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摘要： 采用三维弹塑性有限元法，对双筒液压封隔器在油层改造压裂液压力作用下的变形行为进行计算和分析，得到在给定的工作压力下封隔器心轴各处的应力分布和塑性应变分布.主要的结论有：（1）在给定的95 MPa（13 775 psi）的压力下，最大等效应力达到102 MPa（14 800 psi），远远超过初始塑性屈服极限，表明结构中部分材料点进入塑性变形状态.（2）等效塑性应变的最大值为1.6%，分布在螺纹沟槽的底部.穿压孔两侧有明显的塑性变形区.（3）当载荷达到额定工作压力95 MPa（13 775 psi）的60%时，应力开始达到初始塑性屈服极限，塑性应变开始出现，其出现的区域部位处于螺纹沟槽底部，环向位置大致在2个穿压孔中间位置上.该数值分析结果可为封隔器液压承载能力的确定提供参考.
关键词： 液压封隔器； 弹塑性； 承载能力； 数值分析； 油层改造
中图分类号： TE921.9；TB115.1文献标志码： B
0引言
封隔器是完井工具中的主要元器件之一.其位于井下储层深度附近，与油管相连并与套管内壁接触.对于致密砂岩油气藏，当进行油层改造时，封隔器封堵油管与陶罐之间的环形空间保证压裂液按照设计要求顺利进入油层，压开储层的裂缝.因此，油层改造压裂时的井底压力就是它的工作载荷.
当封隔器失效时，油管里的液体会沿油管与套管间的环形空间回流至井口，造成相关部位的事故.鉴于封隔器工作性能的重要性，多年来，国内外专家学者对封隔器和管柱进行相关研究.窦益华等[1]对高温高压井在试油条件下的管柱力学若干关键问题进行分析，并把封隔器作为端部约束进行考虑；尹飞等[2]对封隔器的坐封力学性能进行数值分析；李永革[3]数值求解封隔器对井壁的压力分布；步玉环等[4]研究封隔器的密封性能；宋祖厂等[5]对HRP液压封隔器性能参数进行数值研究，给出胶筒与套管的接触应力分布等力学参数；陈健等[6]分析压缩式封隔器胶筒失效因素；杨东等[7]分析高温高压深井酸压封隔器的失封原因.
在国际上，KOTHIYAL等[8]报道多段压裂封隔器一次安装成功施工的例子；TAYLOR[9]报道高温高压井试油和生产时的封隔器力学行为特性，给出若干试验结果以及根据常规管柱力学计算得到的相应的安全载荷包络线；WHALEY等[10]给出深水高压条件下封隔器的力学行为和变形特征；KESSLER等[11]研究高温高压井封隔器胶筒的力学行为特性.
上述研究主要集中在封隔器胶筒的密封性能和接触力等方面，基本忽略心轴的力学行为特性研究.张国正等[12]研究5"RTTS封隔器心轴的断裂失效问题，给出心轴断口的金相照片资料，同时结合数值手段分析断裂现象，其给出的结论认为，螺纹根部的应力集中是造成心轴断裂的主要原因.
随着油气藏埋深的增加，油层改造所需的压裂压力越来越大，封隔器承受的工作压力越来越高.近年来封隔器心轴断裂事件不断发生，如文献[8]所报道的.在实际工作中，封隔器都是按照工作载荷设计要求，并结合安全因数要求选择结构参数.对于在许可工作载荷下的封隔器破坏现象，大多数文献缺少细节分析.
本文结合文献报道的心轴断裂现象，对双活塞液压封隔器的力学行为进行分析，重点研究在液压作用下心轴的应力分布和塑性变形行为，目的是找出对应不同应力状态的载荷大小，为封隔器承载能力的设计和选择提供参考.
1弹塑性有限元模型分析
1.1模型的简化
封隔器的外形见图1.左端为上部，通常情况下，封隔器的上部与上部油管通过螺纹接头相连接；往右是卡瓦，卡瓦每处沿圆周分为4片，在封隔器坐封时被撑开，其外表面与套管接触，形成摩擦自锁机构，防止坐封失效；与卡瓦直接连接的是楔块儿，当受到来自右端橡胶密封块的挤压力时将卡瓦撑起；楔块儿本身带有剪切销，起定位以及设置启动做封动作的安全销作用；楔块儿右端与封隔器的核心元件——橡胶密封筒相连接；橡胶密封筒的右端是与左端相似的楔块儿和卡瓦等零件；卡瓦的右端是传递工作压力的受内部液压的圆筒，包括液压活塞和外筒体；液压活塞所受的液体压力来自于从油管传入心轴，再通过穿压孔传递过来的液体压力.为保证足够大的坐封压力，本文分析的封隔器为2级活塞液压圆筒，即双活塞封隔器.液压圆筒的右端（即封隔器的下部）与下部的油管通过螺纹相连.多数时候（如对储层进行多段压裂时），处于某一个压裂段的下部的封隔器底部是封死的.
图 1封隔器的外形
隐去卡瓦等零件后的封隔器纵向剖面见图2.图2中的封隔器处于非工作状态，即液压圆筒处于初始位置，液压活塞没有因受压而往前伸出.最内部的纵贯整个封隔器的零件为心轴，心轴在中间某处有一个螺纹连接结构.封隔器的其他零件都附着、装配在心轴上.图 2隐去卡瓦等零件后的封隔器纵向剖面
封隔器液压圆筒局部的放大剖视图见图3，可知，封隔器液压缸所处的心轴部位有2处液压小孔，即穿压孔.每处沿圆周有4个成90°角间隔分布的穿压孔，每个封隔器心轴上有8个穿压孔.由于穿压孔的存在，心轴内部和外部的液压相同.在油气储层压裂时，压裂液进入封隔器，通过穿压孔进入液压圆筒腔室，推动活塞伸出，挤压楔块儿和橡胶筒，形成密封.同时挤压卡瓦，形成反向摩擦自锁.封隔器在2级液压圆筒之间有螺纹连接部位.由于液压圆筒的2级液压活塞及其内部密封的细部结构与本文研究任务关系不大，故忽略.
图 3封隔器液压圆筒局部的放大剖视图
由于存在穿压孔和连接螺纹等重要的细部构造，封隔器整体模型网格离散需要的单元数目很大；同时，结构中应力集中也较明显，很有必要使用二次单元以保证数值解的精度，但对计算机性能要求很高.
为克服数值解精度与计算容量之间的矛盾，本文选择使用子模型技术：在整体模型分析时，采用八节点等参三维单元；在子模型计算时，采用20节点二次等参单元.这样既能最大限度地模拟实际工程问题的细节，又可以在计算量较小的情况下保证数值结果的精度. 本文采用的整体模型网格见图4.
图 4模型网格
子模型见图5.子模型采用一个简化的沟槽模拟封隔器下部与下部油管的螺纹连接.沟槽的截面形状（如螺纹角度和高度等）均参考实际情况确定，其目的是在保证模型能反映螺纹造成的应力集中现象的前提下尽量简化模型，减少计算工作量.
图 5子模型
子模型的网格总共采用3 746个三维二次二十节点等参单元，21 147个节点；模型网格划分时采用虚拟拓扑技术.由于二次单元能在一个单元内体现应力变化，因此采用二次单元时，可以不在小孔周围进行网格加密.
1.2材料参数、载荷及边界条件
本文的封隔器心轴材料为P110，材料参数为：初始塑性屈服极限为758 MPa（110 000 psi），弹性模量为2×105 MPa（2.9×107 psi），泊松比为0.3.
封隔器部件所包括的元件较多，其受力分析比较复杂，但在众多的受力条件中，液压是唯一重要的主动载荷.胶筒的受力等多为支反力性质，对心轴的力学行为没有影响，因此不予考虑.
本文模型中的载荷设置为：在心轴穿压孔上施加液体压力95 MPa（13 775 psi），在穿压孔右侧凸起台间的左侧面施加同样的压力，忽略重力.当坐封完毕、活塞处于稳定工作位置时，心轴内、外表面上的液体压力平衡.因此，心轴上除上述面积施加压力外，其他面积上没有压力.
边界条件设置为：上部（即左端）由于与油管相连，视为固支约束，3个方向的位移均为0；下部（即右端）视为简支约束，允许沿心轴有轴向位移.
1.3数值结果
1.3.1整体模型的数值结果
整体模型的数值结果见图6，为心轴在上述载荷和边界条件下的应力分布情况.图6中的应力为von Mises等效应力，该应力主要用于塑性变形状态判断：如果该应力数值达到屈服，则材料进入塑性变形状态；如果该应力小于屈服极限，则材料处于弹性变形状态.由图6可知，心轴各处材料点上的应力最大值为672 MPa（97 450 psi），明显小于给定的P110钢的屈服极限758 MPa（110 000 psi）.由于整体模型忽略某些局部构造细节，因此，该应力分析结果不准确，只有考虑细部构造的子模型分析结果才是准确的.
注：1 MPa=145 psi
图 6整体模型的数值结果， psi
整体模型的结果为子模型提供边界条件，整体模型的应力和位移数值结果在子模型与整体模型接合处的值即为子模型的边界条件.该接合处选择在距离小孔左端10倍孔径距离以外.
1.3.2子模型的数值结果
子模型的数值结果见图7，可知，最大von Mises等效应力达到102 MPa（14 800 psi），远远超过初始塑性屈服极限，表明结构中部分材料点进入塑性变形状态；结构中最小von Mises等效应力值为28 MPa（4 099 psi），分布在螺纹沟槽的上沿处.子模型的数值结果局部放大示意见图8.结合图7和8可知，应力集中区域为螺纹沟槽的底部以及穿压孔的两侧.比较而言，螺纹沟槽的底部比穿压孔的两侧部位的应力集中现象更明显.注：1 MPa=145 psi
图 7子模型的数值结果，psi
图 8子模型的数值结果局部放大示意
子模型中等效塑性应变分布情况见图9.在给定的95 MPa （13 775 psi）压力下，等效塑性应变的最大值为1.6%，分布在螺纹沟槽的底部；穿压孔两侧有明显的塑性变形区，但其值小于最大值.
图 9子模型中等效塑性应变分布情况
经过数值模拟发现，当载荷达到额定工作压力95 MPa （13 775 psi）的60%时，应力开始达到初始塑性屈服极限，塑性应变开始出现，其出现的区域见图10，位于螺纹沟槽底部，环向位置大致在2个穿压孔中间位置上.
图 10塑性应变开始出现的区域
2结论
采用三维弹塑性有限元法，对双筒封隔器在油层改造压裂液压力作用下的变形行为进行数值计算和分析，得到在给定工作压力下封隔器心轴各处的应力分布和塑性应变分布.得到以下结论.
（1）在给定的95 MPa （13 775 psi）压力下，最大等效应力达到102 MPa（14 800 psi），远远超过初始塑性屈服极限，表明结构中部分材料点进入塑性变形状态.结构中最小等效应力值为28 MPa（4 099 psi），分布在螺纹沟槽的上沿处.
（2）等效塑性应变的最大值为1.6%，分布在螺纹沟槽的底部；穿压孔两侧有明显的塑性变形区，但其值小于最大值.
（3）当载荷达到额定工作压力95 MPa （13 775 psi）的60%时，应力开始达到初始塑性屈服极限，塑性应变开始出现，其出现的区域位于螺纹沟槽底部，环向位置大致在2个穿压孔中间位置上.
需要说明的是，本文只考虑封隔器单调加载的力学行为.在实际压裂过程中，压裂液的压力随时间发生变化，属于周期载荷.对周期载荷作用下封隔器的力学行为展开分析，将是下一步工作的目标.
本文忽略管柱屈曲引起的弯曲载荷对封隔器力学行为的影响.当管柱发生屈曲时，作为管柱一部分的封隔器，其力学行为可能会受到来自于管柱主要元件——油管的弯曲载荷.这一内容也将是进一步研究的任务.
参考文献：
[1]窦益华， 张福祥. 高温高压深井试油井下管柱力学分析及其应用[J]. 钻采工艺， 2007， 30（5）： 1721.
[2]尹飞， 高宝奎， 金磊. 压缩式封隔器坐封力学有限元分析[J]. 石油机械， 2012， 40（2）： 3941.
[3]李永革. 基于Abaqus的裸眼压裂封隔器应力分析[J]. 机电产品开发与创新， 2011， 24（3）： 108109. [4]步玉环， 马明新， 李建华， 等. 封隔器的密封性判据及结构设计方法研究[J]. 润滑与密封， 2011， 36（11）： 7577.
[5]宋祖厂， 盖旭波， 刘扬， 等. HRP液压封隔器性能参数数值模拟研究[J]. 石油机械， 2011， 39（5）： 4144.
[6]陈健， 田播源， 刘玉文. 压缩式封隔器胶筒失效因素分析及措施[J]. 科技资讯， 2010（31）： 8083.
[7]杨东， 窦益华， 许爱荣. 温高压深井酸压封隔器失封原因及对策[J]. 石油机械， 2008， 36（9）： 129131.
[8]KOTHIYAL M D， PARASHER A， QUTOB A H， et al. Throughtubing inflatable straddle packer assembly enables selective treatment of multiple zones and improves productivity[C]//SPE 163901MS. 2013 SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conf & Exhibition. Woodlands， 2013.
[9]TAYLOR D. Packer and safety valve development for ultra high pressure high temperature test and production wells[C]//SPE 23627MS. Offshore Technol Conf. Houston， Texas， 2012.
[10]WHALEY K， PRICESMITH C， MCNERLIN B， et al. The development and field performance of a novel openhole packer system for deepwater， high rate， water injection wells with downhole flow control： a deepwater field case history[C]//SPE 157712MS. SPE Annu Tech Conf & Exhibition. San Antonio， 2012.
[11]KESSLER C， HILL J， HOUSDEN R. Case histories of a new family of setting tools for ultra deep and high temperature well condition[C]//SPE 128123MS. North Africa Tech Conf & Exhibition. Cairo， 2010.
[12]张国正， 窦益华. 5"RTTS封隔器断裂失效分析[J]. 理化检验， 2005（S1）： 328332.
（编辑陈锋杰）
关键词： 液压封隔器； 弹塑性； 承载能力； 数值分析； 油层改造
中图分类号： TE921.9；TB115.1文献标志码： B
0引言
封隔器是完井工具中的主要元器件之一.其位于井下储层深度附近，与油管相连并与套管内壁接触.对于致密砂岩油气藏，当进行油层改造时，封隔器封堵油管与陶罐之间的环形空间保证压裂液按照设计要求顺利进入油层，压开储层的裂缝.因此，油层改造压裂时的井底压力就是它的工作载荷.
当封隔器失效时，油管里的液体会沿油管与套管间的环形空间回流至井口，造成相关部位的事故.鉴于封隔器工作性能的重要性，多年来，国内外专家学者对封隔器和管柱进行相关研究.窦益华等[1]对高温高压井在试油条件下的管柱力学若干关键问题进行分析，并把封隔器作为端部约束进行考虑；尹飞等[2]对封隔器的坐封力学性能进行数值分析；李永革[3]数值求解封隔器对井壁的压力分布；步玉环等[4]研究封隔器的密封性能；宋祖厂等[5]对HRP液压封隔器性能参数进行数值研究，给出胶筒与套管的接触应力分布等力学参数；陈健等[6]分析压缩式封隔器胶筒失效因素；杨东等[7]分析高温高压深井酸压封隔器的失封原因.
在国际上，KOTHIYAL等[8]报道多段压裂封隔器一次安装成功施工的例子；TAYLOR[9]报道高温高压井试油和生产时的封隔器力学行为特性，给出若干试验结果以及根据常规管柱力学计算得到的相应的安全载荷包络线；WHALEY等[10]给出深水高压条件下封隔器的力学行为和变形特征；KESSLER等[11]研究高温高压井封隔器胶筒的力学行为特性.
上述研究主要集中在封隔器胶筒的密封性能和接触力等方面，基本忽略心轴的力学行为特性研究.张国正等[12]研究5"RTTS封隔器心轴的断裂失效问题，给出心轴断口的金相照片资料，同时结合数值手段分析断裂现象，其给出的结论认为，螺纹根部的应力集中是造成心轴断裂的主要原因.
随着油气藏埋深的增加，油层改造所需的压裂压力越来越大，封隔器承受的工作压力越来越高.近年来封隔器心轴断裂事件不断发生，如文献[8]所报道的.在实际工作中，封隔器都是按照工作载荷设计要求，并结合安全因数要求选择结构参数.对于在许可工作载荷下的封隔器破坏现象，大多数文献缺少细节分析.
本文结合文献报道的心轴断裂现象，对双活塞液压封隔器的力学行为进行分析，重点研究在液压作用下心轴的应力分布和塑性变形行为，目的是找出对应不同应力状态的载荷大小，为封隔器承载能力的设计和选择提供参考.
1弹塑性有限元模型分析
1.1模型的简化
封隔器的外形见图1.左端为上部，通常情况下，封隔器的上部与上部油管通过螺纹接头相连接；往右是卡瓦，卡瓦每处沿圆周分为4片，在封隔器坐封时被撑开，其外表面与套管接触，形成摩擦自锁机构，防止坐封失效；与卡瓦直接连接的是楔块儿，当受到来自右端橡胶密封块的挤压力时将卡瓦撑起；楔块儿本身带有剪切销，起定位以及设置启动做封动作的安全销作用；楔块儿右端与封隔器的核心元件——橡胶密封筒相连接；橡胶密封筒的右端是与左端相似的楔块儿和卡瓦等零件；卡瓦的右端是传递工作压力的受内部液压的圆筒，包括液压活塞和外筒体；液压活塞所受的液体压力来自于从油管传入心轴，再通过穿压孔传递过来的液体压力.为保证足够大的坐封压力，本文分析的封隔器为2级活塞液压圆筒，即双活塞封隔器.液压圆筒的右端（即封隔器的下部）与下部的油管通过螺纹相连.多数时候（如对储层进行多段压裂时），处于某一个压裂段的下部的封隔器底部是封死的.
图 1封隔器的外形
隐去卡瓦等零件后的封隔器纵向剖面见图2.图2中的封隔器处于非工作状态，即液压圆筒处于初始位置，液压活塞没有因受压而往前伸出.最内部的纵贯整个封隔器的零件为心轴，心轴在中间某处有一个螺纹连接结构.封隔器的其他零件都附着、装配在心轴上.图 2隐去卡瓦等零件后的封隔器纵向剖面
封隔器液压圆筒局部的放大剖视图见图3，可知，封隔器液压缸所处的心轴部位有2处液压小孔，即穿压孔.每处沿圆周有4个成90°角间隔分布的穿压孔，每个封隔器心轴上有8个穿压孔.由于穿压孔的存在，心轴内部和外部的液压相同.在油气储层压裂时，压裂液进入封隔器，通过穿压孔进入液压圆筒腔室，推动活塞伸出，挤压楔块儿和橡胶筒，形成密封.同时挤压卡瓦，形成反向摩擦自锁.封隔器在2级液压圆筒之间有螺纹连接部位.由于液压圆筒的2级液压活塞及其内部密封的细部结构与本文研究任务关系不大，故忽略.
图 3封隔器液压圆筒局部的放大剖视图
由于存在穿压孔和连接螺纹等重要的细部构造，封隔器整体模型网格离散需要的单元数目很大；同时，结构中应力集中也较明显，很有必要使用二次单元以保证数值解的精度，但对计算机性能要求很高.
为克服数值解精度与计算容量之间的矛盾，本文选择使用子模型技术：在整体模型分析时，采用八节点等参三维单元；在子模型计算时，采用20节点二次等参单元.这样既能最大限度地模拟实际工程问题的细节，又可以在计算量较小的情况下保证数值结果的精度. 本文采用的整体模型网格见图4.
图 4模型网格
子模型见图5.子模型采用一个简化的沟槽模拟封隔器下部与下部油管的螺纹连接.沟槽的截面形状（如螺纹角度和高度等）均参考实际情况确定，其目的是在保证模型能反映螺纹造成的应力集中现象的前提下尽量简化模型，减少计算工作量.
图 5子模型
子模型的网格总共采用3 746个三维二次二十节点等参单元，21 147个节点；模型网格划分时采用虚拟拓扑技术.由于二次单元能在一个单元内体现应力变化，因此采用二次单元时，可以不在小孔周围进行网格加密.
1.2材料参数、载荷及边界条件
本文的封隔器心轴材料为P110，材料参数为：初始塑性屈服极限为758 MPa（110 000 psi），弹性模量为2×105 MPa（2.9×107 psi），泊松比为0.3.
封隔器部件所包括的元件较多，其受力分析比较复杂，但在众多的受力条件中，液压是唯一重要的主动载荷.胶筒的受力等多为支反力性质，对心轴的力学行为没有影响，因此不予考虑.
本文模型中的载荷设置为：在心轴穿压孔上施加液体压力95 MPa（13 775 psi），在穿压孔右侧凸起台间的左侧面施加同样的压力，忽略重力.当坐封完毕、活塞处于稳定工作位置时，心轴内、外表面上的液体压力平衡.因此，心轴上除上述面积施加压力外，其他面积上没有压力.
边界条件设置为：上部（即左端）由于与油管相连，视为固支约束，3个方向的位移均为0；下部（即右端）视为简支约束，允许沿心轴有轴向位移.
1.3数值结果
1.3.1整体模型的数值结果
整体模型的数值结果见图6，为心轴在上述载荷和边界条件下的应力分布情况.图6中的应力为von Mises等效应力，该应力主要用于塑性变形状态判断：如果该应力数值达到屈服，则材料进入塑性变形状态；如果该应力小于屈服极限，则材料处于弹性变形状态.由图6可知，心轴各处材料点上的应力最大值为672 MPa（97 450 psi），明显小于给定的P110钢的屈服极限758 MPa（110 000 psi）.由于整体模型忽略某些局部构造细节，因此，该应力分析结果不准确，只有考虑细部构造的子模型分析结果才是准确的.
注：1 MPa=145 psi
图 6整体模型的数值结果， psi
整体模型的结果为子模型提供边界条件，整体模型的应力和位移数值结果在子模型与整体模型接合处的值即为子模型的边界条件.该接合处选择在距离小孔左端10倍孔径距离以外.
1.3.2子模型的数值结果
子模型的数值结果见图7，可知，最大von Mises等效应力达到102 MPa（14 800 psi），远远超过初始塑性屈服极限，表明结构中部分材料点进入塑性变形状态；结构中最小von Mises等效应力值为28 MPa（4 099 psi），分布在螺纹沟槽的上沿处.子模型的数值结果局部放大示意见图8.结合图7和8可知，应力集中区域为螺纹沟槽的底部以及穿压孔的两侧.比较而言，螺纹沟槽的底部比穿压孔的两侧部位的应力集中现象更明显.注：1 MPa=145 psi
图 7子模型的数值结果，psi
图 8子模型的数值结果局部放大示意
子模型中等效塑性应变分布情况见图9.在给定的95 MPa （13 775 psi）压力下，等效塑性应变的最大值为1.6%，分布在螺纹沟槽的底部；穿压孔两侧有明显的塑性变形区，但其值小于最大值.
图 9子模型中等效塑性应变分布情况
经过数值模拟发现，当载荷达到额定工作压力95 MPa （13 775 psi）的60%时，应力开始达到初始塑性屈服极限，塑性应变开始出现，其出现的区域见图10，位于螺纹沟槽底部，环向位置大致在2个穿压孔中间位置上.
图 10塑性应变开始出现的区域
2结论
采用三维弹塑性有限元法，对双筒封隔器在油层改造压裂液压力作用下的变形行为进行数值计算和分析，得到在给定工作压力下封隔器心轴各处的应力分布和塑性应变分布.得到以下结论.
（1）在给定的95 MPa （13 775 psi）压力下，最大等效应力达到102 MPa（14 800 psi），远远超过初始塑性屈服极限，表明结构中部分材料点进入塑性变形状态.结构中最小等效应力值为28 MPa（4 099 psi），分布在螺纹沟槽的上沿处.
（2）等效塑性应变的最大值为1.6%，分布在螺纹沟槽的底部；穿压孔两侧有明显的塑性变形区，但其值小于最大值.
（3）当载荷达到额定工作压力95 MPa （13 775 psi）的60%时，应力开始达到初始塑性屈服极限，塑性应变开始出现，其出现的区域位于螺纹沟槽底部，环向位置大致在2个穿压孔中间位置上.
需要说明的是，本文只考虑封隔器单调加载的力学行为.在实际压裂过程中，压裂液的压力随时间发生变化，属于周期载荷.对周期载荷作用下封隔器的力学行为展开分析，将是下一步工作的目标.
本文忽略管柱屈曲引起的弯曲载荷对封隔器力学行为的影响.当管柱发生屈曲时，作为管柱一部分的封隔器，其力学行为可能会受到来自于管柱主要元件——油管的弯曲载荷.这一内容也将是进一步研究的任务.
参考文献：
[1]窦益华， 张福祥. 高温高压深井试油井下管柱力学分析及其应用[J]. 钻采工艺， 2007， 30（5）： 1721.
[2]尹飞， 高宝奎， 金磊. 压缩式封隔器坐封力学有限元分析[J]. 石油机械， 2012， 40（2）： 3941.
[3]李永革. 基于Abaqus的裸眼压裂封隔器应力分析[J]. 机电产品开发与创新， 2011， 24（3）： 108109. [4]步玉环， 马明新， 李建华， 等. 封隔器的密封性判据及结构设计方法研究[J]. 润滑与密封， 2011， 36（11）： 7577.
[5]宋祖厂， 盖旭波， 刘扬， 等. HRP液压封隔器性能参数数值模拟研究[J]. 石油机械， 2011， 39（5）： 4144.
[6]陈健， 田播源， 刘玉文. 压缩式封隔器胶筒失效因素分析及措施[J]. 科技资讯， 2010（31）： 8083.
[7]杨东， 窦益华， 许爱荣. 温高压深井酸压封隔器失封原因及对策[J]. 石油机械， 2008， 36（9）： 129131.
[8]KOTHIYAL M D， PARASHER A， QUTOB A H， et al. Throughtubing inflatable straddle packer assembly enables selective treatment of multiple zones and improves productivity[C]//SPE 163901MS. 2013 SPE/ICoTA Coiled Tubing & Well Intervention Conf & Exhibition. Woodlands， 2013.
[9]TAYLOR D. Packer and safety valve development for ultra high pressure high temperature test and production wells[C]//SPE 23627MS. Offshore Technol Conf. Houston， Texas， 2012.
[10]WHALEY K， PRICESMITH C， MCNERLIN B， et al. The development and field performance of a novel openhole packer system for deepwater， high rate， water injection wells with downhole flow control： a deepwater field case history[C]//SPE 157712MS. SPE Annu Tech Conf & Exhibition. San Antonio， 2012.
[11]KESSLER C， HILL J， HOUSDEN R. Case histories of a new family of setting tools for ultra deep and high temperature well condition[C]//SPE 128123MS. North Africa Tech Conf & Exhibition. Cairo， 2010.
[12]张国正， 窦益华. 5"RTTS封隔器断裂失效分析[J]. 理化检验， 2005（S1）： 328332.
（编辑陈锋杰）