大慶油田套損井大規(guī)模壓裂工藝及配套工具

劉昕 祝紹功 李博睿 王靜 于喆 張宏巖

1.中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院；2.中國石油大慶油田有限責任公司第五采油廠第一油礦九區(qū)三隊

大慶油田累計套損井近萬口，套損率為15.4%。在壓裂選井難度越來越大、可選壓裂井層越來越少的情況下，套損井由于壓裂程度低、剩余油相對富集，反而成為了地質條件較好的壓裂潛力井。初步調查，目前有883口套損井具有較大的壓裂地質潛力，其中套管內徑在?108 mm以上的井占比40%，而?104 mm以上的井占比70%。

2006年，大慶油田探索過套損井壓裂技術，取得了一定的效果。但現存套損井中，套損點位于油層部位以上的井占比67%。這些井補貼或整形后通徑變小，壓裂分層工具的選擇及起下難度增大。因此，現有套損井壓裂工藝出現不適應性：施工層數受限，單井施工1～2層，無法滿足多級壓裂（單趟管柱3層以上）的需求；技術未形成系列化，現有套損井壓裂技術只能壓裂套管內徑?108 mm（約占40%）以上的井，而對于套管內徑?104～108 mm（約占30%）區(qū)間的井無法壓裂；砂量受限，單井砂量30 m3，無法滿足大規(guī)模壓裂需求；小直徑雙封上提工藝管柱無配套防噴措施，現已無法應用［1-2］。

新疆吐哈油田提到的單壓方式，可滿足通徑大于?105 mm套損井壓裂［3］。盡管施工排量達到5 m3/min，砂量37 m3，但只能施工一層。文獻中采用雙封壓裂工藝，封隔器外徑為?100 mm，但管柱無錨定結構，當施工規(guī)模增大時，管柱產生強烈振動可能導致封隔器失效，最多施工2層，而且無配套防噴工藝［4］； 大慶油田的全通徑壓裂技術雖可實現無限級壓裂，但由于封隔器結構復雜，無法將工具外徑縮至?104 mm以下，不能用于套損井［5］。

為了有效動用套損井地質儲量、滿足水驅精細挖潛的需求，開展了套損井大規(guī)模壓裂工藝技術研究。設計了小直徑擴張式封隔器，解決了其在大形變下密封失效的難題，確保封隔器安全通過套損點，單趟管柱施工層數至少為5層；優(yōu)化設計了小直徑噴砂器，外徑縮至?98 mm，提升工藝施工覆蓋率至70%；設計了新型錨定器，解決了管柱施工蠕動失穩(wěn)問題；設計了防噴封隔器，解決了雙封壓裂工藝在套損井施工時的環(huán)保問題。

1 小直徑封隔器的研制

套損點內徑小，限制了封隔器外徑，進而限制了膠筒外徑。與常規(guī)封隔器相比較，同樣的封隔內徑?124 mm套管，小直徑封隔器膠筒必然產生更大的形變。在同樣實驗條件下，封隔器結構、壁厚和材質均相同時，?100 mm封隔器鋼體承壓后向外鼓脹，而?105 mm封隔器鋼體承壓后經測量無變化，如圖1所示。實驗結果表明，封隔器外徑越小，鋼體將承受越大的由膠筒產生的應力，導致超越屈服強度而損壞。因此有必要對膠筒進行力學行為分析。

圖1 ?100 mm（發(fā)黑處理）和?105 mm（未發(fā)黑處理）封隔器實驗后對比Fig. 1 Comparison between ?100 mm packer and ?105 mm packer after the experiment

練章華等學者對外徑?114 mm，長度200 mm的膠筒進行了應力分析［6］，但膠筒肩部角度、膠筒長度對應力變化也有直接關系。套損井分注封隔器的結構雖可以借鑒，但其技術指標無法滿足壓裂施工［7］。因此，采用SOLIDWORKS有限元分析軟件，應用二階非線性Mooney-Rivilin模型，對外徑?95 mm，內徑?61 mm的膠筒4種肩部角度（范圍30°～60°）進行應力模擬分析，壓強載荷 30 MPa，初步得到角度與應力的對應關系（表1）。由表1可知，在50°時出現拐點，最小的應力極值為507.8 MPa。

表1 角度-應力對應關系Table 1 Angle-stress relationship

對4種膠筒長度參數進行應力模擬分析，壓強載荷30 MPa，初步得到長度與應力的對應關系，如表2所示，在長度為550 mm時出現拐點，最小的應力極值為409.7 MPa。該結果的應力圖解如圖2所示，其最大應力點出現在鋼體端部與膠筒肩部接觸的部位。降低該處應力可提升封隔器的安全性。因此，最終確定封隔器膠筒參數為，肩部角度50°，長度550 mm。另外，膠筒承壓時，末端位移最大為128.1 mm。在壓裂施工時，如遇壓力頻繁波動，會使導致膠筒疲勞損壞。而膠筒兩端采用固定約束后，應力降低30 MPa。因此，封隔器結構采用雙側固定。

表2 長度-應力對應關系Table 2 Length-stress relationship

圖2 30 MPa、 550 mm膠筒擴張應力圖解Fig. 2 Expandable stress of rubber cylinder (30 MPa, 550 mm)

根據模擬結果確定的參數，試制樣品（肩部角度50°，長度550 mm），并通過油浸試驗，檢驗封隔器耐溫承壓及耐疲勞性能。在120 ℃柴油中浸泡16 h后，承壓50 MPa實驗條件下，反復坐解封8次，每次穩(wěn)壓20 min，測量膠筒變形量符合要求，鋼體無變形。

2 小直徑噴砂器研制

優(yōu)化壁厚是縮減工具尺寸的有效手段，但是壁厚變薄帶來的問題是耐磨能力、強度的降低。因此，應用以材料力學為依據的自編軟件對關鍵部件的尺寸進行優(yōu)化調整。原噴砂器結構抗內壓強度為90.39 MPa，小直徑噴砂器抗內壓強度降至74.76 MPa。以設計施工壓力50 MPa為例，計算安全系數約為1.5，能夠在保證安全強度、耐磨能力前提下，滿足施工需求。

節(jié)流嘴采用分體式設計，內嵌合金，如圖3所示，能夠最大限度減少高流速攜砂液對工具的磨蝕，確保形成節(jié)流壓差，使封隔器穩(wěn)定坐封。該節(jié)流嘴有多種內徑尺寸（25～40 mm），能夠根據設計施工排量進行選擇，這有利于減少壓裂液壓力損失，使更多能量作用于地層；還可部分回收，重新利用，可降低加工成本，縮短加工周期。最終噴砂器外徑縮至?98 mm，能夠對套管內徑大于?104 mm的套損井進行施工，工藝覆蓋率提升至70%。

圖3 噴砂器原、新節(jié)流嘴對比Fig. 3 Comparison between original and new flow mouths of sand blower

3 錨定工具研制

現有錨定器外徑?114 mm，無法下過套損點，不能有效防止管柱在施工時發(fā)生蠕動。如果以原結構為基礎，設計小直徑錨定器，則錨爪伸長量過大，會導致錯位而不回收，使管柱產生遇卡風險。因此設計了新型過套損點錨定器，如圖4所示。該工具通過油管加壓，推動活塞上行使卡瓦片張開，錨定套管，確保管柱施工時穩(wěn)定。卸壓后，由于卡瓦牙角度設計及箍簧回復力輔助，通過上提回收，解封錨定工具。經室內實驗，該工具能夠完成套管內錨定，且回收動作順利。

圖4 錨定器Fig. 4 Anchor

4 雙功能防噴封隔器研制

雙封上提壓裂工藝原理是單層壓裂施工后，上提管柱施工下一目的層。上提過程中，井筒壓力高于油管壓力，因此部分壓裂液從油管噴出，流到地面，污染環(huán)境。如果該工藝不能實現環(huán)保施工，則無法應用于現場。因此，針對套損井壓裂施工，研制了雙功能防噴封隔器，如圖5所示，它既能起到封隔油層的作用，又能實現防噴功能。該工具的工作原理為：通過油管加壓，中心管帶動活塞下行推開密封片（圖中狀態(tài)）；隨著壓力升高，中心管繼續(xù)下行推動錐體壓縮膠筒坐封。施工結束后，封隔器初步解封，露出反循環(huán)沖砂通道；上提管柱，中心管上行，密封片關閉（立起與圖中垂直），此時無液體通過密封片（承壓25 MPa）從油管中流出 ；繼續(xù)上提，完全解封可對下一層目標層段進行壓裂施工。

圖5 防噴封隔器Fig. 5 Blowout preventing packer

5 現場試驗

將2支?100 mm封隔器分別與同一支噴砂器的首尾相連，形成套損井雙封上提壓裂管柱。利用雙封壓裂工藝分別對3口井進行了現場試驗。其中套管最小內徑?104 mm，最大施工排量3.5 m3/min，單井最多施工5層，單井最大砂量289 m3，初步實現了套損井多級大規(guī)模壓裂施工。

另外，針對內徑?108 mm以上套損井，建議選擇內徑?105 mm以上封隔器，能夠降低封隔器鋼體鼓脹、遇卡風險，形成系列化工藝管柱。見表3。

表3 系列化封隔器選用表Table 3 Selection list of serial packers

6 結論

（1）套損井大規(guī)模壓裂工藝技術指標為耐溫度120 ℃、承壓差50 MPa，可針對內徑?104 mm以上套管進行5層多級壓裂。

（2）工藝配套工具包括小直徑噴砂器，其最大過砂量289 m3；錨定工具能有效防止封隔器因蠕動導致損壞，且能夠順利回收；防噴封隔器能夠有效封隔目的層，且施工結束上提管柱過程中，無壓裂液流出，滿足環(huán)保施工要求。

（3）該工藝實現了系列化，可針對不同井徑（104～124 mm）套損井進行多級壓裂，有效降低風險，為大慶油田后期開發(fā)提供技術支撐。