黃占盈，周文軍，陳存慧，段志鋒，吳學(xué)升

（1.長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院，西安710018；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程試驗(yàn)室，西安710018；3.長(zhǎng)慶油田分公司工程技術(shù)管理部，西安710018）①

水平井有限級(jí)次套管滑套固井工具研制與應(yīng)用

黃占盈1，2，周文軍1，2，陳存慧3，段志鋒1，2，吳學(xué)升1，2

（1.長(zhǎng)慶油田分公司油氣工藝研究院，西安710018；2.低滲透油氣田勘探開(kāi)發(fā)國(guó)家工程試驗(yàn)室，西安710018；3.長(zhǎng)慶油田分公司工程技術(shù)管理部，西安710018）①

為了實(shí)現(xiàn)高效分層壓裂、提高工具可靠性，需開(kāi)發(fā)水平井有限級(jí)次套管滑套壓裂工具。與常規(guī)固井相比，存在現(xiàn)有膠塞無(wú)法滿足超大變徑條件下水泥封隔、水平段難以有效碰壓及單流閥斷流等難題。經(jīng)過(guò)室內(nèi)評(píng)價(jià)試驗(yàn)及工具結(jié)構(gòu)改進(jìn)，研制了適合水平井工況的固井膠塞、碰壓短節(jié)、浮箍浮鞋等裝置。結(jié)果表明：順利完成了SP42H套管滑套固井試驗(yàn)，碰壓正常，通井發(fā)現(xiàn)人工井底符合設(shè)計(jì)要求，后期壓裂施工順利，可以滿足水平井套管滑套固井要求。

水平井；套管滑套；固井膠塞；碰壓短節(jié)；人工井底

國(guó)內(nèi)外研究表明，“水平井＋分段壓裂”是致密油藏開(kāi)發(fā)的有效手段。長(zhǎng)慶油田是典型的低壓低滲致密油藏，近年來(lái)也開(kāi)展了水平井分段壓裂的技術(shù)攻關(guān)，形成了“水力噴射＋底封＋拖動(dòng)管柱”的水平井壓裂模式［1-2］。但這種拖動(dòng)管柱壓裂模式受制于封隔器及水力噴射噴嘴壽命［3］，需要多次起下管柱才能完成1口水平井，施工效率較低。為探索提高油田水平井施工效率的新模式，借鑒國(guó)內(nèi)外施工經(jīng)驗(yàn)，開(kāi)展了自主水平井套管滑套固井試驗(yàn)，以提高施工效率。但水平井套管滑套固井難度大，對(duì)工具及工藝提出了更高的要求，還需進(jìn)一步研究。

1 水平井套管滑套固井難點(diǎn)分析

1） 有限級(jí)次套管滑套內(nèi)徑變化大，對(duì)膠塞抗磨損能力要求高。

前期開(kāi)展了有限級(jí)次套管滑套固井工具研制［4］，但為滿足10級(jí)多層壓裂的要求，有限級(jí)次套管滑套內(nèi)徑變化更大，球座內(nèi)徑為?86.8～?112.2 mm，如表1。同時(shí)，套管滑套工具還存在大的擴(kuò)徑，內(nèi)徑達(dá)到了145 mm，膠塞需要同時(shí)滿足套管滑套大內(nèi)徑部分水泥刮削密封及小徑部分通過(guò)要求，對(duì)膠塞壓縮能力及抗磨損能力要求極其嚴(yán)格。

表1 ?139.7 mm（51/2英寸）套管滑套球及球座排列數(shù)據(jù)

2） 水平井固井膠塞不居中，碰壓難度大。

水平井固井膠塞在運(yùn)行過(guò)程中，由于水平段重力作用，膠塞居中度差；而為滿足套管滑套工具小徑部位防卡通過(guò)要求，固井膠塞碰壓頭的外徑較小。在該種運(yùn)行工況下，如何優(yōu)化碰壓機(jī)構(gòu)，實(shí)現(xiàn)固井膠塞有效碰壓成為固井能否順利的關(guān)鍵。

3） 水平井固井，單流閥易失效，水泥倒灌影響后期作業(yè)。

水平井流體運(yùn)行狀態(tài)具有特殊性，浮箍浮鞋［5］的閥球由于重力原因，易偏心導(dǎo)致單流閥失效，固井碰壓完不斷流導(dǎo)致水泥倒灌留水泥塞。常規(guī)水平井固井完畢后，可以采用小鉆頭鉆塞。套管滑套結(jié)構(gòu)有其特殊性，鉆塞易損壞球座，影響后期壓裂。故必須對(duì)工具進(jìn)行改進(jìn)，提高可靠性，保證100%成功率。

2 套管滑套配套工具研制

2.1 套管滑套固井膠塞研制

2.1.1 膠塞結(jié)構(gòu)初步設(shè)計(jì)

根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)要求［6］，結(jié)合套管滑套尺寸結(jié)構(gòu)，初步設(shè)計(jì)了套管滑套固井膠塞。該工具采用“大—小—大—小—大—小”的方式排列，主要參數(shù)如表2，結(jié)構(gòu)如圖1。當(dāng)膠塞運(yùn)行在套管內(nèi)時(shí)，小膠腕起主要刮削作用，大膠碗收縮；當(dāng)膠塞運(yùn)行至套管大腔部分時(shí)，大膠腕伸展開(kāi)，刮削大徑部分的水泥。該技術(shù)的關(guān)鍵點(diǎn)是，如何優(yōu)化膠塞尺寸及結(jié)構(gòu)，保證大膠碗及小膠腕能夠有效通過(guò)套管滑套小徑部分而不磨損。

表2 固井膠塞主要參數(shù)

圖1 膠塞結(jié)構(gòu)

2.1.2 膠塞室內(nèi)評(píng)價(jià)試驗(yàn)

為保證膠塞應(yīng)用效果，制定了膠塞評(píng)價(jià)步驟：①制作內(nèi)孔為?90、?86 mm，采用機(jī)械方法將大、小膠碗分別壓過(guò)?90、?86 mm的孔；②分別將?90、?86 mm的孔短節(jié)與套管及水泥頭相連，進(jìn)行水力泵送試驗(yàn)，看是否能夠泵出；③將10個(gè)滑套接到一起，進(jìn)行泵送試驗(yàn)，看膠塞是否能泵出。

利用初次設(shè)計(jì)的膠塞進(jìn)行了?90 mm過(guò)孔試驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)膠塞無(wú)法通過(guò)，如圖2～3。

圖2 膠碗通過(guò)嚴(yán)重?cái)D壓

圖3 強(qiáng)制通過(guò)膠皮脫落

2.1.3 膠塞結(jié)構(gòu)改進(jìn)

通過(guò)分析，膠塞設(shè)計(jì)主要存在以下問(wèn)題：①膠料過(guò)硬；②橡膠碗設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)不合理，通過(guò)套管內(nèi)徑時(shí)發(fā)生重疊與干涉；③因通過(guò)套管內(nèi)徑時(shí)發(fā)生重疊與干涉，第1次通過(guò)時(shí)橡膠碗撕裂破損。

根據(jù)存在的問(wèn)題，進(jìn)行了針對(duì)性的改進(jìn)：①對(duì)膠料配方進(jìn)行調(diào)整，小膠碗硬度控制在75～80 HA，大膠碗硬度控制在65 HA左右，硬度調(diào)低后拉伸強(qiáng)度等性能指標(biāo)有變化，強(qiáng)度降低，但柔韌性增加；②控制膠碗之間距離，保證膠碗通過(guò)小徑部分不重疊；③大膠碗傾角變大，通過(guò)小徑部分壓縮能力增強(qiáng)。如圖4～5。

圖4 小膠腕設(shè)計(jì)對(duì)比

圖5 大膠腕設(shè)計(jì)對(duì)比

2.1.4 改進(jìn)后膠塞室內(nèi)評(píng)價(jià)試驗(yàn)

對(duì)改進(jìn)后的膠塞重新組裝，按照確定的試驗(yàn)步驟進(jìn)行了評(píng)價(jià)試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果如表3，達(dá)到了設(shè)計(jì)要求。

表3 膠塞室內(nèi)評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果

2.2 膠塞配套碰壓短節(jié)研制

由于是水平工況，且組合膠塞正向承壓能力有限，碰壓后水泥車顯示不明顯，為了判斷替量到位，研制了碰壓短節(jié)，如圖6。該工具與組合膠塞配套，完成碰壓，并在碰壓后自鎖，起到輔助斷流的目的。其特點(diǎn)是：對(duì)中性好，碰壓可靠；與膠塞碰壓頭配合后密封性能好，具有自鎖功能，在一定程度上可起到斷流的效果，提高了整套工具施工的安全性。

圖6 碰壓短節(jié)示意

2.3 浮箍浮鞋改進(jìn)

針對(duì)前期水平井實(shí)施過(guò)程中，閥球易磨損、不居中，彈簧易失效導(dǎo)致浮箍單流閥失效留水泥塞等問(wèn)題，改進(jìn)設(shè)計(jì)了浮箍浮鞋，如圖7。該浮箍具有以下技術(shù)特點(diǎn)：高硬度的鋼球避免長(zhǎng)時(shí)間循環(huán)沖刷，確保密封斷流效果；可靠的雙彈簧、雙扶正機(jī)構(gòu)，可保證單流閥居中復(fù)位，用于水平井可實(shí)現(xiàn)有效斷流；彈簧保護(hù)筒能有效隔離雜質(zhì)，保證彈簧有效復(fù)位；閥球限位避免彈簧疲勞失效，球座及橡膠密封可有效地防止水泥漿泄漏；增大擋板的液流孔徑，擴(kuò)大液流通道，降低壓力損失，減少壓降。

圖7 浮箍?jī)?nèi)部工具

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

SP42井是長(zhǎng)慶油田分公司的1口致密油評(píng)價(jià)水平井，位于安塞油田西南區(qū)域。該井采用二開(kāi)井身結(jié)構(gòu)，一開(kāi)表套下深131 m，二開(kāi)完鉆井深2 435 m，井身結(jié)構(gòu)如圖8。根據(jù)儲(chǔ)層情況，該井采用?96.3～?112 mm六級(jí)滑套完井，可完成7段壓裂。

圖8 SP42井井身結(jié)構(gòu)

該井現(xiàn)場(chǎng)固井順利，累計(jì)注入水泥65 m3，碰壓順利，具體固井施工參數(shù)如表4。

表4 SP42井固井施工參數(shù)

該井固井候凝完后，采用油管＋?115 mm通井規(guī)通至第1個(gè)滑套位置以上5 m，然后采用油管＋?95 mm通井規(guī)通至井底阻位以上2.5 m，表明固井工具質(zhì)量可靠，未留水泥塞。后期壓裂施工壓力表明，層間封隔可靠，固井質(zhì)量滿足壓裂要求，如表5。

表5 SP42井壓裂施工參數(shù)

4 結(jié)論

1） 通過(guò)對(duì)膠料配方、膠塞結(jié)構(gòu)等改進(jìn)，研制了適合套管滑套串超大變徑的強(qiáng)柔韌性膠塞，室內(nèi)評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果表明可以滿足固井要求。

2） 針對(duì)水平段碰壓及斷流難題，研制了配套的碰壓短節(jié)及浮箍浮鞋，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明可實(shí)現(xiàn)碰壓及有效斷流。

3） 進(jìn)行了套管滑套水平井固井施工，后期壓裂作業(yè)表明，形成的固井工具及固井工藝可以滿足后期壓裂要求，為該技術(shù)在油田規(guī)模推廣應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。

［1］ 張軍鋒，景小龍，孫成，等.安塞油田水平井水力噴射分段壓裂技術(shù)研究［J］.油氣藏評(píng)價(jià)與開(kāi)發(fā)，2013，3（4）：45-49.

［2］ 儲(chǔ)小三，吳晉軍，段鵬輝，等.水平井水力噴射與小直徑封隔器聯(lián)作壓裂技術(shù)在長(zhǎng)慶低滲油田中的應(yīng)用［J］.石油鉆采工藝，2012，34（6）：73-76.

［3］ 張紅運(yùn)，郝尤，朱濤，等.淺談TAP lite套管滑套分層壓裂工藝在梁平1井的應(yīng)用［J］.中國(guó)石油和化工標(biāo)準(zhǔn)與質(zhì)量，2013（6）：141-143.

［4］ 周文軍，吳學(xué)升，黃占盈，等.套管滑套完井固井膠塞研制與應(yīng)用［J］.石油礦場(chǎng)機(jī)械，2012，41（12）：48-51.

［5］ 朱和明，吳晉霞，郭朝輝，等.浮箍和浮鞋失效原因分析及預(yù)防［J］.石油礦場(chǎng)機(jī)械，2013，42（8）：66-71.

［6］ SY／T 5394—2004，固井水泥頭及常規(guī)固井膠塞［S］.

Development and Application of Finite Series Casing Sliding Sleeve Cementing Tools in Horizontal Wells

HUANG Zhan-ying1，2，ZHOU Wen-jun1，2，CHEN Cun-hui3，DUAN Zhi-feng1，2，WU Xue-sheng1，2
（1.Oil and Gas Technology Research Institute，Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China；2.National Engineering Laboratory of Tight Oil and Gas Field Exploration and Development，Xi’an 710018，China；3.Engineering Technology Management Department，Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China）

Finite series casing sliding sleeve fracturing tools in horizontal wells were designed to achieve efficient separate layer fracturing and improve the reliability of tool.Compared with the conventional cementing process，the inner diameter of casing sliding sleeve’s tool string changes varied.Available cementing plug cannot satisfied the cement demand，which was hard to achieve effective bump-pressure and cut-off of non-return valve.After more than 100 times laboratory evaluation test and structural improvement，cementing plug，bump-pressure nipple，float collar and floating shoe were designed for horizontal wells condition.The laboratory test shows that they can satisfy the cement demand of horizontal well casing sliding sleeve.Casing sliding sleeve cementing of SP42H well was completed smoothly in August 2013.The bump-pressure is normal.Drifting result shows that artificial bottom wells meets the design requirement.Fracturing is successfully operated.It can indicate that casing sliding sleeve cementing has achieved initial success.

horizontal wells；casing sliding sleeve；cementing plug；bump-pressure nipple；artificial bottom wells

TE925.3

B

10.3969／j.issn.1001-3842.2014.07.014

1001-3482（2014）07-0055-04

2014-01-15

中國(guó)石油集團(tuán)（股份）公司重大科技專項(xiàng)“致密氣藏開(kāi)發(fā)重大工程技術(shù)研究”（2010E-2303）

黃占盈（1981-），男，河南西峽人，工程師，碩士，主要從事油氣田鉆完井工藝技術(shù)研究，E-mail：huangzhanying_cq＠petrochina.com.cn。