14mm遇水自膨脹封隔器在裸眼水平井分段壓裂中的應用

14mm遇水自膨脹封隔器在裸眼水平井分段壓裂中的應用

0自膨脹封隔器技術(shù)遇水自膨脹封隔器由基礎管道和因水而膨脹的特殊橡膠材料制成，不需要機械或手動封閉器，可取代傳統(tǒng)封閉器進行環(huán)間空腔密封。經(jīng)過10余年的發(fā)展,國外公司對該技術(shù)已完成從理論設計、室內(nèi)試驗到現(xiàn)場應用的轉(zhuǎn)化,多家公司開發(fā)了各具特色的自膨脹封隔器技術(shù),如哈里伯頓的EasyWell系列遇油遇水膨脹封隔器技術(shù),TAM公司的TAMFREECAP系列可膨脹封隔器技術(shù)等,除在完井堵水方面的應用外,在儲層改造領域形成了完井/壓裂一體化技術(shù),即利用遇水/遇油自膨脹封隔器代替常規(guī)封隔器工具進行層間封隔分段壓裂,壓裂完成后直接完井生產(chǎn),降低了作業(yè)成本,提高了施工的可靠性。近年來,國內(nèi)在引進國外自膨脹封隔器工具的同時,也進行了理論方面的相關(guān)研究和實踐,并嘗試了自膨脹封隔器的國產(chǎn)化生產(chǎn)和現(xiàn)場推廣應用。但目前國內(nèi)自膨脹封隔器主要應用于分層堵水、輔助完井和輔助固井等低壓作業(yè),在分層壓裂等高壓作業(yè)方面還處于空白狀態(tài)。為此,筆者在自膨脹封隔器機理研究的基礎上,針對水平井裸眼分段壓裂工藝,開發(fā)了適用于Ф152.4mm井眼的Ф144mm遇水自膨脹封隔器,并根據(jù)水平井裸眼壓裂現(xiàn)場施工工藝進行了關(guān)鍵技術(shù)試驗。自2012年6月起在中石化華北分公司紅河油田和大牛地氣田進行了6井次的現(xiàn)場應用,累計下入封隔器16套,現(xiàn)場封壓效果良好。1結(jié)構(gòu)和技術(shù)1.1雙層膠筒技術(shù)水平井裸眼分段壓裂用Ф144mm遇水自膨脹封隔器結(jié)構(gòu)如圖1所示,主要由接箍、基管、端環(huán)和內(nèi)、外雙層遇水自膨脹膠筒等組成。內(nèi)、外雙層膠筒采用不同的遇水自膨脹橡膠材料制成,外層膠筒具有高強度、高硬度和低膨脹率的特點,可滿足水平井裸眼段下入的要求,減小下入過程中裸眼段對封隔器的磨損以及封隔器提前膨脹的問題。內(nèi)層膠筒相對外層膠筒強度有所減小,但維持較快的膨脹速度,為膨脹封壓的核心層。1.2井眼封壓時間Ф144mm遇水自膨脹封隔器基管外徑114mm、材質(zhì)P110鋼級,膠筒外徑144mm,耐溫150℃,有效封隔能力每米不小于15MPa,清水介質(zhì)下針對Ф152.4mm井眼的有效封壓時間為4~7d。根據(jù)現(xiàn)場地層封隔要求,制作了系列規(guī)格的遇水自膨脹封隔器,如表1所示。2受壓縮影響封隔器安全性多級滑套分段壓裂施工屬于高壓作業(yè),對封隔器封壓性能要求較高,遇水自膨脹封隔器須在預定時間內(nèi)脹封,并達到理想的封壓效果。同時,必須保證下入過程中封隔器不提前膨脹而影響下入的安全性。針對水平井裸眼段投球滑套+裸眼封隔器分段壓裂施工工藝要求,影響遇水自膨脹封隔器現(xiàn)場應用的關(guān)鍵因素有:(1)鉆井液環(huán)境中封隔器膨脹是否可控,可否安全下入到位;(2)在完井液環(huán)境下可否在預定時間內(nèi)快速實現(xiàn)封壓,并長時間保持高封壓性能。為此,對以上現(xiàn)場應用關(guān)鍵技術(shù)進行了針對性研究和性能驗證。2.1自膨脹封隔器膨脹試驗工具管串下入過程是在鉆井液環(huán)境中,整個下入時間為10~20h。因此必須保證下入過程中遇水自膨脹封隔器的膨脹率可控。在室內(nèi)針對現(xiàn)場鉆井液環(huán)境進行了封隔器膨脹試驗,90℃時Ф144.0mm遇水自膨脹封隔器在鉆井液環(huán)境中的膨脹曲線如圖2所示。由圖可知,在30h后封隔器外徑膨脹至146.4mm,在Ф152.4mm井眼中可安全下入。2.2膨脹介質(zhì)試驗目前,水平井裸眼段分段壓裂工具管串入井后,井內(nèi)全部置換為質(zhì)量分數(shù)2%的KCl溶液。根據(jù)遇水自膨脹封隔器的膨脹特點,膨脹介質(zhì)礦化度越高,膨脹速度越慢。為此,試驗中采用質(zhì)量分數(shù)5%的KCl溶液作為膨脹介質(zhì),外層模擬井筒內(nèi)徑為160mm(模擬Ф152.5mm井筒擴大率為5%的情況),進行膨脹時間及封壓性能試驗,試驗結(jié)果如圖3所示。由圖可知,遇水自膨脹封隔器在第6天時實現(xiàn)封壓,并在第8天達到每米15MPa的封壓能力,該膨脹速度滿足現(xiàn)場應用要求。該試驗共進行156d,封隔器一直能夠保持每米15MPa的封壓能力,驗證了封隔器在質(zhì)量分數(shù)5%的KCl完井液中的膨脹和封壓性能以及封隔持久性。3現(xiàn)場應用效果Ф144mm遇水自膨脹封隔器于2012年6月起在中石化華北分公司紅河油田HH37P57、HH36P107等6口井進行了現(xiàn)場應用,其中在HH36P107井中單井下入7套,驗證了封隔器的下入安全性及封壓性能。3.1hh37p57井3.1.1段長度及井水平段HH37P57井是紅河油田紅河37井區(qū)內(nèi)的一口水平井,完鉆井深2458.00m(斜深)/1724.07m(垂深),完鉆層位長62油組,水平段長度600.70m,152.4mm裸眼完井,采用裸眼封隔器+投球滑套預制管柱進行8段壓裂改造。該井水平段較長,平均井徑158.5mm,井眼擴大率在4%左右,井眼軌跡不理想,波動較大,對多級滑套壓裂預制管柱順利下到設計位置有一定影響。該井水平段測井解釋成果如圖4所示。在第8壓裂層段泥質(zhì)含量較高,預計壓裂施工壓力會較高。同時,在其層段上方與頂部封隔器間有水層,因此加放遇水自膨脹封隔器進行封隔,以避免壓裂過程中將水層壓裂,造成油井大量出水而水淹油層。3.1.2第8段是裂曲線該井前期通井和裸眼封隔器等工具串下入施工正常。第1~7段壓裂施工順利,壓差滑套及投球滑套均正常打開,最高施工壓力30MPa,壓裂曲線如圖5所示。在進行第8段施工時,憋壓球到位后油管壓力上升至46.5MPa,滑套打開,但施工泵壓繼續(xù)上升至50MPa,穩(wěn)壓一段時間后無地層破裂顯示。停泵泄壓后重新施工,最大泵壓達64MPa,并進行短時穩(wěn)壓,地層仍無壓降顯示,最后只能放棄該層的壓裂。由于該段滑套位置處于泥頁巖層,前后2次穩(wěn)定而又較高的施工壓力證明施工過程中無竄層出現(xiàn),從而驗證了遇水自膨脹封隔器良好的封隔性能。3.2hh36p107井3.2.1裸眼段封隔井HH36P107井位于甘肅省平?jīng)鍪嗅轻紖^(qū)索羅鄉(xiāng)姚王村張洼社,采用投球滑套進行裸眼水平段10級壓裂施工。該井井眼較大,平均井徑達165mm,且多處為橢圓形井眼,采用液壓金屬膨脹封隔器無法實現(xiàn)有效封隔,最終采用液壓金屬膨脹式裸眼封隔器和遇水自膨脹封隔器結(jié)合的方式實現(xiàn)裸眼段封隔。該井基本數(shù)據(jù)如下:最大井斜92.15°,井深3494m,水平段平均井徑166.5mm,上層套管直徑177.8mm,完井管柱直徑114.3mm,井底溫度63℃,回接插管位于2250m處,鉆井液密度為1.23g/cm3。下入的遇水自膨脹封隔器相關(guān)參數(shù)見表2。3.2.2整體管柱的下提和下沉根據(jù)井況需要在該井一次性下入7套遇水自膨脹封隔器,總下入時間21h,完井管串下入順利,下入完成后進行整體管柱的上提和下放,摩阻無異常顯示。該井工具下入與壓裂施工間隔8d,壓裂施工曲線如圖6所示。從圖6中可以看出,各級滑套均打開順利,打開壓差和地層破裂壓力明顯,證明各層段封隔效果良好,其中第5段最高施工泵壓達52MPa,施工正常,未發(fā)生竄層。4mm遇水自膨脹封隔器的效果(1)研制的Ф144mm遇水自膨脹封隔器操作簡單,封壓性能可靠,適用于裸眼水平井分段壓裂作業(yè)。(2)現(xiàn)場試驗結(jié)果表明,Ф144mm遇水自膨脹封隔器