全自溶分段壓裂滑套的研制與應(yīng)用

楊同玉，魏 遼，李 強(qiáng)，朱和明，吳晉霞

(1.中國石化華北油氣分公司，河南 鄭州 450006；2. 中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；3.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100101；4.德州大陸架石油工程技術(shù)有限公司，山東 德州 253005)

0 引 言

低滲透致密砂巖油氣藏由于巖石致密，孔隙度和滲透率都比較低，非均質(zhì)性嚴(yán)重，開采難度大，分段壓裂技術(shù)是主要增產(chǎn)措施之一。水平井分段壓裂技術(shù)主要包括多級滑套分段壓裂技術(shù)[1-3]、橋塞分段壓裂技術(shù)、雙封隔器單卡分段壓裂技術(shù)、水力噴砂壓裂技術(shù)等[4-7]。其中，多級滑套分段壓裂技術(shù)和橋塞分段壓裂技術(shù)應(yīng)用最為廣泛，這2種工藝在實(shí)施過程中，壓裂后不能立即投產(chǎn)，為保證后期井筒的全通徑，需要進(jìn)行鉆磨作業(yè)，時(shí)間長，成本高，部分頁巖氣井甚至需帶壓作業(yè)，安全風(fēng)險(xiǎn)大。國內(nèi)外諸多研究機(jī)構(gòu)針對上述問題，通過將井下工具常用的鑄鐵材料、樹脂材料替換為全自溶合金材料[8-17]，有效解決了壓裂后的鉆磨問題，但全自溶合金材料在井內(nèi)高溫高壓環(huán)境下，接觸液體后會(huì)發(fā)生溶解，壓裂工具壽命難以滿足要求[18-20]。因此，此次研究通過對壓裂工具結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化改進(jìn)、工具表面強(qiáng)化處理等技術(shù)措施，實(shí)現(xiàn)了井下工具在液體環(huán)境中的可控溶解。

1 工藝原理

水平井裸眼多級滑套分段壓裂施工時(shí)，將若干個(gè)投球式壓裂滑套與套管一同入井，每個(gè)滑套內(nèi)預(yù)置一個(gè)全自溶球座，各球座內(nèi)徑滿足一定級差。從井口依次投入直徑由小到大的自溶憋壓球，待球體與球座配合形成密封后打開滑套，進(jìn)行后續(xù)壓裂施工。同時(shí)，憋壓球與球座之間承壓產(chǎn)生變形，球座表面防護(hù)層發(fā)生脆裂，經(jīng)過一段時(shí)間后，防護(hù)層材料軟化脫落，自溶合金基材與液體接觸開始迅速溶解，實(shí)現(xiàn)對憋壓球及球座的自行溶解(圖1)。

圖1 多級滑套分段壓裂管串示意圖

2 工藝技術(shù)

壓裂施工時(shí)，全自溶球座需要滿足防腐、壓裂流體的沖蝕磨損、壓裂結(jié)束后迅速溶解的要求，因此，對球座進(jìn)行了表面強(qiáng)化和結(jié)構(gòu)優(yōu)化。

2.1 球座表面強(qiáng)化

球座表面強(qiáng)化主要針對不與滑套的內(nèi)套接觸的表面進(jìn)行強(qiáng)化，兩者的接觸面不進(jìn)行強(qiáng)化處理。表面強(qiáng)化工藝為：對以鎂鋁合金為基材的球座進(jìn)行表面微弧氧化，形成一層Al2O3致密中間層，并在此基礎(chǔ)上采用等離子噴涂方法對球座進(jìn)行耐磨涂層處理，該涂層材料采用碳化鎢或者碳氮化鎢，噴涂完成后，利用耐高溫環(huán)氧樹脂或者聚四氟乙烯等材料，對耐磨涂層的表面微孔隙進(jìn)行封孔，使其表面更加致密，形成具有防腐、耐磨等雙重功能的保護(hù)層，厚度約為200～300 μm。當(dāng)滑套入井與液體接觸時(shí)，球座基材在外部涂層的保護(hù)下不發(fā)生腐蝕。投入憋壓球之后，施加一定壓力，球座體產(chǎn)生變形，由于球座基材與涂層材料楊氏模量差別較大，導(dǎo)致受壓變形不一致，涂層發(fā)生破裂，基材與液體接觸而迅速發(fā)生腐蝕。

2.2 球座結(jié)構(gòu)優(yōu)化

為避免球座的表面強(qiáng)化層偶爾未能及時(shí)破裂，球座未能充分溶解的情況，作為另一種保險(xiǎn)措施，對球座與滑套的內(nèi)套相接觸的面沒有進(jìn)行強(qiáng)化處理。同時(shí)，為了避免球座在壓裂施工開始時(shí)，液體從球座和內(nèi)套的接觸面滲入，導(dǎo)致球座過早發(fā)生溶解，對球座結(jié)構(gòu)進(jìn)行了優(yōu)化：一是在球座(未強(qiáng)化處理面)與內(nèi)套接觸面的上、下方增加耐高溫高壓密封圈，二是增加預(yù)應(yīng)力剪釘(圖2)?，F(xiàn)場施工過程中，當(dāng)滑套入井后，球座在涂層及球座外側(cè)密封裝置保護(hù)下不發(fā)生腐蝕；壓裂施工開始時(shí)，從地面投入全自溶憋壓球，并與球座形成密封，管內(nèi)加壓15～20 MPa，剪斷預(yù)應(yīng)力剪釘，球座下移，內(nèi)套下行，滑套打開并進(jìn)行壓裂。此時(shí)，球座與內(nèi)套之間的下部密封圈失效，球座的未強(qiáng)化處理面與井內(nèi)液體接觸，發(fā)生自溶解，同時(shí)，球座強(qiáng)化層破裂，球座的強(qiáng)化處理面開始溶解，全自溶憋壓球也發(fā)生溶解，實(shí)現(xiàn)滑套的全通徑。

圖2 全自溶球座式滑套結(jié)構(gòu)示意圖

2.3 工具參數(shù)

全自溶分段壓裂滑套包括Φ114.3 mm和Φ139.7mm 2種規(guī)格，承壓能力為70 MPa，球座級差為3.175 mm，球體溶解時(shí)間為3～5 d，球座溶解時(shí)間為30 d；2種規(guī)格的滑套長度分別為960、1 200 mm，球座溶解后的內(nèi)徑分別為98、121 mm。

3 性能實(shí)驗(yàn)

3.1 球座表面強(qiáng)化涂層耐沖蝕性能實(shí)驗(yàn)

設(shè)計(jì)相關(guān)實(shí)驗(yàn)裝置，模擬壓裂工況，對滑套表面強(qiáng)化涂層進(jìn)行耐沖蝕性能測試。測試排量為6 m3/min，壓裂液砂比為30%，循環(huán)沖蝕時(shí)間為32 h。選取涂層A、涂層B(上文所述涂層)以及不加涂層的3組工具進(jìn)行對比測試(圖3)。

由圖3可知，無涂層球座和涂層A球座在沖蝕32 h后，球座沖蝕磨損較為嚴(yán)重，球座密封面已完全破壞，不具備承壓密封能力，涂層B球座表面未發(fā)生涂層大面積剝落、基材沖蝕損壞等情況，且球座密封面保存完好，表明涂層B具有較好的耐沖蝕性能。

圖3 全自溶球座表面涂層沖蝕前后對比分析(左圖為沖蝕前，右圖為沖蝕后)

3.2 球座溶解性能測試

加工一套外徑為105 mm、內(nèi)徑為50 mm的全自溶球座，然后放入鋼套中(圖4)，目的是使球座溶蝕時(shí)只溶解內(nèi)徑部分和上下面，而不溶解外徑部分，與球座在井底施工工況保持一致。將球座實(shí)驗(yàn)裝置放入93 ℃的3% KCl溶液中，觀察球座溶解情況(圖4)。由圖4可知：24 h之內(nèi)，球座高度基本沒有變化，但內(nèi)徑慢慢增大；隨腐蝕時(shí)間延長，球座高度減小，內(nèi)徑增大；經(jīng)過336 h腐蝕后，球座絕大部分已溶解，球座從鋼套中脫落。球座溶解性能滿足壓裂時(shí)間要求。

圖4 球座溶解形態(tài)變化及溶解曲線

4 現(xiàn)場應(yīng)用

2018年6月在杭錦旗氣田JPH-××井進(jìn)行了全自溶分段壓裂工具現(xiàn)場施工。該井完鉆井深為3 641 m，Φ152.4 mm裸眼水平段總長度為871 m，壓裂管柱結(jié)構(gòu)如圖5所示。共分7段進(jìn)行壓裂施工，其中，在上部下入2套全自溶滑套。管柱在井內(nèi)靜置時(shí)間長達(dá)48 d，入井總液量為605.4 m3，總砂量為64.0 m3，平均砂比均超過了21.0%(表1)。

由表1可知，第6段和第7段的全自溶滑套成功打開，說明該段滑套內(nèi)的全自溶球座經(jīng)受住了全井段壓裂施工的沖蝕磨損考驗(yàn)，以及井內(nèi)環(huán)境對球座的長時(shí)間溶蝕影響，球座表面的強(qiáng)化涂層起到了重要作用。

圖5 全自溶滑套現(xiàn)場施工管柱示意圖

2018年8月30日，該井壓裂施工后約92 d，采用連續(xù)油管作業(yè)機(jī)下入一趟磨銑管柱，探至第7級(2 860 m)和第6級(2 975 m)自溶滑套處均未遇阻，表明該處滑套憋壓球及球座均已完全溶解。全自溶滑套壓裂工具成功實(shí)現(xiàn)了入井長時(shí)間靜置后順利開啟，并滿足了大規(guī)模壓裂施工過程中的沖蝕工況，壓裂后充分溶解，形成了滑套內(nèi)全通徑。

表1 全自溶滑套現(xiàn)場壓裂施工數(shù)據(jù)

5 結(jié) 論

(1) 通過球座結(jié)構(gòu)優(yōu)化和表面涂層強(qiáng)化，實(shí)現(xiàn)了全自溶分段壓裂滑套入井后球座不溶解，壓裂后迅速溶解的自控溶解目的，有效解決了常規(guī)多級滑套壓裂后無法實(shí)現(xiàn)全通徑的問題，為致密油氣藏儲(chǔ)層改造提供了新的方式，降低了施工風(fēng)險(xiǎn)和成本，提高了作業(yè)效率。

(2) 多級滑套配套全自溶球座可滿足壓裂現(xiàn)場施工需求，下一步將繼續(xù)深化研究涂層材料，提高球座在不同井況下的適應(yīng)性。