水平井有限級次套管滑套固井工具研制與應用

黃占盈，周文軍，陳存慧，段志鋒，吳學升

（1.長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發國家工程試驗室，西安710018；3.長慶油田分公司工程技術管理部，西安710018）①

水平井有限級次套管滑套固井工具研制與應用

黃占盈1，2，周文軍1，2，陳存慧3，段志鋒1，2，吳學升1，2

（1.長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發國家工程試驗室，西安710018；3.長慶油田分公司工程技術管理部，西安710018）①

為了實現高效分層壓裂、提高工具可靠性，需開發水平井有限級次套管滑套壓裂工具。與常規固井相比，存在現有膠塞無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。經過室內評價試驗及工具結構改進，研制了適合水平井工況的固井膠塞、碰壓短節、浮箍浮鞋等裝置。結果表明：順利完成了SP42H套管滑套固井試驗，碰壓正常，通井發現人工井底符合設計要求，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；人工井底

國內外研究表明，“水平井＋分段壓裂”是致密油藏開發的有效手段。長慶油田是典型的低壓低滲致密油藏，近年來也開展了水平井分段壓裂的技術攻關，形成了“水力噴射＋底封＋拖動管柱”的水平井壓裂模式［1-2］。但這種拖動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，借鑒國內外施工經驗，開展了自主水平井套管滑套固井試驗，以提高施工效率。但水平井套管滑套固井難度大，對工具及工藝提出了更高的要求，還需進一步研究。

1 水平井套管滑套固井難點分析

1） 有限級次套管滑套內徑變化大，對膠塞抗磨損能力要求高。

前期開展了有限級次套管滑套固井工具研制［4］，但為滿足10級多層壓裂的要求，有限級次套管滑套內徑變化更大，球座內徑為?86.8～?112.2 mm，如表1。同時，套管滑套工具還存在大的擴徑，內徑達到了145 mm，膠塞需要同時滿足套管滑套大內徑部分水泥刮削密封及小徑部分通過要求，對膠塞壓縮能力及抗磨損能力要求極其嚴格。

表1 ?139.7 mm（51/2英寸）套管滑套球及球座排列數據

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行過程中，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要求，固井膠塞碰壓頭的外徑較小。在該種運行工況下，如何優化碰壓機構，實現固井膠塞有效碰壓成為固井能否順利的關鍵。

3） 水平井固井，單流閥易失效，水泥倒灌影響后期作業。

水平井流體運行狀態具有特殊性，浮箍浮鞋［5］的閥球由于重力原因，易偏心導致單流閥失效，固井碰壓完不斷流導致水泥倒灌留水泥塞。常規水平井固井完畢后，可以采用小鉆頭鉆塞。套管滑套結構有其特殊性，鉆塞易損壞球座，影響后期壓裂。故必須對工具進行改進，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 膠塞結構初步設計

根據標準要求［6］，結合套管滑套尺寸結構，初步設計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，主要參數如表2，結構如圖1。當膠塞運行在套管內時，小膠腕起主要刮削作用，大膠碗收縮；當膠塞運行至套管大腔部分時，大膠腕伸展開，刮削大徑部分的水泥。該技術的關鍵點是，如何優化膠塞尺寸及結構，保證大膠碗及小膠腕能夠有效通過套管滑套小徑部分而不磨損。

表2 固井膠塞主要參數

圖1 膠塞結構

2.1.2 膠塞室內評價試驗

為保證膠塞應用效果，制定了膠塞評價步驟：①制作內孔為?90、?86 mm，采用機械方法將大、小膠碗分別壓過?90、?86 mm的孔；②分別將?90、?86 mm的孔短節與套管及水泥頭相連，進行水力泵送試驗，看是否能夠泵出；③將10個滑套接到一起，進行泵送試驗，看膠塞是否能泵出。

利用初次設計的膠塞進行了?90 mm過孔試驗，發現膠塞無法通過，如圖2～3。

圖2 膠碗通過嚴重擠壓

圖3 強制通過膠皮脫落

2.1.3 膠塞結構改進

通過分析，膠塞設計主要存在以下問題：①膠料過硬；②橡膠碗設計結構不合理，通過套管內徑時發生重疊與干涉；③因通過套管內徑時發生重疊與干涉，第1次通過時橡膠碗撕裂破損。

根據存在的問題，進行了針對性的改進：①對膠料配方進行調整，小膠碗硬度控制在75～80 HA，大膠碗硬度控制在65 HA左右，硬度調低后拉伸強度等性能指標有變化，強度降低，但柔韌性增加；②控制膠碗之間距離，保證膠碗通過小徑部分不重疊；③大膠碗傾角變大，通過小徑部分壓縮能力增強。如圖4～5。

圖4 小膠腕設計對比

圖5 大膠腕設計對比

2.1.4 改進后膠塞室內評價試驗

對改進后的膠塞重新組裝，按照確定的試驗步驟進行了評價試驗，試驗結果如表3，達到了設計要求。

表3 膠塞室內評價試驗結果

2.2 膠塞配套碰壓短節研制

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，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。其特點是：對中性好，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 碰壓短節示意

2.3 浮箍浮鞋改進

針對前期水平井實施過程中，閥球易磨損、不居中，彈簧易失效導致浮箍單流閥失效留水泥塞等問題，改進設計了浮箍浮鞋，如圖7。該浮箍具有以下技術特點：高硬度的鋼球避免長時間循環沖刷，確保密封斷流效果；可靠的雙彈簧、雙扶正機構，可保證單流閥居中復位，用于水平井可實現有效斷流；彈簧保護筒能有效隔離雜質，保證彈簧有效復位；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，擴大液流通道，降低壓力損失，減少壓降。

圖7 浮箍內部工具

3 現場應用

SP42井是長慶油田分公司的1口致密油評價水平井，位于安塞油田西南區域。該井采用二開井身結構，一開表套下深131 m，二開完鉆井深2 435 m，井身結構如圖8。根據儲層情況，該井采用?96.3～?112 mm六級滑套完井，可完成7段壓裂。

圖8 SP42井井身結構

該井現場固井順利，累計注入水泥65 m3，碰壓順利，具體固井施工參數如表4。

表4 SP42井固井施工參數

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

表5 SP42井壓裂施工參數

4 結論

1） 通過對膠料配方、膠塞結構等改進，研制了適合套管滑套串超大變徑的強柔韌性膠塞，室內評價試驗結果表明可以滿足固井要求。

2） 針對水平段碰壓及斷流難題，研制了配套的碰壓短節及浮箍浮鞋，現場試驗表明可實現碰壓及有效斷流。

3） 進行了套管滑套水平井固井施工，后期壓裂作業表明，形成的固井工具及固井工藝可以滿足后期壓裂要求，為該技術在油田規模推廣應用奠定了基礎。

［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研究［J］.油氣藏評價與開發，2013，3（4）：45-49.

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

［3］ 張紅運，郝尤，朱濤，等.淺談TAP lite套管滑套分層壓裂工藝在梁平1井的應用［J］.中國石油和化工標準與質量，2013（6）：141-143.

［4］ 周文軍，吳學升，黃占盈，等.套管滑套完井固井膠塞研制與應用［J］.石油礦場機械，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防［J］.石油礦場機械，2013，42（8）：66-71.

［6］ SY／T 5394—2004，固井水泥頭及常規固井膠塞［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

中國石油集團（股份）公司重大科技專項“致密氣藏開發重大工程技術研究”（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研究，E-mail：huangzhanying_cq＠petrochina.com.cn。