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(新疆油田 工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000)

2008年，水平井裸眼分段壓裂技術(shù)在新疆油田克拉美麗氣田首次獲得應(yīng)用，截止到2017年年底，現(xiàn)場(chǎng)共實(shí)施72口井，最高分壓19級(jí)，其中采用進(jìn)口工具實(shí)施56口井，自主研制工具實(shí)施16口井，開發(fā)效果顯著，獲得了良好的經(jīng)濟(jì)效益。措施井自噴結(jié)束后將進(jìn)入下泵抽油階段，然而，在轉(zhuǎn)抽作業(yè)時(shí)，井口極易發(fā)生落物入井，堵塞油流通道，影響油氣井產(chǎn)量，甚至導(dǎo)致落物以下井筒的報(bào)廢。新疆油田公司昌吉油田是裸眼分段壓裂實(shí)施的主要區(qū)塊，該區(qū)塊屬致密油氣藏[1-2]，含蠟量高，井筒易結(jié)蠟，需定期進(jìn)行熱洗清蠟作業(yè)，由于井底無油氣儲(chǔ)層保護(hù)隔離裝置，熱洗液將流入地層對(duì)儲(chǔ)層造成嚴(yán)重傷害。隨著水平井裸眼分壓自主工具的持續(xù)推廣與應(yīng)用，研制了“水平井井下防掉熱洗阻漏集成器”[3-7]，在不影響油氣井正常生產(chǎn)的情況下，有效解決了井下防落物、熱洗防漏的問題。

1 方案設(shè)計(jì)

1.1 井況分析

裸眼分壓措施井自噴階段結(jié)束后，套管錨定懸掛器以上回接管柱被起出。井下完井壓裂管串結(jié)構(gòu)如圖1所示，主要由直井段的套管錨定懸掛封隔器和裸眼水平段多個(gè)“封隔器+滑套”單元所組成，其中多級(jí)投球滑套采用級(jí)差設(shè)計(jì)，自下而上內(nèi)徑為28～91 mm。

圖1 裸眼分段壓裂井下完井管柱結(jié)構(gòu)示意

1.2 技術(shù)思路

為實(shí)現(xiàn)井下防掉和熱洗阻漏，同時(shí)又不影響油氣井正常生產(chǎn)，防掉熱洗阻漏集成器的設(shè)計(jì)思路為：

1) 固定方式。集成器和懸掛器上部密封筒采用插入式限位支撐。

2) 防掉功能。集成器內(nèi)部設(shè)置落物阻擋容納機(jī)構(gòu)。

3) 熱洗防漏功能。集成器內(nèi)部及外部環(huán)空設(shè)計(jì)熱洗液阻漏密封機(jī)構(gòu)。

4) 確保正常生產(chǎn)。集成器內(nèi)部設(shè)計(jì)地層液體單向過液通道。

2 水平井井下防掉熱洗阻漏集成器

2.1 結(jié)構(gòu)原理

水平井井下防掉熱洗阻漏集成器結(jié)構(gòu)如圖2所示。集成器分瓣棘爪與懸掛器上部密封工作筒內(nèi)部母螺紋插入配合，上打孔管底端限位，實(shí)現(xiàn)集成器井下錨定和限位支撐。密封球采用空心低密度設(shè)計(jì)，地層液體通過下部打孔管流入集成器內(nèi)部，在井底壓力的作用下，密封器始終處于上浮狀態(tài)，上打孔擋板進(jìn)行密封球上部限位，流體通過上打孔管流入井筒，確保了正常生產(chǎn)。當(dāng)井口發(fā)生落物入井，落物被打孔擋板所阻擋容納，可先進(jìn)行落物常規(guī)打撈，若常規(guī)打撈不成功，可對(duì)集成器進(jìn)行整體打撈，進(jìn)而取出落物。熱洗清蠟作業(yè)時(shí)，熱洗液推動(dòng)密封球與下部球座配合密封，形成集成器中心管底部封堵，同時(shí)，集成器所屬硫化密封件與懸掛器密封工作筒構(gòu)成外部環(huán)空密封，在懸掛器以上建立了熱洗液井筒循環(huán)系統(tǒng)，防止了熱洗液流入壓裂尾管進(jìn)入儲(chǔ)層。

1—上接頭；2—打孔擋板；3—上打孔管；4—密封球；5—中心管；6、9—密封圈；7—分瓣棘爪；8—硫化密封件；10—下打孔管2；11—導(dǎo)向頭。

2.2 室內(nèi)試驗(yàn)

對(duì)集成器進(jìn)行室內(nèi)性能測(cè)試，測(cè)試內(nèi)容主要包括中心管正向承壓試驗(yàn)和環(huán)空雙向承壓試驗(yàn)。

1) 密封球與上打孔管(未開孔)內(nèi)置球座配合正向承壓試驗(yàn)。最高試驗(yàn)壓力50 MPa，密封效果良好。密封球和球座如圖3所示。試壓曲線界面如圖4所示。

2) 硫化組件雙向承壓試驗(yàn)。最高試驗(yàn)壓力50 MPa，密封效果良好。硫化組件和懸掛器密封筒如圖5所示。試壓曲線界面如圖6所示。

圖3 密封球和球座

圖4 正向承壓試驗(yàn)曲線界面

圖5 硫化組件和懸掛器密封筒

圖6 環(huán)空雙向承壓試驗(yàn)曲線界面

2.3 技術(shù)特點(diǎn)

1) 實(shí)現(xiàn)井下防掉、熱洗阻漏功能一體化。

2) 通過集成器分瓣爪插入配合和懸掛器端部限位的方式實(shí)現(xiàn)了集成器井下錨定與限位支撐。

3) 集成器通徑是尾管直徑的1.3倍，打孔管當(dāng)量過流面積是尾管面積的2.5倍，不會(huì)產(chǎn)生節(jié)流。

4) 空心低密度密封球可在正常生產(chǎn)和熱洗作業(yè)兩種不同工況下，形成所需的液體單向通道。根據(jù)實(shí)際井況，密度可作調(diào)整。

5) 集成器易打撈，更換密封件后可重復(fù)使用。

2.4 主要技術(shù)指標(biāo)

適用套管外徑177.8 mm(7英寸)，尾管外徑114.3 mm(4英寸)，密封承壓≤50 MPa，耐溫≤120 ℃，落物直徑≥20 mm。

3 配套工具

3.1 液壓丟手工具

液壓丟手工具結(jié)構(gòu)[8-9]如圖7所示。液壓丟手工具與集成器通過剪釘相連接，利用油管送入，集成器到位遇阻后，井口投球泵液，密封球落于丟手工具內(nèi)部球座，憋壓至一定值，液壓丟手工具啟動(dòng)剪釘剪斷，活塞缸下行，集成器與丟手工具連接處剪釘剪斷，實(shí)現(xiàn)分離丟手。液壓丟手工具設(shè)計(jì)坐封剪釘剪切力為160 kN，根據(jù)理論計(jì)算，坐封壓力約10 MPa。由試驗(yàn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表1可以看出，實(shí)際坐封壓力12～13 MPa，誤差為20%～30%。

1—上接頭；2—啟動(dòng)剪釘；3—活塞缸；4、5、6—密封圈；7—護(hù)套。

表1 剪釘剪切力試驗(yàn)數(shù)據(jù)MPa

3.2 打撈工具

打撈工具結(jié)構(gòu)[10-11]如圖8所示。油管連接打撈工具入井，打撈工具分瓣棘爪(正扣)與集成器上接頭內(nèi)部母螺紋配套對(duì)接，過提管柱懸重10～20 kN，井口正向旋轉(zhuǎn)油管，進(jìn)行集成器分瓣爪(反扣)與懸掛封隔器機(jī)械丟手操作，集成器起出。

1—上接頭；2—密封圈；3、6—防轉(zhuǎn)剪釘；4—分瓣棘爪；5—中心管；7—導(dǎo)向頭。

4 施工流程

1) 工具連接。檢查液壓丟手工具坐封剪釘，要求硫化密封件外部涂抹密封脂保護(hù)。

2) 工具入井。按照井控規(guī)則控制油管下放速度，避免液壓丟手工具中途坐封，防止硫化密封件在入井過程中發(fā)生損傷。

3) 坐封、丟手。集成器送至設(shè)計(jì)位置、遇阻，井口投球油管內(nèi)部憋壓，完成液壓丟手工具坐封、丟手，并起出液壓丟手工具及其以上油管。

4) 落物打撈。當(dāng)發(fā)生落物入井時(shí)對(duì)落物進(jìn)行常規(guī)打撈；若常規(guī)打撈操作失效，可采用配套打撈工具對(duì)集成器進(jìn)行整體打撈，取出落物。

5) 熱洗清蠟。按照工程設(shè)計(jì)進(jìn)行熱洗清蠟作業(yè)，并記錄入井熱洗液量和出口返排液量，監(jiān)測(cè)集成器井下密封效果。

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

截止2017-10，水平井井下防掉熱洗阻漏集成器在新疆油田已現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用8口井，施工成功率100%。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況如表2所示。

表2 部分措施井生產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)

由表2可以看出，措施前后各井油/套壓和產(chǎn)液量基本保持不變，驗(yàn)證了集成器無節(jié)流，保證了正常生產(chǎn)。其中JHW007井在2016-11進(jìn)行抽油作業(yè)過程中，發(fā)生了抽油桿掉落事故，在沒有打撈出落物的情況下油井依然保持了正常生產(chǎn)，后經(jīng)常規(guī)打撈將抽油桿取出。同時(shí)，熱洗清蠟作業(yè)時(shí)，熱洗液泵入液量與返出液量基本吻合，起到了熱洗防漏的效果。

6 結(jié)論

1) 結(jié)合井況實(shí)際，綜合考慮了油氣井生產(chǎn)、井下防掉、熱洗防漏等各方面因素，保證了水平井井下防掉熱洗阻漏集成器的適用性。

2) 液壓丟手工具與打撈器配套工具的研制，提高了管柱整體安全性，推進(jìn)了水平井井下防掉熱洗阻漏集成器的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。

3) 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果表明，水平井井下防掉熱洗阻漏集成器可滿足裸眼完井水平井井下防掉、致密油氣井熱洗防漏的實(shí)際需求。