施建國，于 洋，王 黎，李 立，宋志龍

(1.中原石油工程有限公司 井下特種作業(yè)公司，河南 濮陽 457164； 2.中國石油和石油化工設(shè)備工業(yè)協(xié)會，北京 100825)

隨著石油勘探開發(fā)的深入發(fā)展，暫堵轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂技術(shù)成為低滲透儲層改造的主要技術(shù)[1-3]。該技術(shù)的關(guān)鍵是暫堵劑的性能及注入設(shè)備的可靠性。由于我國對暫堵轉(zhuǎn)向重復(fù)壓裂技術(shù)研究起步較晚，超大粒徑暫堵劑注入設(shè)備的研究相對滯后[4-6]。

壓裂施工過程中，實(shí)時向地層中加入暫堵劑，流體遵循向阻力最小方向流動的原則[7]，暫堵劑進(jìn)入地層中的裂縫或高滲透層，在高滲透帶產(chǎn)生濾餅橋堵，可以形成高于裂縫破裂壓力的壓差[8]，后續(xù)流體不能進(jìn)人裂縫和高滲透帶，使壓裂液進(jìn)入高應(yīng)力區(qū)或新裂縫，促使新縫的產(chǎn)生和支撐劑的鋪置發(fā)生變化?，F(xiàn)場進(jìn)行暫堵壓裂時，需租賃國外公司的泵送裝置，施工成本較高，且僅能泵注粒徑5 mm以下的顆粒暫堵劑。目前，國內(nèi)暫堵注入裝置采用閥密封方式，因其密封面較寬(12～18 mm)，當(dāng)暫堵劑為超大粒徑(5～8 mm)的不規(guī)則固體顆粒時，過流性能較差，常出現(xiàn)注入泵閥被暫堵劑墊空不回位，造成高、低壓端連通，導(dǎo)致低壓管線憋爆，迫使壓裂施工中斷，甚至損壞設(shè)備的問題，無法滿足施工要求。

本文針對上述問題，通過室內(nèi)強(qiáng)度性能、過流性能及地面模擬試驗(yàn)，開展了注入裝置液力端易失效核心部件及組合閥箱的研制，以期提高暫堵轉(zhuǎn)向壓裂的施工成功率。

1 超大粒徑暫堵劑注入裝置

1.1 技術(shù)原理

超大粒徑暫堵劑注入裝置由液力端和動力端組成，液力端組合閥箱采用雙層低壓閥箱結(jié)構(gòu)，動力端采用曲柄連桿機(jī)構(gòu)。將液力端易失效的閥密封面由原來的面密封改為近似線密封方式，當(dāng)球形閥芯關(guān)閉時，在壓力作用下超大粒徑顆粒暫堵劑被擠出密封面或截斷，不會卡墊控制閥。該結(jié)構(gòu)增強(qiáng)了籠式閥泵注超大粒徑暫堵劑時的過流性能，使注入裝置滿足粒徑1～8 mm不規(guī)則顆粒暫堵劑的泵注要求。

1.2 籠式閥

1.2.1 結(jié)構(gòu)

籠式閥主要由閥座、導(dǎo)向架、球形閥芯、壓縮彈簧及彈簧扶正器等組成，如圖1所示。導(dǎo)向架采用頂部敞開的籠形直筒式結(jié)構(gòu)，并在球形閥芯上部設(shè)計(jì)了安裝在彈簧扶正器上的圓錐螺旋壓縮式彈簧，有效提高了閥的抗沖擊力性能。球形閥芯與閥座采用近似線密封方式，球形閥芯在導(dǎo)向架的徑向限位和軸線導(dǎo)向作用下，沿閥座軸線移動，提高了球形閥芯與閥座之間的同軸度，保證了其密封可靠性。閥座、導(dǎo)向架及球形閥芯采用滲碳或滲氮處理，以增強(qiáng)其抗沖擊性能和耐磨蝕性能。

圖1 籠式閥結(jié)構(gòu)示意

1.2.2 密封方式

籠式閥的密封靠閥座與閥芯的接觸面及密封圈共同作用而實(shí)現(xiàn)。閥芯采用球面設(shè)計(jì)，閥座與球形閥芯接觸點(diǎn)設(shè)計(jì)為近似直角形式，接觸面為與閥芯相切寬度為0.3 mm的錐面，二者接觸面為近似線性密封方式，如圖2所示。

當(dāng)閥關(guān)閉時，由于密封面寬度較小，大顆粒介質(zhì)被擠出密封面，避免了因密封面被卡墊而無法有效關(guān)閉的問題。

圖2 單球面近似線性密封結(jié)構(gòu)示意

1.2.3 主要技術(shù)參數(shù)

籠式閥適用暫堵劑顆粒粒徑1～8 mm，過流排量0.5～0.75 m3/min，最高工作壓力70 MPa。主要技術(shù)參數(shù)如表1所示。

表1 籠式閥主要技術(shù)參數(shù)

1.2.4 密封面強(qiáng)度校核

籠式閥球形閥芯采用GCr15材質(zhì)，其抗拉強(qiáng)度為861.3 MPa、屈服強(qiáng)度為518.42 MPa；閥座采用20CrMnTi，其抗拉強(qiáng)度為1 080 MPa、屈服強(qiáng)度836 MPa。建立三維力學(xué)模型后導(dǎo)入有限元分析軟件，分別在球形閥芯密封面上部加載15、45及70 MPa壓力，受力分析結(jié)果如圖3所示。閥在密封接觸面處有應(yīng)力集中現(xiàn)象，且隨著閥體所受壓力增加而增大；密封接觸面處最大應(yīng)力為645 MPa，未超過材料的屈服強(qiáng)度836 MPa。因此籠式閥密封面強(qiáng)度滿足設(shè)計(jì)要求。

圖3 加載不同壓力時閥的應(yīng)力云圖

1.3 組合閥箱

籠式閥整體強(qiáng)度及過流性均滿足了施工需要，但仍存在偶爾卡墊的現(xiàn)象，且在停泵一段時間重新啟動時，由于低壓閥箱閥接觸面無法在靜止?fàn)顟B(tài)下達(dá)到百分之百的密封，具有慢滲透性，致使閥箱內(nèi)形成空腔，再啟動時無法運(yùn)轉(zhuǎn)，需要重新清洗閥箱及檢泵工序，嚴(yán)重影響了施工的連續(xù)性。因此液力端采用二層低壓組合閥箱[9-10]，如圖4所示。

在主閥箱和低壓砂包之間設(shè)計(jì)一個截流閥箱，在低壓端形成雙重密封，截流閥箱內(nèi)設(shè)置有與吸入孔內(nèi)低壓閥導(dǎo)流方向相同的截流閥。當(dāng)注入裝置液力端向排出孔排液時，如果吸入孔中的低壓閥被固體顆?？▔|無法關(guān)閉，高壓液流會從低壓閥通過進(jìn)入截流閥箱，在截流閥箱中被截流閥截流，防止高壓液流進(jìn)入低壓砂包中，確保了液力端的整體密封性，同時截流閥箱內(nèi)的液體也能減緩壓力對閥箱的沖擊，避免了空泵現(xiàn)象的發(fā)生[11-16]。

圖4 組合閥箱結(jié)構(gòu)示意

2 室內(nèi)及地面模擬試驗(yàn)

2.1 強(qiáng)度性能試驗(yàn)

現(xiàn)場的暫堵劑泵注壓力通常不高于35 MPa，平均單次施工周期1 h，施工總沖次數(shù)12 000次。采用脈沖試驗(yàn)臺模擬在壓力70 MPa、脈沖撞擊試驗(yàn)15 000次、單次脈沖周期5～6 s的工況下，籠式閥受力交替循環(huán)變化時，測試密封面的強(qiáng)度性能及密封可靠性[17-20]。脈沖測試結(jié)果顯示：球形閥芯表面僅有輕微磨蝕，不影響其工作性能。因此，閥密封面強(qiáng)度及密封可靠性滿足設(shè)計(jì)要求。

2.2 過流性能試驗(yàn)

在供液壓力0.3 MPa，泵壓30 MPa條件下，記錄注入裝置在不同擋位的排液情況，如表2所示。注入裝置泵注粒徑5～10 mm、質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%～15%的暫堵劑過流性能良好。設(shè)計(jì)的籠式閥過流最大間隙24 mm，通常暫堵劑顆粒在堆積通過時的最大尺寸為12 mm左右，控制閉合面為1 mm。注入裝置輸注粒徑為5、8及10 mm的暫堵劑時，過流性能滿足要求。

表2 過流性能試驗(yàn)數(shù)據(jù)

2.3 地面模擬試驗(yàn)

超大粒徑暫堵劑注入裝置地面模擬試驗(yàn)22次，采用循環(huán)加壓和單向加壓2種試驗(yàn)方式。研制試驗(yàn)籠式閥9套，改進(jìn)液力端閥箱4次，設(shè)計(jì)出獨(dú)特雙層低壓組合閥箱，進(jìn)液管匯安裝了安全泄壓閥。

表3 地面模擬試驗(yàn)數(shù)據(jù)

3 現(xiàn)場應(yīng)用

該注入裝置在普光氣田碳酸鹽巖儲層1口井、四川盆地渝西區(qū)塊1口井進(jìn)行了現(xiàn)場應(yīng)用，單段最大泵注暫堵劑量750 kg，最大顆粒粒徑8 mm，最大顆粒質(zhì)量分?jǐn)?shù)10 %，最高泵注壓力74.5 MPa，泵注成功率100 %。其中，P井設(shè)計(jì)暫堵壓裂3層，暫堵材料采用粒徑1～8 mm的顆粒暫堵劑(如表4)，施工過程中未出現(xiàn)脫砂、砂堵、設(shè)備井筒堵塞等情況。P井暫堵施工曲線如圖5所示，該井酸壓前日產(chǎn)氣14萬 m3，酸壓后日產(chǎn)氣70.4萬 m3，增產(chǎn)效果顯著。

表4 P井暫堵層段施工參數(shù)

圖5 P井暫堵施工曲線

4 結(jié)論

1) 采用近似線密封方式的籠式閥能有效提高注入裝置的過流性能，避免因密封面被卡墊而無法關(guān)閉的問題。

2) 籠式閥的設(shè)計(jì)充分考慮了沖擊力對結(jié)構(gòu)強(qiáng)度的影響，以及閥在循環(huán)交變作用力影響下的疲勞破壞安全隱患。在壓力70 MPa，脈沖撞擊15 000次，單次脈沖周期5～6 s的工況下，閥的強(qiáng)度和密封可靠。

3) 注入裝置液力端采用3層高低壓組合閥箱設(shè)計(jì)，適應(yīng)最高壓力70 MPa的泵注要求，能有效防止高壓液流進(jìn)入低壓砂包中，確保了液力端的整體密封性，避免了空泵現(xiàn)象的發(fā)生。