[实用新型]一种深井高压封隔器

说明书

本实用新型是一种用于油田井下的高压封隔器。在深井油（气）田进行压裂、酸化等增产措施时，其施工压力达80兆帕或更高，致使保护油井套管免于在高压下破坏的封隔器必须耐高压。

目前，国内外现有封隔器解决承受高压的办法有以下四种：（一）从胶料配方、胶筒结构或成型工艺等方面入手，提高胶筒强度。如江汉油田与上海第一橡胶厂合作研制的胶筒已从JG－1型发展到JG－5型，其强度虽有所提高，但受橡胶本身材料限制，提高其抗压能力有一定限度，至今尚未发现有承受高压（100兆帕）的胶筒；（二）四川石油管理局与铁岭橡胶厂共同研制的用钢丝代替原帘线的胶筒，其强度虽有所提高，但不能消除胶筒肩部突出，安全可靠性差，亦不能满足需要，同时加工工艺特别复杂；（三）苏联曾采用一些金属撑环等结构封闭封隔器与套管的环形间隙，使高压对胶筒的作用力转移作用在金属支撑环上，但这种方法会使封隔器起下造成困难；（四）玉门油田曾研制出一种高压封隔器，将水力压差原理用于压缩式封隔器，虽然可以耐高压至85兆帕，但由于结构上的原因，只能用于合层施工不能用于分层作业。同时，这种封隔器要求初封压差高达3～4兆帕，在大排量下与其配套使用的定压阀的压力损失将会更大。为了降低初封压差，有单位曾采用了多级液缸，以便在较低压差下获得足够大的力量压缩胶筒达到初封目的。但这种方法会造成胶筒在高压下受力过大，致使胶筒破碎或上翻，起井下管柱时易遇卡，而且结构也较复杂。

本实用新型的目的在于提供一种扩张式胶筒与压缩式胶筒组合结构的深井高压封隔器。该封隔器不涉及胶筒的胶料配方、胶筒的结构设计和成型工艺等方面问题，而是采用两种胶筒的组合形式，在一定节流压差下，利用两种胶筒在井下形成的高压密封液环和液体相对不可压缩性原理，两种胶筒相互作用，相互保护，从而达到了承受100兆帕高压的封隔作用，彻底解决了使用相对强度较低的普通橡胶件就能承受100兆帕的高压问题。

附图为深井高压封隔器的整体剖视图。

下面结合附图作进一步说明：从图中可以看出封隔器的上下接头1连接压缩式胶筒2，压缩式胶筒2共有四个，两个一组分别安装在扩张式胶筒10的上下顶端，扩张式胶筒10的两端硫化在硫化芯管9上，扩张式胶筒的中部不与硫化芯管9粘接，扩张式胶筒可以在中心管5上滑动，中心管5和硫化芯管9上分别设有水眼8，作为高压液体的通道口，为了防止压裂砂进入胶筒，中心管的水眼上装有滤网11。

座封时，从油管内加液压，液压经中心管5和硫化芯管9上的水眼，进入胶筒10的内腔，由于配套使用的定压阀节流压差作用，使扩张式胶筒10向外扩张贴住套管内壁，造成初封。由于此时的压差仅能提供胶筒扩张所需要的力量，因此，胶筒与套管之间的摩擦力很小。继续提高液压，套管压力也随之上升而产生对扩张式胶筒的推力，迫使扩张式胶筒10沿套管壁滑动，并胀开上下两端压缩式胶筒2，封隔油管与套管之间的环形空间（扩张式胶筒相当于活塞，套管相当于缸筒）。由于这一压缩过程是在充满液体的井筒内进行的，因此，在扩张式胶筒与压缩式胶筒之间形成高压密封液环。基于液体的相对不可压缩性，从而消除了扩张式胶筒的肩部突出，也基本平衡了胶筒台肩处的内外压力，有效地保护了扩张式胶筒。同时也使胶皮筒座免受高压差作用，而扩张式胶筒与套管之间的摩擦力又减轻了压缩式胶筒所受的轴向负荷。相互作用的结果，扩张式与压缩式胶筒互相保护，使普通胶筒达到能够承受100兆帕高压的目的。而实际上，封隔器在承受高压过程中，除了中心管与接头的连接螺纹外，其它各零件和密封处均不承受高压差作用。

解封：施工结束后停泵，液体停止流动，压差消失，扩张式胶筒靠本身弹性收回（无肩部突出则保证了胶筒收缩的可靠性），一旦和套管脱离接触，靠其本身弹性也恢复原状，液环消失，压缩式胶筒所受轴向力亦消失，封隔器解封。

在油层顶部使用单级封隔器施工时用水力锚来承受巨大的轴向力，且这种水力锚的设计保证了在较低压差下产生较大的咬合力（因压差较小）。

基于上述特征该封隔器与现有高压封隔器技术比较，具有下列突出优点：

（一）    本实用新型首创扩张与压缩式胶筒组合结构，封隔压差能高达100兆帕（限于试验泵压力，尚未得出最高封隔压差，100兆帕仅为正常工作压差），对胶筒本身材料及形状等无苛刻要求，从而彻底解决了强度相对较低的普通胶筒耐100兆帕高压的问题。经98口井试验，成功率100％。