郭朝輝

(中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101)

國內(nèi)致密油氣和頁巖氣資源量巨大，但儲層基質(zhì)物性差、非均質(zhì)性強和滲透性低，開發(fā)時需要應(yīng)用分段壓裂技術(shù)[1-2]。由于儲層孔隙壓力較低，選用強度較低的套管即可滿足采油采氣要求；同時，由于地層破裂壓力較高，需選用強度較高的套管才能滿足壓裂作業(yè)需求；另外，水平井完鉆后，井眼條件不滿足裸眼完井改造與全井段固井的技術(shù)要求。為解決壓裂需求、井眼條件與管柱成本之間的矛盾，先前研究了用于分段壓裂的可回收回接管柱技術(shù)，通過尾管固井后回接壓裂管柱，建立全通徑高承壓井筒[3-5]，為分段壓裂儲層改造技術(shù)的實施提供井筒條件，但如何保證壓裂施工過程中尾管回接密封的可靠性與回接管防竄動是技術(shù)難點?，F(xiàn)有技術(shù)，如文獻[6]提出的“回接插頭+水力錨+短套管+插管封隔器+短套管+密封插管+回接壓裂管柱串”管柱方案，由于各功能單元分別實現(xiàn)，結(jié)構(gòu)相對復雜，施工風險相對較高。按照固井、完井和工具一體化的思路，筆者研究提出了分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)，建立了結(jié)構(gòu)簡單、全通徑和高承壓的井筒，有效避免了同類技術(shù)中回接管柱提前坐掛、環(huán)空封隔失效及短套管彎曲變形的風險，在大牛地氣田、東勝氣田和長慶油田隴東區(qū)塊應(yīng)用中取得了較好的效果。

1 尾管固井后回接壓裂工藝及難點

1.1 施工工藝

尾管固井后回接壓裂管柱現(xiàn)場施工工藝可分為尾管固井、回接可回收壓裂管柱和起出可回收壓裂管柱3個階段[7-10]。水平井進行尾管固井時，為便于坐掛尾管懸掛器及插入回接插頭，尾管懸掛器一般懸掛在穩(wěn)斜段。在尾管回接前，需要對尾管懸掛器回接筒的上部及內(nèi)部進行掃塞及磨銑作業(yè)，以充分保證回接筒內(nèi)清潔?；亟庸苤迦牖亟油埠笞詣渝^定并形成密封，形成后續(xù)橋塞等壓裂施工要求的全通徑、高承壓的井筒。壓裂施工后，為順利實施生產(chǎn)技術(shù)措施，需要將可回收壓裂管柱起出回收，形成尾管懸掛器以上的大通徑井筒。

1.2 難點分析

為順利實施可鉆橋塞分段壓裂技術(shù)，尾管固井后回接管柱形成的井筒需要滿足以下要求：1)尾管回接后全井筒內(nèi)徑應(yīng)該一致，以保障順利起下泵送橋塞及送入工具；2)尾管回接后井筒能夠抗內(nèi)壓70 MPa以上；3)尾管回接壓裂管柱具有錨定與可回收功能。常規(guī)尾管懸掛器及配套回接插頭適用于注水泥固井回接，回接后能實現(xiàn)井筒內(nèi)徑一致，難點在于：1)現(xiàn)有尾管懸掛器及配套回接插頭的密封能力一般在35 MPa左右，抗內(nèi)壓強度一般低于70 MPa，并不具備插入錨定與可解鎖回收的功能，難以在有限的徑向尺寸條件下滿足固井過流需求又滿足完井高抗壓強度與錨定回收需求；2)尾管固井及掃塞過程中要保持回接筒密封的完整性，與回接插頭配合后密封達到70 MPa，錨定與解鎖回收操作簡單，安全可靠。

2 尾管回接管柱技術(shù)及工具設(shè)計

2.1 技術(shù)方案

針對全通徑、高承壓、可回收尾管固井后回接分段壓裂井筒的技術(shù)要求，以降本增效和“下得去、封得嚴、鎖得住、丟得開”為原則，在現(xiàn)有技術(shù)基礎(chǔ)上，結(jié)合尾管固井技術(shù)特點、完井管柱技術(shù)與生產(chǎn)工藝管柱技術(shù)需求，提出了一種“帶自鎖的回接插頭+回接壓裂管柱串”的分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)。該技術(shù)將尾管固井與完井通過固井工具結(jié)構(gòu)設(shè)計有效接為一體，以期實現(xiàn)一種簡單、經(jīng)濟、實用的尾管固井和可回收回接壓裂管柱(見圖1)，滿足后期多種儲層改造的需要。

圖1 尾管固井可回收回接管柱結(jié)構(gòu)示意Fig.1 Diagram of retrievable tieback string after cementing the liner

尾管固井替漿結(jié)束候凝后，用特殊銑鞋清洗回接筒，下入回接插頭及套管串，調(diào)整井口，對環(huán)空及井筒進行試壓，最后安裝采油樹，完成回接作業(yè)，為后續(xù)儲層改造提供安全可靠的井筒條件；壓裂后正轉(zhuǎn)進行丟手，回收回接壓裂管柱，所有回接管柱不留在井內(nèi)。

文獻[6]中提出的“回接插頭+水力錨+短套管+插管封隔器+短套管+密封插管+回接壓裂管柱串”回接管柱方案，各種功能單元分別實現(xiàn)，結(jié)構(gòu)復雜，會增大施工的風險。例如，施工過程中遇到井底落物，插管封隔器卡瓦碎裂，造成回接管柱提前坐封坐掛，經(jīng)爆炸松扣及磨銑插管封隔器后，起出入井工具重新更換后達到回接管柱要求。一定程度上講，該回接管柱技術(shù)存在應(yīng)急后處理困難的問題，而筆者所提出的回接管柱則不存在提前坐封的風險。與之相比，筆者提出的技術(shù)方案存在以下優(yōu)點：1)回接管柱結(jié)構(gòu)簡單，易于操作，可大大降低施工中的各種潛在風險；2)回接插頭采取硫化支撐密封形式，密封能力強，防損傷性能好；3)應(yīng)急處理措施簡單快捷，成本低廉。

2.2 相關(guān)工具設(shè)計及配套施工工藝

2.2.1 新型尾管懸掛器

設(shè)計的新型尾管懸掛器是實施分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)的核心工具，其承內(nèi)壓強度及密封能力要遠高于常規(guī)尾管懸掛器，至少達到70 MPa；同時，回接筒要具備鎖緊與解鎖功能。另外，還要考慮以下問題：1)尾管懸掛器不同于不固井的完井用懸掛器[11]，后者對外徑的要求是小于套管通徑即可，而尾管懸掛器不僅要滿足尾管懸掛及丟手的技術(shù)要求，還要滿足固井循環(huán)或替漿過程中過流面積大的技術(shù)要求，因此尾管懸掛器的外徑要盡量小一些；2)尾管懸掛器內(nèi)徑要與尾管通徑相匹配，以滿足后續(xù)開采施工全通徑的需求。由此可知，要提高新型尾管懸掛器的承壓強度與密封能力，就需要解決尾管懸掛器的材料、壁厚、結(jié)構(gòu)、強度、可靠性、經(jīng)濟性能和技術(shù)需求之間的矛盾。

尾管懸掛器留在井內(nèi)部分的薄弱環(huán)節(jié)有回接筒、回接筒與密封盒連接處和液缸等3處，如圖2所示。這3處存在的共同問題是壁薄、強度低和密封能力低。針對這些問題，采取了以下技術(shù)措施：

圖2 尾管懸掛器留在井內(nèi)部分的結(jié)構(gòu)Fig.2 Diagram of liner hanger remaining in the well

1) 提高抗內(nèi)壓與抗外擠強度。在保證通徑要求的前提下，加厚管壁(內(nèi)加厚)，核心部件采用抗內(nèi)壓強度與抗外擠強度更好的高性能材料。

2) 采用組合密封方式。主要包括：回接筒與密封盒外殼連接處采用圓螺紋與O形密封圈組合的密封形式，以增強密封能力；尾管懸掛器單元液缸滑動密封處采用格萊圈與O形密封圈組合的密封形式(見圖3)，以避免液缸高壓滑動過程中O形密封圈擠入軸孔間隙內(nèi)，造成密封失效。

圖3 液缸處格萊圈組合密封形式Fig.3 FXMD combination seal type of the hydraulic cylinder

3) 薄壁回接筒上端鎖緊機構(gòu)的設(shè)計。采取簡單可靠的插入鎖緊與右旋丟手螺紋鎖緊方式，以解決復雜結(jié)構(gòu)使回接筒抗拉強度低的技術(shù)難題，同時解決回插通過性及丟手可靠性的問題。該設(shè)計突破了原來固井工具專為固井服務(wù)的設(shè)計思路，實現(xiàn)了固井完井施工工藝的銜接與一體化設(shè)計。

2.2.2 回接插頭

固井用回接插頭一般采用O形圈密封或“V形圈+O形圈”的密封方式，密封能力在35 MPa左右，難以滿足壓裂施工70 MPa的要求。該類密封方式的缺點是，在回插裝置多次插入到回接筒時，O形密封圈容易發(fā)生磨損，而V形密封圈容易被刮出，導致密封組件松動，造成密封失效。針對這一問題，采取了橡膠硫化在金屬基環(huán)上的支撐密封形式，如圖4所示。這種硫化橡膠密封基環(huán)結(jié)構(gòu)簡單，耐磨損耐刮傷性高，承壓密封能力強，地面整機密封性能測試時其與回接筒環(huán)空密封能力達到90 MPa，完全滿足壓裂施工要求。

同時，回接插頭上端增加鎖緊卡瓦(見圖5)，與回接筒上的鎖緊結(jié)構(gòu)配合使用。若鎖緊卡瓦外圓為錐形公螺紋(左旋扣)，相應(yīng)回接筒為與之配合的錐形母螺紋(左旋扣)。進行回接作業(yè)時，將鎖緊卡瓦外圓銑成8個簡支梁結(jié)構(gòu)，在錐形螺紋作用下，回接插頭插入回接筒中，鎖緊螺紋相互嚙合形成鎖緊狀態(tài)，防止壓裂作業(yè)時高壓液體作用在回接插頭下端面，使回接管串向上竄動。壓裂作業(yè)結(jié)束后，通過上提管柱并右轉(zhuǎn)，鎖緊卡瓦與回接筒之間的連接左旋螺紋脫開，完成回接管柱鎖緊結(jié)構(gòu)的丟手回收作業(yè)。

圖4 硫化橡膠密封基環(huán)Fig.4 Seal ring of vulcanized rubber

圖5 鎖緊卡瓦Fig.5 Locking slip

2.2.3 配套施工工藝

固井后定點射孔壓裂儲層時，以套管外水泥環(huán)為層段間的封隔物，因此固井質(zhì)量的優(yōu)劣直接影響到儲層層段間的改造效果，特別是尾管懸掛器以下套管重疊段的固井質(zhì)量。若該井段固井質(zhì)量太差，在壓裂最后一段時可能會造成油套連通事故，影響儲層改造效果及后續(xù)開采的進行。

保持井下回接筒密封的完整性是各階段施工的核心工作，替漿碰壓后可采取不留塞作業(yè)措施，以降低掃塞時鉆頭對回接筒的潛在損傷風險，同時大排量沖洗回接筒，將回接筒鎖緊扣沖洗干凈，以防止扣內(nèi)附著水泥，影響鎖緊卡瓦鎖緊程度。

2.3 工具性能參數(shù)及室內(nèi)性能評價

2.3.1 工具性能參數(shù)

目前鄂爾多斯盆地北部地區(qū)油氣井常用三開井身結(jié)構(gòu)。二開用φ177.8 mm套管固井，三開水平段采用φ152.4 mm鉆頭鉆進，采用φ177.8 mm×φ114.3 mm尾管懸掛器固井技術(shù)，并用φ114.3 mm套管回接至井口。該懸掛器內(nèi)徑為101.6 mm，薄弱處抗內(nèi)壓、抗外擠強度分別達到95和83 MPa，尾管懸掛器與回接筒聯(lián)機后整體密封能力達到90 MPa，回接插頭與回接筒間鎖緊抗拉強度為1 800 kN。

2.3.2 室內(nèi)性能評價

根據(jù)整套工具“下得去、封得嚴、鎖得住、丟得開”的設(shè)計思路，進行了分單元與整機地面性能測試，主要分為鎖緊卡瓦插入、錨定能力及丟手單元試驗和尾管懸掛器及回接裝置整體高壓密封試驗。由于懸掛器懸掛卡瓦部分沿用原有結(jié)構(gòu)，故未進行懸掛能力試驗。

利用3 500 kN的拉壓水壓試驗系統(tǒng)進行插入及錨定能力試驗，卡瓦插入阻力小于20 kN，抗拉強度達到1 800 kN，如圖6所示。利用多功能試驗臺架進行丟手試驗，上提右轉(zhuǎn)15圈，順利將鎖緊卡瓦部分取出，丟手順利。

圖6 鎖緊卡瓦抗拉曲線Fig.6 Tensile test curve of locking slip

組裝懸掛器、回接插頭及封頭(見圖7)，利用增壓泵進行密封性能測試，加壓至90 MPa無滲漏。試驗表明，懸掛器及回接裝置密封能力達到90 MPa，滿足壓裂時的高承壓要求。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)在大牛地氣田、東勝氣田及長慶油田隴東區(qū)塊的27口井進行了應(yīng)用。應(yīng)用井均為水平井，且都完成了壓裂作業(yè)。應(yīng)用井中，最深井深4 625.30 m，最長水平段1 300.00 m，尾管懸掛器最大下深3 635.60 m，懸掛尾管最長1 523.00 m，儲層壓裂施工壓力最高72.5 MPa，最低51.0 MPa，施工壓力總體較高。其中，大牛地氣田大平探7井三開鉆進過程中發(fā)生井漏，采取了堵漏措施，由于工況復雜，對尾管懸掛器及回接工具性能提出了較高的要求，且壓裂過程中最高壓力達到64.0 MPa，比較有代表性。因此，以大平探7井為例說明現(xiàn)場應(yīng)用情況。

3.1 大平探7井井況

大平探7井是一口勘探評價水平井，設(shè)計采用三開井身結(jié)構(gòu)，二開套管下深3 199.00 m，三開采用φ152.4 mm鉆頭鉆至井深4 199.00 m，水平段長1 000.00 m，目的層為馬五5層，采用φ177.8 mm×φ114.3 mm尾管固井后，再采用φ114.3 mm可鉆橋塞分段壓裂完井技術(shù)對7段儲層進行增產(chǎn)改造(其中，第一段壓裂施工曲線如圖8所示)。

圖8 大平探7井第一段壓裂施工曲線Fig.8 Operation curve of the first segment fracturing in Well Dapingtan 7

3.2 應(yīng)用情況

1) 采用φ177.8 mm×φ114.3 mm尾管水平井固井時，下入尾管串時摩阻大，頂替效率低。通過采取通井、合理安放扶正器及優(yōu)質(zhì)前置液等技術(shù)措施，提高了固井質(zhì)量。φ177.8 mm×φ114.3 mm尾管懸掛器正常坐掛、丟手，碰壓后采取不留塞作業(yè)技術(shù)，保持了回接筒清潔。經(jīng)測井，固井質(zhì)量優(yōu)質(zhì)，滿足了后期可鉆橋塞分段壓裂對固井質(zhì)量的要求。

2) φ114.3 mm回接管柱是整個技術(shù)方案的核心環(huán)節(jié)，依次按照施工流程完成掃塞，磨銑回接筒，下入了“錨定回接插頭+回接套管串”組合回接壓裂管柱，先過提300 kN，驗證鎖緊卡瓦的錨定能力，隨后管內(nèi)外分別試壓25.0 MPa，穩(wěn)壓30 min,達到了施工需求。

3) 按照設(shè)計要求進行橋塞分段壓裂，累計入地液體總量6 552.0 m3，液氮284.0 m3，累計加酸2 320.0 m3，平均排量5.1 m3/min，最高泵壓64.0 MPa。各段壓裂施工均存在施工壓力偏高現(xiàn)象，最高施工壓力高達64.0 MPa。

4) 壓裂作業(yè)結(jié)束后，上提回接管串25 kN至中和點位置，右轉(zhuǎn)15圈，順利提出回接管柱，4組密封組件均結(jié)構(gòu)完整，硫化層外觀完好,無明顯損壞，證明高性能密封組件的高壓密封及重復耐磨性能滿足分段壓裂的要求。

4 結(jié) 論

1) 分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)通過改進支撐密封形式及結(jié)構(gòu)參數(shù)優(yōu)化，提高了整體密封及抗壓強度，解決了尾管懸掛器及回接密封能力偏低的問題，為后期分段壓裂增產(chǎn)技術(shù)實施提供了井筒條件。

2) 回接管柱采用插入錨定及可回收技術(shù)不僅解決了壓裂施工過程中回接管柱竄動導致的密封失效與彎曲變形等技術(shù)難點，而且實現(xiàn)了回接管柱回收重復利用與技術(shù)套管大通徑的技術(shù)要求。

3) 分段壓裂用尾管懸掛器與回接裝置關(guān)鍵技術(shù)能夠解決固井地層漏失、裸眼完井管柱無法下入與分段壓裂要求全通徑高承壓井筒之間的矛盾，實現(xiàn)儲層精細改造，提高改造增產(chǎn)效果。

4) 隨著難動用儲層開發(fā)力度的增大，儲層破裂壓力不斷增大，現(xiàn)有工具的密封與抗壓強度不能滿足105 MPa級別現(xiàn)場施工需求，需要進一步研發(fā)高性能的工具。

致謝：在本文撰寫過程中，中國石化石油工程技術(shù)研究院姚輝前、張冠林等同志在資料收集及論文修改等方面提供了大量幫助，在此表示感謝。

參 考 文 獻

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