帥春崗 馬輝運(yùn) 魏 微 喻成剛 牟乃渠 劉 望

1. 中國(guó)石油西南油氣田公司工程技術(shù)研究院 2. 四川長(zhǎng)寧天然氣開(kāi)發(fā)有限責(zé)任公司

0 引言

頁(yè)巖氣水平井分段壓裂施工前，通常采用連續(xù)油管射孔或者套管啟動(dòng)滑套的方式建立第一段壓裂通道[1-3]。隨著頁(yè)巖氣藏勘探開(kāi)發(fā)的持續(xù)深入，儲(chǔ)層埋深超過(guò)3 500 m，井深已超過(guò)5 500 m。連續(xù)油管一般作業(yè)長(zhǎng)度小于等于5 500 m，且在井眼軌跡復(fù)雜、井斜角及狗腿度大、水平段末端呈“上翹型”等情況下易發(fā)生卡鉆、自鎖、落物等問(wèn)題，致使作業(yè)難度越來(lái)越大[3]；且從連續(xù)油管安裝、帶射孔槍入井作業(yè)至連續(xù)油管設(shè)備撤場(chǎng)，少則需要5～8 d，若發(fā)生連續(xù)油管自鎖，還需注入大量?jī)r(jià)格昂貴的金屬降阻劑，不僅大幅增加成本，而且對(duì)儲(chǔ)層也會(huì)造成傷害[4]。

趾端壓裂滑套作為第一級(jí)壓裂滑套，隨套管一起入井至預(yù)定位置，并完成固井作業(yè)，壓裂時(shí)只需通過(guò)井口打壓的方式即可打開(kāi)滑套，形成第一段壓裂通道，可代替連續(xù)油管射孔作業(yè)，提高作業(yè)效率，降低作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)和成本[5-6]。目前，國(guó)外公司已經(jīng)在該技術(shù)的研究上取得了較大進(jìn)展，并形成了一系列具有優(yōu)勢(shì)和特色的工藝技術(shù)與配套產(chǎn)品[7]，主要包括Smart趾端滑套[8]、 RapidStart? Initiator CT 滑套[9]等，但處于技術(shù)壟斷狀態(tài)，且供貨周期長(zhǎng)、費(fèi)用高。因此，為解決國(guó)內(nèi)深層長(zhǎng)水平段頁(yè)巖氣井第一段儲(chǔ)層改造面臨的技術(shù)難題，自主設(shè)計(jì)了一種趾端壓裂滑套，并形成了相應(yīng)的配套固井工藝技術(shù)。

1 結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)及技術(shù)優(yōu)勢(shì)

1.1 設(shè)計(jì)要點(diǎn)

1.1.1 應(yīng)用環(huán)境

該工具主要用于深層長(zhǎng)水平段頁(yè)巖氣井第一段壓裂施工環(huán)境：①地層溫度介于0～150 ℃；②壓力介于0.1～140 MPa；③固井環(huán)境；④適用于外徑為139.7 mm的套管。

1.1.2 技術(shù)需求

該工具主要實(shí)現(xiàn)在高溫、高壓、固井環(huán)境中建立第一段壓裂通道的功能，需滿(mǎn)足以下3個(gè)方面的要求：①高溫、高壓下的密封性；②精確開(kāi)啟；③固井及大排量壓裂施工的要求。

1.2 滑套結(jié)構(gòu)

趾端壓裂滑套主要由上接頭、下接頭、“O”形密封圈、定位銷(xiāo)釘、內(nèi)滑套和破裂盤(pán)等零件組成（圖1）。上、下接頭通過(guò)螺紋連接，采用密封圈密封；下接頭外壁圓周上均勻分布8個(gè)長(zhǎng)150 mm、寬60 mm的長(zhǎng)方形噴砂孔；內(nèi)滑套裝在上、下接頭內(nèi)部腔室中，與上接頭通過(guò)定位銷(xiāo)釘固定；破裂盤(pán)裝在內(nèi)滑套上，3只破裂盤(pán)按120°分布設(shè)計(jì)。

1.3 工作原理

趾端壓裂滑套作為第一級(jí)壓裂滑套，與套管一起下入、固井；壓裂施工前，從井口向套管內(nèi)打壓；任一破裂盤(pán)被擊穿后，定位銷(xiāo)釘被剪斷，內(nèi)滑套上行，滑套打開(kāi)，建立起第一段壓裂通道。

1.4 技術(shù)優(yōu)勢(shì)

與常規(guī)連續(xù)油管帶射孔槍建立第一段壓裂通道相比，趾端壓裂滑套具有以下4個(gè)優(yōu)勢(shì)：①通過(guò)套管內(nèi)部打壓的方式開(kāi)啟滑套，建立第一段壓裂通道，其開(kāi)啟壓力由套管內(nèi)絕對(duì)壓力決定。②無(wú)需射孔，不受井深、水平段長(zhǎng)度、連續(xù)油管工作長(zhǎng)度等因素的影響。③特別適用于深層長(zhǎng)水平段頁(yè)巖氣井的固井環(huán)境。壓裂噴砂孔采用可溶性材料封堵，避免固井時(shí)水泥進(jìn)入滑套內(nèi)；內(nèi)滑套采用上行開(kāi)啟的方式，防止固井作業(yè)導(dǎo)致滑套意外開(kāi)啟；滑套內(nèi)表面采用特殊涂層處理，避免水泥固結(jié)，影響正常開(kāi)啟；破裂盤(pán)傳壓孔采用高溫固體黃油封堵，避免固井水泥進(jìn)入。④采用三破裂盤(pán)開(kāi)啟方式，保證開(kāi)啟精度誤差小于等于2%的同時(shí)，增大滑套開(kāi)啟成功率。

圖1 趾端壓裂滑套結(jié)構(gòu)示意圖

1.5 技術(shù)參數(shù)

工具的技術(shù)參數(shù)如表1所示。

表1 趾端壓裂滑套技術(shù)參數(shù)表

2 試驗(yàn)與評(píng)價(jià)

2.1 趾端壓裂滑套內(nèi)存水泥環(huán)擠壓試驗(yàn)

為檢驗(yàn)固井條件下趾端壓裂滑套內(nèi)壁殘存水泥環(huán)對(duì)滑套開(kāi)啟的影響程度，將水泥按現(xiàn)場(chǎng)要求配比并注入趾端壓裂滑套部件凹槽內(nèi)候凝，采用測(cè)試儀擠壓水泥環(huán)（圖2）。結(jié)果表明，20 mm厚的水泥環(huán)被全部擠出所需最大擠毀水泥環(huán)壓力為0.92 MPa（圖3），說(shuō)明啟動(dòng)滑套內(nèi)存水泥環(huán)對(duì)滑套開(kāi)啟的影響很小。

2.2 破裂盤(pán)高溫破裂精度試驗(yàn)

模擬高溫固井環(huán)境，將破裂盤(pán)裝于試驗(yàn)工裝內(nèi)，進(jìn)行破裂盤(pán)高溫破裂精度試驗(yàn)。結(jié)果表明：①7組破裂盤(pán)在設(shè)定溫度下的破裂精度誤差均低于設(shè)定值，性能穩(wěn)定、可靠，滿(mǎn)足設(shè)計(jì)精度要求；②破裂盤(pán)破裂壓力在設(shè)定溫度70 ℃的破裂精度與120 ℃的破裂精度相當(dāng)，破裂精度受溫度的影響較?。ū?）。

2.3 趾端壓裂滑套高溫固井整體性能試驗(yàn)

模擬高溫固井環(huán)境，將趾端壓裂滑套裝入相應(yīng)規(guī)格的金屬管內(nèi)，水泥按現(xiàn)場(chǎng)要求配比并注入金屬管環(huán)空中侯凝，整套工具放入高溫箱（圖4）。加溫后，通過(guò)高壓泵對(duì)趾端壓裂滑套打壓，檢驗(yàn)滑套是否完全開(kāi)啟，試驗(yàn)開(kāi)啟壓力與設(shè)定開(kāi)啟壓力是否吻合，并確定水泥環(huán)對(duì)壓裂破裂壓力的影響程度。

如表3、圖5所示，試驗(yàn)結(jié)果表明：①趾端壓裂滑套完全開(kāi)啟，實(shí)際開(kāi)啟精度誤差小于2%；②金屬管環(huán)空出水，水泥環(huán)被壓開(kāi)，水泥環(huán)對(duì)壓裂破裂壓力影響較小。

圖2 趾端壓裂滑套內(nèi)存水泥環(huán)擠壓試驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)圖片

圖3 趾端壓裂滑套內(nèi)存水泥環(huán)擠壓曲線圖

3 配套固井工藝技術(shù)

3.1 技術(shù)難點(diǎn)

與常規(guī)固井工藝相比，趾端壓裂滑套配套固井工藝技術(shù)存在以下技術(shù)難點(diǎn)[10]：①若滑套安放位置不當(dāng)，可能導(dǎo)致滑套內(nèi)部被水泥塞充填，無(wú)法正常開(kāi)啟；②在下入套管、固井作業(yè)過(guò)程中，由于施工

壓力過(guò)大會(huì)導(dǎo)致工具提前開(kāi)啟；③固井作業(yè)完成后，部分水泥漿通過(guò)固井膠塞上返至滑套位置，形成混漿，影響滑套正常開(kāi)啟。

表2 破裂盤(pán)高溫破裂精度試驗(yàn)結(jié)果表

圖4 趾端壓裂滑套高溫固井整體性能試驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)照片

表3 趾端壓裂滑套高溫固井整體性能試驗(yàn)數(shù)據(jù)表

圖5 趾端壓裂滑套高溫固井整體性能試驗(yàn)曲線圖（試驗(yàn)編號(hào)1）

3.2 技術(shù)對(duì)策

針對(duì)上述技術(shù)難點(diǎn)，制訂了相應(yīng)技術(shù)對(duì)策：①滑套應(yīng)安放在碰壓總成以上至少20 m位置處；②下入套管過(guò)程中控制循環(huán)壓力應(yīng)低于滑套啟動(dòng)壓力10～15 MPa；③固井施工過(guò)程中泵壓應(yīng)不超過(guò)滑套設(shè)定的啟動(dòng)壓力10～15 MPa；④投入膠塞后宜追加緩凝液體，延遲套管啟動(dòng)滑套處水泥漿固結(jié)時(shí)間；⑤碰壓壓力應(yīng)小于套管啟動(dòng)滑套設(shè)定的啟動(dòng)壓力10～15 MPa。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

長(zhǎng)寧H7-5井是在長(zhǎng)寧區(qū)塊部署的一口頁(yè)巖氣水平井，采用外徑139.7 mm套管（壁厚12.7 mm）完井。該井完鉆井深5 500 m，最大垂深3 494.8 m，水平段長(zhǎng)2 000 m，電測(cè)井溫102 ℃，最大鉆井液密度2.13 g/cm3。將井斜數(shù)據(jù)、井口壓力、套管尺寸、連續(xù)油管鋼級(jí)等參數(shù)輸入軟件進(jìn)行連續(xù)油管入井模擬，結(jié)果顯示采用連續(xù)油管帶射孔槍管串無(wú)法下入預(yù)定位置，因此采用趾端壓裂滑套完井以建立第一段壓裂通道。根據(jù)該井井況設(shè)定滑套開(kāi)啟壓力為115 MPa，完井管串如圖6所示。

圖6 長(zhǎng)寧H7-5井套管完井管串示意圖

4.1 固井作業(yè)

長(zhǎng)寧H7-5井現(xiàn)場(chǎng)固井順利，最高固井施工絕對(duì)壓力108 MPa（井筒液柱壓力與井口壓力之和），施工總時(shí)間為180 min，施工過(guò)程中固井膠塞順利通過(guò)滑套并成功碰壓，滑套始終處于關(guān)閉狀態(tài)。

現(xiàn)場(chǎng)施工結(jié)果表明：①固井膠塞在滑套內(nèi)通過(guò)性良好；②趾端壓裂滑套在高溫固井條件下的密封性滿(mǎn)足固井施工要求。

4.2 井筒試壓及滑套開(kāi)啟作業(yè)

壓裂施工前，井口階梯打壓至82.5 MPa時(shí)滑套打開(kāi)，折算后滑套開(kāi)啟壓力為117 MPa，開(kāi)啟精度誤差為1.74%，滑套完全開(kāi)啟（圖7）。結(jié)果表明，趾端壓裂滑套工藝操作簡(jiǎn)單，在高溫固井條件下可以完全開(kāi)啟，且開(kāi)啟精度符合設(shè)計(jì)要求。

圖7 長(zhǎng)寧H7-5井趾端壓裂滑套開(kāi)啟施工曲線圖

4.3 趾端壓裂滑套段壓裂作業(yè)

壓裂施工過(guò)程中，長(zhǎng)寧H7-5井滑套段施工壓力介于77～82 MPa，排量介于10.2～10.3 m3/min，累計(jì)注入支撐劑71.47 t，最高砂濃度140 kg/m3（圖8）；其他段則采用分簇射孔方式，每段分3簇射孔，每簇1 m，孔密16 孔/m，總孔眼數(shù)48孔，相位角60°，某射孔段壓裂施工壓力介于80～83 MPa，排量為10.2 m3/min，累計(jì)注入支撐劑51.77 t，最高砂濃度140 kg/m3（圖9）。對(duì)比可知，在排量、砂濃度相同的條件下，滑套段與射孔段壓裂施工壓力相當(dāng)，趾端壓裂滑套工具滿(mǎn)足體積壓裂的施工要求。

5 結(jié)論

1）自主研發(fā)的趾端壓裂滑套只需通過(guò)井口打壓的方式即可打開(kāi)，形成第一段壓裂或泵送通道，可替代連續(xù)油管第一段射孔作業(yè)，提高施工作業(yè)效率，降低作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)和成本，特別適用于深層長(zhǎng)水平段頁(yè)巖氣井的壓裂改造。

圖8 長(zhǎng)寧H7-5井趾端壓裂滑套段壓裂施工曲線圖

圖9 長(zhǎng)寧H7-5井某射孔段壓裂施工曲線圖

2）趾端壓裂滑套采用內(nèi)表面特殊涂層設(shè)計(jì)、內(nèi)滑套上行開(kāi)啟結(jié)構(gòu)以及壓裂噴砂孔暫堵設(shè)計(jì)，提高了滑套在固井環(huán)境中的適應(yīng)能力，降低了固井水泥對(duì)滑套正常開(kāi)啟的影響。

3）趾端壓裂滑套采用破裂盤(pán)破裂開(kāi)啟滑套的方式，大幅提高了滑套開(kāi)啟精度，保證在高溫、高壓條件下工具能夠精確開(kāi)啟。

4）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，趾端壓裂滑套配套工藝操作簡(jiǎn)單，工具性能穩(wěn)定、可靠，開(kāi)啟精度高，滑套段與射孔段壓裂施工壓力相當(dāng)，各項(xiàng)指標(biāo)均達(dá)到設(shè)計(jì)要求，滿(mǎn)足頁(yè)巖氣水平井固井、壓裂施工要求。