高温高压双组密封液压封隔器的制造方法
【专利摘要】高温高压双组密封液压封隔器，具有上部胶筒密封系统和上部胶筒坐封锁定系统，其在上部胶筒坐封锁定系统下连接有下部胶筒密封系统，下部胶筒密封系统下部连接有双向卡瓦锁定系统，且双向卡瓦锁定系统的锁紧力和所述两组胶筒密封系统的压紧力全部由一个液缸提供。本实用新型采用从管柱内加压、依靠活塞压缩胶筒密封的液压封隔器，具有双液缸、双组密封胶筒和双向卡瓦锚定系统。可有效地提高封隔器的密封可靠性、提高封隔器坐封成功率，解决许多老井由于套管变形、腐蚀等原因封隔器坐封后无法密封或密封不可靠等问题。
【专利说明】高温高压双组密封液压封隔器
【技术领域】
[0001]本实用新型属于原油及天然气开采装备【技术领域】，特别是井下采油所用井下封隔的封隔器的改进。
【背景技术】
[0002]油、汽、水井完井工程中，为实现各种目的的井下封隔，需要使用各种结构的机械式或者液压坐封的封隔器，这是一项非常重要的完井手段。经过多年开采，许多老井中的套管出现了变形、腐蚀等情况，如塔里木油田的牙哈、英买力及轮南部分井，在作业时，经常会出现封隔器坐封后无法密封的情况，造成作业失败，给油田安全生产带来许多困难。塔里木油田的井深一般都在5000米到7000米之间，井下温度和压力都较高，需要封隔器胶筒的耐温在150°C _200°C之间、耐压在50MPa-100MPa之间，常规封隔器较难满足要求。现场的做法是下入两个高温液压封隔器进行封堵，但却带来了生产成本加大、现场作业困难的问题。
【发明内容】
[0003]本实用新型目的是设计一种高温高压双组密封液压封隔器，以解决经过多年开采的老井中由于套管变形、腐蚀等原因造成封隔器坐封后不能密封或密封不可靠的情况而造成作业失败的问题。此方案可以保证两组胶筒都能可靠坐封，并且只要有一组胶筒能可靠密封时整个封隔器都能可靠密封，可有效地提高封隔器的密封可靠性、提高封隔器坐封成功率。
[0004]具体地说，高温高压双组密封液压封隔器，具有上部胶筒密封系统和上部胶筒坐封锁定系统，其在上部胶筒坐封锁定系统下连接有下部胶筒密封系统，下部胶筒密封系统下部连接有双向卡瓦锁定系统，且双向卡瓦锁定系统的锁紧力和所述两组胶筒密封系统的压紧力全部由一个液缸提供。
[0005]下部胶筒密封系统通过与其下部连接的胶筒坐封锁定系统与双向卡瓦锁定系统连接，且所述每组胶筒密封系统有各自独立的座封液缸和锁定机构。
[0006]本实用新型的结构改进主要在:1.具有上下两组胶筒密封系统，两组密封胶筒相互独立、互不影响；2.两组胶筒密封系统均带有各自的坐封液缸和坐封锁定机构；3.封隔器下部带有一套双向卡瓦锁定系统；4.解封时通过上提管柱依次解封上部密封胶筒组、下部密封胶筒组和双向卡瓦锁定系统，然后整个封隔器解封。
[0007]本实用新型采用从管柱内加压、依靠活塞压缩胶筒密封的液压封隔器，具有双液缸、双组密封胶筒和双向卡瓦锚定系统。两组密封胶筒的坐封液缸和密封锁定系统各自独立作用但又通过上部密封胶筒的坐封锁定机构紧密相连，既要保证两组胶筒可靠坐封，又要保证两组胶筒安全解封。本实用新型可以保证两组胶筒都能可靠坐封，并且只要有一组胶筒能可靠密封时整个封隔器都能可靠密封，可有效地提高封隔器的密封可靠性、提高封隔器坐封成功率，解决许多老井由于套管变形、腐蚀等原因封隔器坐封后无法密封或密封不可靠等问题。
【专利附图】
【附图说明】
[0008]图1为原有单液缸单组密封封隔器结构示意图。
[0009]图2为本实用新型中双组密封封隔器结构示意图(单液缸)。
[0010]图3为本实用新型中双组密封封隔器结构示意图(双液缸)。
【具体实施方式】
[0011]常规封隔器在下井工作时，必须按照工程设计的深度将封隔器送至相应的坐封层段位置，如遇坐封位置的套管出现较严重的腐蚀和变形，则会出现胶筒坐封后不能密封的情况出现，为此，经常需要上提和下放管柱以对坐封位置进行变化，从而寻求更加可靠的坐封位置。
[0012]为提高坐封成功率，可以通过加长密封胶筒的长度和采用两个封隔器串接在一起的方式。经过受力分析计算，常规的密封胶筒长度已经是最优化设计，如果一味的增加胶筒长度，反而会出现胶筒的座封力增大和密封不可靠等问题，甚至会出现封隔器解封困难和卡钻等事故。而采用两个封隔器串接的方案，虽然能够增加作业成功率，但却会是会使作业成本增加很多。
[0013]经过对各种封隔器的结构进行深入研究后，决定设计一种双组胶筒密封的液压封隔器，每组胶筒可单独坐封锁定，封隔器下部带双向锁定卡瓦的新型液压封隔器。
[0014]本实用新型设计了两种方案:
[0015]1、第一种是采用单液缸双组密封胶筒的结构(如图2所示):具有上部胶筒密封系统I和上部胶筒坐封锁定系统2，其在上部胶筒坐封锁定系统2下连接有下部胶筒密封系统3，下部胶筒密封系统3下部连接有双向卡瓦锁定系统5，且双向卡瓦锁定系统5的锁紧力和所述两组胶筒密封系统的压紧力全部由一个液缸提供。
[0016]此方案是在两组密封胶筒中间设计了一套坐封液缸和活塞锁定系统，下部的密封胶筒与双向锁定卡瓦连接，卡瓦和两组胶筒的坐封全部靠一个液缸来完成。此方案的优点是工具结构简单，几乎只是在原先单组密封胶筒的基础上增加了一套密封胶筒。两组密封胶筒的压紧力和卡瓦的锁紧力都由这一个液缸提供，其存在的问题是:①在额定坐封压力下座封力不够；
[0017]②下部密封胶筒失封后会造成卡瓦解封。
[0018]2、本实用新型优先推荐第二种采用双液缸双组密封胶筒的结构(如图3所示)。此方案是在上述第一种方案基础上，将下部胶筒密封系统3通过与其下部连接的胶筒坐封锁定系统4与双向卡瓦锁定系统5连接，且所述每组胶筒密封系统有各自独立的座封液缸和锁定机构。
[0019]将第一种方案中下部密封胶筒和双向卡瓦直接连接在一起的结构改为在两者之间新增加的一套液缸和坐封锁定系统，采用每组密封胶筒都有各自独立的座封液缸和锁定机构，并且封隔器下部仍带有双向锁定卡瓦。通过此改进方案，较好地解决了单液缸系统存在的座封力不够和下部密封胶筒失封后会造成卡瓦解封的问题。上部胶筒的坐封是依靠上部液缸来完成，并且液缸自带坐封锁定机构。下部胶筒和下部双向锁定卡瓦的坐封是靠下部的一个液缸来完成，并且液缸中也带有坐封锁定机构。两组密封胶筒的坐封液缸和锁定系统各自独立，并且互不影响。在常规封隔器胶筒的上部再增加一套带有坐封锁定系统的胶筒密封机构，通过该系统，将上下两组胶筒密封系统连接在一起。上下两组密封胶筒的坐封和锁定方式完全相同，并且各自独立，互不影响。每组密封胶筒都有一套自己的坐封液缸和坐封锁定机构。通过上提管柱后依次解封上部胶筒、下部胶筒和双向卡瓦机构。
[0020]为使封隔器坐封，通过从管柱内打压，先使下部的卡瓦锁定，继续加压后两组活塞分别推动上下两组密封胶筒使其长度压缩后外径膨胀，膨胀后的密封胶筒紧紧的贴在套管内壁上，从而起到密封环空的作用。并且依靠活塞自带的锁定机构，使得两组密封胶筒各自锁定到自己的坐封位置。解封方式有旋转管柱和上提管柱两种方式，可以分别使上下两组胶筒和下部的双向锁定卡瓦解封，从而顺利将管柱起出井口。
[0021]本实用新型第二种结构的高温高压双组密封液压封隔器和常规封隔器实验对比，具有以下优点:(I)提高封隔器在老井中的坐封成功率50%以上采用比常规封隔器多一组胶筒的结构，对于在设计的坐封层段内有效地避开变形、腐蚀套管具有非常积极的作用，并且双组胶筒本身的密封可靠性要比单组胶筒高一倍。保证一次坐封能够可靠成功可以有效的较少工具起下钻次数，极大的提高了修井作业工作效率，节约作业时间。按照5000米井深节约一趟起下管柱时间计算，可节约作业时间24小时左右。完井作业一次的成本大约10万元左右，仅塔里木油田每年进行的完井作业井大约有100 口左右，按照提高作业成功率50%计算，采用新型双组密封胶筒液压封隔器可节约费用大约500万元，经济效益非常可观。(2)采用双组密封液压封隔器比使用两个常规液压封隔器节约成本完井作业使用的常规高温高压液压封隔器的价格大约为5万元左右，若采用两个常规液压封隔器串接作业，则其工具成本大约为10万元。若采用新型双组密封胶筒液压封隔器，其工具价格只比常规封隔器高出30%左右，大约为6.5万元，塔里木油田每年需要进行完井作业的井大约有100 口左右，按照50%井的作业中采用新型双组密封胶筒液压封隔器，可节约费用大约(10-6.5) x50=175 万元。
【权利要求】
1.高温高压双组密封液压封隔器，具有上部胶筒密封系统(I)和上部胶筒坐封锁定系统(2)，其特征是在上部胶筒坐封锁定系统(2)下连接有下部胶筒密封系统(3)，下部胶筒密封系统(3)下部连接有双向卡瓦锁定系统(5)，且双向卡瓦锁定系统(5)的锁紧力和所述两组胶筒密封系统的压紧力全部由一个液缸提供。
2.根据权利要求1所述的高温高压双组密封液压封隔器，其特征是下部胶筒密封系统(3)通过与其下部连接的胶筒坐封锁定系统(4)与双向卡瓦锁定系统(5)连接，且所述每组胶筒密封系统有各自独立的座封液缸和锁定机构。
【文档编号】E21B33/126GK203961886SQ201420099091
【公开日】2014年11月26日 申请日期:2014年3月5日 优先权日:2014年3月5日
【发明者】史小平, 何银达, 吴云才, 秦德友, 胡超, 周忠明, 易飞, 党永彬, 罗超, 张玫浩, 钟城, 史军社, 蔡伟 申请人:宝鸡瑞通石油装备有限公司, 库尔勒中油能源技术服务公司