全自溶分段压裂滑套的研制与应用

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1、全自溶分段压裂滑套的研制与应用杨同玉;魏辽;李强;朱和明;吴晋霞【摘要】针对常规水平井裸眼多级滑套压裂管柱不能实现压裂后管内全通径,后期 储层二次改造、封堵底水、单段测试等作业受到限制等问题,开展了全自溶合金材 料在分段压裂工具中的应用研究.通过球座结构优化和表面涂层强化,实现滑套入井 后球座不溶解,压裂后迅速溶解的目的.经排量为6 m3/min 、压裂液砂比为30 、 循环时间为32 h的冲蚀实验表明，球座仍具备承压70 MPa的能力.在杭锦旗气田 的压裂井中开展了现场应用，成功实现了入井静置48 d后顺利开启,并满足了压裂 施工过程中的大排量冲蚀要求，压裂后球及球座在地层环境下溶解，滑套内

2、形成了全 通径.全自溶分段压裂滑套的研制与应用为优化压裂工艺、提升施工效率提出了解 决思路，具有重要的指导意义.【期刊名称】特种油气藏【年(卷)，期】2019(026)003【总页数】5页(P153-157)【关键词】可控溶解;全自溶滑套;全自溶合金材料;分段压裂;全通径;杭锦旗气田【作者】杨同玉;魏辽;李强;朱和明;吴晋霞【作者单位】中国石化华北油气分公司，河南郑州 450006;中国石化石油工程技术 研究院，北京 100101;页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101; 德州大陆架石油工程技术有限公司，山东德州 253005;中国石化石油工程技术研究 院，北京 1001

3、01;页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100101;中国石化石油工程技术研究院,北京 100101;页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,北京 100101【正文语种】中文【中图分类】TE9340引言低渗透致密砂岩油气藏由于岩石致密，孔隙度和渗透率都比较低，非均质性严重， 开采难度大，分段压裂技术是主要增产措施之一。水平井分段压裂技术主要包括多 级滑套分段压裂技术1-3、桥塞分段压裂技术、双封隔器单卡分段压裂技术、水 力喷砂压裂技术等4-7。其中，多级滑套分段压裂技术和桥塞分段压裂技术应用 最为广泛，这2种工艺在实施过程中，压裂后不能立即投产，为保证后期井筒的 全通径，需要

4、进行钻磨作业，时间长，成本高，部分页岩气井甚至需带压作业，安 全风险大。国内外诸多研究机构针对上述问题，通过将井下工具常用的铸铁材料、 树脂材料替换为全自溶合金材料8-17，有效解决了压裂后的钻磨问题，但全自溶 合金材料在井内高温高压环境下，接触液体后会发生溶解，压裂工具寿命难以满足 要求18-20。因此，此次研究通过对压裂工具结构进行优化改进、工具表面强化 处理等技术措施，实现了井下工具在液体环境中的可控溶解。1 工艺原理水平井裸眼多级滑套分段压裂施工时，将若干个投球式压裂滑套与套管一同入井， 每个滑套内预置一个全自溶球座，各球座内径满足一定级差。从井口依次投入直径 由小到大的自溶憋压球，待

5、球体与球座配合形成密封后打开滑套，进行后续压裂施 工。同时，憋压球与球座之间承压产生变形，球座表面防护层发生脆裂，经过一段 时间后，防护层材料软化脱落，自溶合金基材与液体接触开始迅速溶解，实现对憋 压球及球座的自行溶解（图1）。图1 多级滑套分段压裂管串示意图2 工艺技术 压裂施工时，全自溶球座需要满足防腐、压裂流体的冲蚀磨损、压裂结束后迅速溶 解的要求，因此，对球座进行了表面强化和结构优化。2.1 球座表面强化 球座表面强化主要针对不与滑套的内套接触的表面进行强化，两者的接触面不进行 强化处理。表面强化工艺为：对以镁铝合金为基材的球座进行表面微弧氧化，形成 层AI2O3致密中间层，并在此基础

6、上采用等离子喷涂方法对球座进行耐磨涂层 处理，该涂层材料采用碳化钨或者碳氮化钨，喷涂完成后，利用耐高温环氧树脂或 者聚四氟乙烯等材料，对耐磨涂层的表面微孔隙进行封孔，使其表面更加致密，形 成具有防腐、耐磨等双重功能的保护层，厚度约为200-300 pm。当滑套入井与 液体接触时，球座基材在外部涂层的保护下不发生腐蚀。投入憋压球之后，施加 定压力，球座体产生变形，由于球座基材与涂层材料杨氏模量差别较大，导致受压 变形不致，涂层发生破裂，基材与液体接触而迅速发生腐蚀。2.2 球座结构优化 为避免球座的表面强化层偶尔未能及时破裂，球座未能充分溶解的情况，作为另 种保险措施，对球座与滑套的内套相接触的

7、面没有进行强化处理。同时，为了避免 球座在压裂施工开始时，液体从球座和内套的接触面渗入，导致球座过早发生溶解， 对球座结构进行了优化：是在球座（未强化处理面）与内套接触面的上、下方增加 耐高温高压密封圈，二是增加预应力剪钉（图 2）。现场施工过程中，当滑套入井后， 球座在涂层及球座外侧密封装置保护下不发生腐蚀；压裂施工开始时，从地面投入 全自溶憋压球，并与球座形成密封，管内加压15-20 MPa ,剪断预应力剪钉， 球座下移，内套下行，滑套打开并进行压裂。此时，球座与内套之间的下部密封圈 失效，球座的未强化处理面与井内液体接触，发生自溶解，同时，球座强化层破裂， 球座的强化处理面开始溶解，全自

8、溶憋压球也发生溶解，实现滑套的全通径。图2 全自溶球座式滑套结构示意图2.3 工具参数全自溶分段压裂滑套包括0114.3 mm和0139.7mm 2种规格，承压能力为70 MPa，球座级差为3.175 mm，球体溶解时间为35 d,球座溶解时间为30 d ; 2种规格的滑套长度分别为960、1 200 mm ，球座溶解后的内径分别为98、121 mm。3 性能实验3.1 球座表面强化涂层耐冲蚀性能实验 设计相关实验装置，模拟压裂工况，对滑套表面强化涂层进行耐冲蚀性能测试。测 试排量为6 m3/min，压裂液砂比为30%，循环冲蚀时间为32 h。选取涂层A、 涂层B（上文所述涂层）以及不加涂层的

9、3组工具进行对比测试（图3）。由图3可知，无涂层球座和涂层A球座在冲蚀32 h后，球座冲蚀磨损较为严重， 球座密封面已完全破坏，不具备承压密封能力，涂层B球座表面未发生涂层大面 积剥落、基材冲蚀损坏等情况，且球座密封面保存完好，表明涂层B具有较好的 耐冲蚀性能。图3 全自溶球座表面涂层冲蚀前后对比分析（左图为冲蚀前，右图为冲蚀后）3.2 球座溶解性能测试加工一套外径为105 mm、内径为50 mm的全自溶球座，然后放入钢套中（图4）, 目的是使球座溶蚀时只溶解内径部分和上下面，而不溶解外径部分，与球座在井底 施工工况保持一致。将球座实验装置放入93 C的3% KCI溶液中，观察球座溶解 情况（

10、图4）。由图4可知：24 h之内，球座高度基本没有变化，但内径慢慢增大； 随腐蚀时间延长，球座高度减小，内径增大；经过336 h腐蚀后，球座绝大部分 已溶解，球座从钢套中脱落。球座溶解性能满足压裂时间要求。图4 球座溶解形态变化及溶解曲线4 现场应用2018年6月在杭锦旗气田JPH-xx井进行了全自溶分段压裂工具现场施工。该井 完钻井深为3 641 m,ei52.4 mm裸眼水平段总长度为871 m，压裂管柱结构 如图5所示。共分7段进行压裂施工，其中，在上部下入2套全自溶滑套。管柱 在井内静置时间长达48 d，入井总液量为605.4 m3，总砂量为64.0 m3，平均 砂比均超过了21.0%

11、(表1)。由表1可知，第6段和第7段的全自溶滑套成功打开，说明该段滑套内的全自溶 球座经受住了全井段压裂施工的冲蚀磨损考验，以及井内环境对球座的长时间溶蚀 影响，球座表面的强化涂层起到了重要作用。图5 全自溶滑套现场施工管柱示意图2018年8月30日，该井压裂施工后约92 d，采用连续油管作业机下入一趟磨铣 管柱，探至第7级(2 860 m)和第6级(2 975 m)自溶滑套处均未遇阻，表明该处 滑套憋压球及球座均已完全溶解。全自溶滑套压裂工具成功实现了入井长时间静置 后顺利开启，并满足了大规模压裂施工过程中的冲蚀工况，压裂后充分溶解，形成 了滑套内全通径。表1全自溶滑套现场压裂施工数据段号最

12、大排量/(m3min-1)滑套打开压力/MPa 总液量/m3 总砂量/m3 平均砂比/%12.4 2.530.583.48.121.422.4 2.547.794.79.721.632.4 2.550.890.09.321.742.4 2.557.385.18.921.852.4 2.555.683.48.921.862.4 2.553.885.49.422.072.4 2.546.783.49.721.7 5结论(1) 通过球座结构优化和表面涂层强化，实现了全自溶分段压裂滑套入井后球座不 溶解，压裂后迅速溶解的自控溶解目的，有效解决了常规多级滑套压裂后无法实现 全通径的问题，为致密油气藏储层

13、改造提供了新的方式，降低了施工风险和成本， 提高了作业效率。(2) 多级滑套配套全自溶球座可满足压裂现场施工需求，下一步将继续深化研究涂 层材料，提高球座在不同井况下的适应性。参考文献：【相关文献】1 陈作，王振铎，曾华国水平井分段压裂工艺技术现状与展望几天然气工业，2007 , 27(9) : 13.2 裴晓含，魏松波，石白茹，等投球滑套分段压裂用可降解压裂球J.石油勘探与开发，2014， 12(6):738-741.3 王建军，于志强水平井裸冃艮选择性分段压裂完井技术及工具J.石油机械，2011，39(2) : 64-65.4 魏辽，马兰荣，朱敏涛，等大通径桥塞压裂用可溶解球研制及性能评价

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