%和降低1.5%。
（2）拉伸性能沿20CrMo钢管上纵向取样，按GB 6397-86加工成常温拉伸试样，按GB4338-84加工成高温拉伸试样，在CMT 5105微机控制电子万能试验机上进行恒应变速率拉伸实验，拉伸速率为4mm/min。
250℃、300℃、350℃和400℃高温情况下，屈服强度分别下降5.5%和5.1%；抗拉强度分别升高1.9%和下降6.1%，延伸率分别升高9.7%和20.2%，断面收缩率分别升高5.3%和18.2%。
在强度变化不大的情况下，塑性获得了很大的提升。
研究850～920℃不同淬火温度对650℃回火的显微组织和奥氏体晶粒度的影响，发现880℃淬火时的组织较均匀，提高淬火温度，淬火马氏体针开始长大。
与奥氏体晶粒度测定的结果一致，880℃淬火后的奥氏体晶粒度细小均匀为7级，淬火温度提高到920℃时，奥氏体晶粒开始呈不均匀长大，个别晶粒长大到5级，淬火温度可选用880℃。
（3）冲击功20CrMo试样按GB 5775-86加工成近1/2标准件，U形口中心在25.4mm处。
采用“热法”进行实验：之前升温至310℃、410℃，并保温24min；试样取出后必须在3～5s内打断试样，如果试样从不同的介质中取出后5s内摆锤未放下，则停止试验，将试样重新放回到不同的介质中保温。
146塔河油田属于古生界裂缝、溶洞型油藏类型，井眼稳定，通常采取裸眼完井。
但针对多产层和不同压力体系的奥陶系油层，完井过程中由于多采取酸压完井方式沟通缝洞体，通常选用套管封隔器+裸眼封隔器的特殊管柱结构分层卡封实现生产。
但受井筒因素及酸化、压裂施工因素影响，在后期补孔改层、转抽过程中出现封隔器解封失效，轻则造成作业过程中生产管柱拔断或封隔器无法解封现象，增加作业难度，重则造成整个油井的报废（据统计2012—2019年作业的双封隔器管串一次解封成功率仅为15%）。
1 双封隔器解封失效原因分析及打捞难点剖析1.1 裸眼封隔器解封失效主要影响因素塔河油田常用的套管封隔器类型，开发前期常用Y211、MCHR、PHP型，目前常用 Y241型，这种封隔器为压缩式，采用单向卡瓦固定，上提管柱解封，Y211采用下放管柱坐封，Y241采用打压坐封。
Y211封隔器由胶筒、隔环、中心管、锥体、卡瓦、挡环、轨迹管等组成。
Y241封隔器由胶筒、隔环、中心管、卡瓦等组成。
出现解封失效主要原因有4个方面。
（1）套管内液压或机械封隔器座封后由于后期生产油压高于套压，水力锚长时间锚定在高位高压环境下作用且易锈蚀不能有效回缩，张开的卡瓦卡在套管壁上，越拉越紧，无法解卡；（2）部分套管封隔器存在封隔器支撑卡瓦卡钻的情况（如PHP封隔器），坐封封隔器时，负荷太大，封隔器胶筒严重损坏；（3）解封机构锈蚀、结垢严重，上提时施加拉力未能有效剪断释放销钉导致解封失败；（4）由于井筒原因导致风化壳、固井水泥垮塌或套管封隔器以上压井液矿化物结晶沉淀造成埋卡。
1.2 解封打捞难点分析（1）完井封隔器管柱完井管柱负荷普遍在80吨以上，纵向双封隔器都未解封时由于双重受力，增加解封负荷，导致解封难度大，成功率低。
（2）管柱在完井时酸压受高压且生产周期长的油气井遭受硫化氢、二氧化碳腐蚀抗拉强度降低，最大提拉负荷无法有效预判，易发生井口处管柱断裂载荷突然释放造成事故，存在极大安全隐患。
卡瓦式封隔器支撑卡瓦有限元分析
阚淑华
【期刊名称】《石油矿场机械》
【年(卷),期】2005(034)001
【摘要】分析了卡瓦式封隔器的工作原理,探讨了支撑卡瓦的结构,讨论了进行分层压裂时封隔器所受的各种载荷.用国际通用的有限元分析软件ANSYS对卡瓦式封隔器磨鞋式支撑卡瓦进行了有限元分析,得出了压裂时支撑卡瓦安全工作的最大压力,最后给出了结论.
【总页数】3页(P62-64)
【作者】阚淑华
【作者单位】中国矿业大学(北京)北京,100083
【正文语种】中文
【中图分类】TE931.202
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