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1、遇油膨胀封隔器胶筒的结构优化摘 要：本文针对封隔器的密封性判据及结构设计方法，在对Swellpacker在井下的接触压力分布进行了有限元计算分析的基础上，建立了封隔器的膨胀模型和封隔性能与胶筒长度和厚度的两元非线性模型，得出了不同岩性地层的Swellpacker最优胶筒结构。研究结果表明，依据川东北地区元坝101井封隔器模型，得出不同岩性地层下的最佳的胶筒厚度为18mm；砂岩地层模型的胶筒长度为1.173m，页岩地层模型的胶筒长度为1.402m，泥岩地层模型的胶筒长度为1.415m，经应力校核最优结构的胶筒未发生应力破坏，可以在井下安全封隔。在实际应用中，建议根据遇油膨胀封隔器在相应油样中的实
2、际膨胀率来确定胶筒膨胀前的结构尺寸。关键词：Swellpacker；膨胀；应力；岩性；结构优化0 引言遇油膨胀封隔器（Swellpacker）是一种新型的自膨胀封隔器1，其膨胀机理是橡胶的热动力特性2使内部高分子结构扩张容许液态烃进入高分子结构中，其膨胀具有连续性，可封隔不规则井壁3，水平井井段4替代注水泥工作，对于常规的封隔器来说具有无法比拟的优势，具有结构和施工简单，封隔可靠性高等优点，能有效增加完井效率和质量，降低完井成本5,6，是未来封隔器发展的主要方向。国外学者的研究主要集中在不同温度和压力、不同化学组分对膨胀橡胶的的膨胀影响7、现场应用8,9等方面，国内的研究主要是遇油膨胀橡胶的室
3、内膨胀实验10-12，研究相对还不成熟。目前国内外确定Swellpacker胶筒的结构尺寸主要依靠经验，哈利伯顿、威德福等公司Swellpacker胶筒的长度在0.5m5m不等，这种经验方法没有确切考虑封隔器在井下的封隔性能，也没有将地层岩性的影响考虑在内，实际中地层岩性对封隔器的封隔性能具有不可忽视的影响，而依据封隔器的密封性判据及结构设计方法13，在考虑封隔器封隔性、地层完整性和封隔器胶筒安全性等综合因素的影像下，利用有限元模拟14的方法进行不同岩性地层的Swellpacker的结构优化具有简单、主观因素少的优点，为此本文采用有限元方法对Swellpacker在井下压力下不同岩性地层的接触
4、压力进行了计算，以建立一种在不同岩性地层的Swellpacker胶筒的结构优化方案为研究目标。1 Swellpacker胶筒的膨胀模型本文有限元计算中，分别计算了不同胶筒结构参数下封隔器与地层的接触压力和胶筒应力，胶筒结构参数分别为胶筒膨胀后的长度和与地层井壁的过盈配合厚度（过盈厚度即是胶筒膨胀后与地层产生过盈配合的那段胶筒厚度），因此需要建立胶筒膨胀前的长度、厚度与膨胀后的长度、过盈厚度之间的数学模型，本文依据元坝101井封隔器下深建立模型，其中井眼尺寸=241mm，套管外径=193.7mm，长度膨胀率=1.23，厚度膨胀率=1.4014，以下为建立的数学计算模型：（1）胶筒膨胀前的长度与膨
5、胀后的长度的关系如下所示： （1）为胶筒膨胀前的长度，m；为膨胀后的长度，m；为胶筒的长度膨胀率（1）。（2）胶筒膨胀前的厚度和过盈厚度的关系如下： （2）式中，为胶筒膨胀前的厚度，mm；为过盈厚度，mm；为井眼尺寸，mm；为套管外径，mm；为胶筒的厚度膨胀率（1）。在实际应用中，建议根据遇油膨胀封隔器在相应油样中的实际膨胀率来确定胶筒膨胀前的结构尺寸。2 不同岩性地层的胶筒结构优化本文中建立的有限元模型按照川东北气井元坝101井Swellpacker下入的位置（自流井组）进行建模，尺寸为中心管直径193.7mm，井径241mm。考虑Swellpacker在井下上下承受一定工作压差。由于Swe
6、llpacker在元坝101井中下深4564.38-4575.31m，因此井下压力大约40MPa，要求封隔器要具有承受20MPa压力的能力，因此建立胶筒上方承受压力40MPa，胶筒下方承受压力4060MPa。有限元分析中，地层岩石的材料模型选择DP模型，胶筒材料的模型采用M-R模型，单元类型中胶筒采用超弹单元HYPER182，中心管和地层采用平面PLANE42单元，网格化分采用自由网格化分。胶筒和中心管、地层之间都建立接触，接触面用CONTA175接触单元，目标面用TARGE169接触单元。胶筒的有限元模型的建立、网格化分及边界条件的处理详见文章“遇油膨胀封隔器胶筒力学模拟分析”15。井下要求
7、封隔器能够绝对有效的封隔上下部压力，本文认为只要胶筒与井壁的接触压力大于胶筒下方压力，我们就可以认定此种情况下胶筒能够有效的封隔上下部压差16。在井下封隔器工作的压力环境下，要想评价封隔器工作的可靠性，需要建立一个评价封隔器封隔可靠性的指标。为此我们在这里引入了封隔安全系数（）这一参数，定义其为胶筒在上下压力下的最大接触压力与胶筒下方压力的比值。如果所得的封隔安全系数大于1，我们就可以认定封隔器能够绝对有效封隔上下气窜压力。通过ANSYS有限元分析方法，分别计算了封隔器在上方压力40MPa和下方压力60MPa作用下、不同胶筒长度和过盈厚度下、不同岩性下的胶筒与地层的接触压力16，通过两元非线性
8、回归可以建立不同岩性地层下封隔安全系数与胶筒膨胀前的长度和厚度的两元非线性回归模型16：（1）砂岩： （R2=0.998579） （3）（2）页岩： （R2= 0.989735） （4）（3）泥岩： （R2=0.994717） （5）式（3）、（4）、（5）中为封隔安全系数；为胶筒膨胀前的长度，m；为胶筒膨胀前的厚度，mm。在理想的情况下，只要封隔安全系数1即表示封隔器能够封隔上下压差，为保证Swellpacker 在井下能够安全可靠封隔，取可靠的封隔安全系数=1.2。胶筒膨胀后的厚度既要保证贴紧井壁有保证能够入井，因此取最佳胶筒厚度=18mm（此时胶筒与地层的过盈厚度=1.55mm，胶筒与地
9、层的间隙5.65mm，可以保证封隔器顺利下井）。当封隔安全系数=1.2、胶筒厚度=18mm时，可以根据非线性回归模型-式（3）、（4）、（5）分别计算出在不同岩性地层下的最佳胶筒长度：（1）砂岩： =1.173m；（2）页岩： =1.402m；（3）泥岩： =1.415m。据以上计算结果得出在不同岩性地层下的最佳的胶筒结构：胶筒的厚度为18mm；砂岩地层模型的胶筒长度为1.173m，页岩地层模型的胶筒长度为1.402m，泥岩地层模型的胶筒长度为1.415m。此时封隔安全系数=1.2。在实际应用中，建议根据现场实际情况选择合理的封隔安全系数来确定Swellpacker最佳的胶筒结构。3 胶筒的应
10、力校核封隔器要想在井下完成预期的封隔效果，必须要保证封隔器的胶筒在井下压差不发生应力破坏，因此为保证Swellpacker胶筒的结构优化的可靠性，本节建立了不同地层岩性的胶筒最大应力与胶筒结构的非线性回归模型16：（1）砂岩： （R2=0.951812） （6）（2）页岩： （R2= 0.949578） （7）（3）泥岩： （R2=0.949502） （8）式（6）、（7）、（8）中为胶筒最大应力，（MPa）；为胶筒膨胀前的长度，m；为胶筒膨胀前的厚度，mm。据式（6）、（7）、（8）可以计算出不同胶筒结构下、不同地层岩性的胶筒最大应力，由于Swellpacker 胶筒的压缩永久变形强度23.
11、9MPa，取值=23.9MPa，上述四种地层岩性中最优胶筒长度和厚度下，分别计算出最优胶筒结构下的胶筒应力，据分别计算出相应的应力安全系数如下：（1）砂岩： =7.0904MPa， = 3.3707；（2）页岩： =6.9756 MPa， = 3.4262；（3）泥岩： =6.7185MPa， = 3.5573。计算结果表明，不同地层岩性下最优胶筒结构的应力安全系数都大于1。因此，以上最优结构的胶筒未发生应力破坏，Swellpacker可以在井下安全封隔。4 结论及建议（1）依据川东北地区元坝101井封隔器模型（针对于自流井组），确定的最优Swellpacker胶筒厚度为18mm；砂岩地层模型
12、的胶筒长度为1.173m，页岩地层模型的胶筒长度为1.402m，泥岩地层模型的胶筒长度为1.415m。经应力校核最优结构的胶筒未发生应力破坏，Swellpacker可以在井下安全封隔。（2）在实际应用中，建议根据遇油膨胀封隔器在相应油样中的实际膨胀率来确定胶筒膨胀前的结构尺寸。参考文献1 Jose Noguera，Leopoldo Sierra，Thomas JorgensenFirst Coiled Tubing Swellable-Packer Deployment in the Middle EastSPE 121434，20092 Martijn Kleverlaan，Roger. H
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